Naftogaz annual-report-2015

НАВОДИМОЛАД

РІЧНИЙ ЗВІТ2015

Прибуток від транзитугазу22,6

Прибутоквід реалізації газупромисловимспоживачам4,1

Прибуток від реалізації газу

власного видобутку Укргазвидобування населенню8,4 Збиток від

реалізаціїімпортованого газу

для населеннята ТКЕ-30,5

Чисті втративід курсових різниць

-19,9

Фінансові витрати-10,9

Резерви на судові справи та інші резерви-7,9 -36,3

Чистийзбиток

Валовийприбуток8,5

Інші витрати, зменшені на інші доходи-6,1

100225350475600

2028364452

10,015,821,527,333,0

0369

12

6080

100120140

7,09,5

12,014,517,0

0,41,01,72,43,0

СТРУКТУРА ДОХОДІВ ТА АКТИВІВГРУПИ ЗА СЕГМЕНТАМИ

млрд грн

ДИНАМІКА ДОХОДІВТА АКТИВІВ ГРУПИ ЗА ПЕРІОД 2013-2015 РОКІВ

млрд грн

ДОХІД ЗА СЕГМЕНТАМИ

ФІНАНСОВІ ПОКАЗНИКИ НАФТОГАЗУ 2015 рік, млрд грнДивитися розділ «Аналіз фінансової звітності» на стор. 161

ОСНОВНІ ФАКТОРИФОРМУВАННЯ ЗБИТКУ

ГРУПИза 2015 рік, млрд грн

-57,3

21,7

Операційні доходи групи(без елімінації)

131,2* 669,7

2013

нерегульовані

нерегульовані регульовані

регульовані

2014 2014

2013 2014 2015

Активи групи

67,5192,170,1

139,7

7,5 24

11,7

9,9

457,1 586,4

27,3

51,9

19,331,4

11,2

0

7,4

16,1

0,50,8

2,8

Газ

Нафта*

Інше

Газ

Нафта*

Інше

Інвестиції*

Активи

Результатза сегментами

Транспортуваннягазу та нафтовий бізнес

47,6%62,5 млрд грн

Торгівля газом,видобування

та зберігання газу

*Нафтогаз почав отримувати показники фінансової звітності Укрнафти для складання консолідованої фінансової звітності групи починаючи з 22 липня 2015 року, дати фактичної передачі Нафтогазу контролю над своїм дочірнім підприємством. Укрнафта не консолідується у звітності групи станом на 31 грудня 2013 року та 31 грудня 2014 року.

Валовий збитоквід торгівлі газом

для потреб населення

Валовий прибутоквід торгівлі газом

для інших категорій

РЕЗУЛЬТАТ СЕГМЕНТА«РЕАЛІЗАЦІЯ ГАЗУ»млрд грн

Теплодля населення

ТКЕдля іншихспоживачів

Регіональнігазорозподільніпідприємствадля продажуіншимспоживачам

Промисловіта іншіспоживачі

Регіональнігазорозподільні

підприємства для

перепродажунаселенню

Дохід від реалізації Собівартість Валовий збиток Валовий прибуток

-22,1 4,1

20,3

7,0 6,17,6

1,82,3

18,020,1

15,72,1

-26,7

4,6

1,5

0,533,7

Траспортування газу

Зберігання газу

Видобуток газу

Торгівля газом

Нафтовий бізнес та інше

83,3

38,7

77,7

180,9

289,1

-0,8 інше**

52,4%68,7 млрд грнПрибуток

від інших

діяльності

3,9

сегментів

66,9

18,9

21,2

1,6

50,0

*враховані внутрішньогрупові продажі (елімінація) в сумі 27,3 млрд грн

млрд грн

**Нерозподілені доходи/витрати та елімінація і вигода/(витрати) з податку на прибуток

Операційні доходи

РЕЗУЛЬТАТИ ПЕРШОГО ЕТАПУРЕФОРМИ РИНКУ ГАЗУ

млрд

ГРУПА НАФТОГАЗ – НАЙБІЛЬШИЙ ПЛАТНИК ПОДАТКІВ В УКРАЇНІмлрд грн

НАСЕЛЕННЯ СКОРОЧУЄ ОБСЯГИ ВИКОРИСТАННЯ ГАЗУ МЛН КУБ. М

Південний ГЗ

К 2,1

АТБ-М

арке

т 2,1

ЕСКО-Північ 2,2

Київстар 2,4

УСД-Полт

аван

афто

газ 2

,9

Нафто

газв

идобув

ання 2

,9

Павло

град

вугілл

я 3

Укрта

тнаф

та 3,4

Приватбан

к 3,8

Енерго

атом 3,9

УСД-Карпат

игаз 4

,1

Арсело

рМіттал

Кривий Ріг 4,7

Imper

ial To

bacco

в Україн

і 5,5

Енерго

ринок 5,6

JTI Укр

аїна 6

,2

В.А.Т- П

рилуки

6,3

Philip M

orris У

країн

а 7,7

УКРНАФТА 5,3

НАФТОГА

З 17,7

УКРГАЗВИДОБУВАННЯ 19,8

Компанії групи Нафтогаз,що війшли до найбільших

платників

42,8грнмлрд

2014 2016152 151

НАФТОГАЗ БІЛЬШЕ НЕ ПОТРЕБУЄ ДЕРЖАВНОЇ ПІДТРИМКИ млрд грн

Державабільше невитрачаєна Нафтогаз

Натомістьнезаможніотримали

адреснісубсидії

Фінансуванняоборони

за цей часзросло

у 2,5 раза

43

108

97

1046

Нафтогаз

Субсидіїнаселенню

Оборона(МО та МВД)

Споживання природного газу населенням в Україні (за виключенням АРК, Донецької та Луганської областей)

Зміна споживання природного газу внаслідок:температури зовнішнього повітря в опалювальний період

регулярних змін норм споживання природного газу абонентами, які не обладнані приладами обліку

встановлення приладів обліку в абонентів, які в попередньому році розраховувалися за нормами споживання

підвищення роздрібної ціни на природний газ та інші фактори

Що зробленоНовий закон про ринок газуДиверсифікація джерел постачанняЗбільшення частки приватних імпортерівЗбільшення частки приватних компаній у нерегульованому сегменті ринкуСегмент постачання газу для потреб населення стає потенційно привабливим для приватних гравцівПочаток реформи корпоративного управління в Нафтогазі

Що ще треба зробити Завершити арбітражні процеси у СтокгольміСтворити незалежного регулятораВідокремити функції оператора ГТС від НафтогазуВдосконалити вторинне законодавствоВдосконалити систему надання субсидійЗабезпечити ефективний доступ альтернативних постачальників до кінцевих споживачівЗалучити капітал для інвестицій у енергоефективність та видобування газу

Доходів держбюджету від Нафтогазу вистачає на покриття субсидій, у держбюджету з’являються додаткові кошти на фінансування інших суспільно важливих витрат

2012-2013(середній рівень)

2014

-630

+63

-530

-2123

-40-94-34-549

2015

14366 13069 10449

ВЗАЄМОРОЗРАХУНКИ ГРУПИ НАФТОГАЗ З БЮДЖЕТОМ У 2014-2016 РОКАХ МЛРД ГРН

2014 2015 2016(прогноз)

Сплата податків групою (без ПАТ «Укрнафта»)

Рекапіталізація Нафтогазу

Інші витрати бюджету (різниця в тарифах, пільги та субсидії)

Чисті трансферти з бюджету (-) /перевищення податкових платежів над витратами бюджету на дотації газу (+)

17,1

-96,6

-94,4 -8,6 +25,1

-29,7-35,1

-17,1-14,9

38,260,2

ФРАНЦІЯ

БЕЛЬГІЯ

НІДЕРЛАНДИ

НІМЕЧЧИНА

ІТАЛІЯ

ІСПАНІЯ

ПОРТУГАЛІЯ

ПОЛЬЩА

ПІВНІЧНИЙ ПОТІК

УКРАЇНА

РОСІЯ

ПРЯМИЙ ПОТІК

(УКРАЇН

СЬКА ГТС)

БЛАКИ

ТНИ

Й П

ОТІК

ЯМАЛ-ЄВРОПА

ГТС ОАО «ГАЗПРОМТРАНСГАЗ БЕЛАРУСЬ»

РУМУНІЯ

ТУРЕЧЧИНА

ЧЕХІЯ

ШВЕЦІЯНОРВЕГІЯ

ВЕЛИКОБРИТАНІЯ

1,5

15,8

8,4

32,0

22,5

50,0

33,0 47,4

10,5

31,6

4,6

24,4

43,2

28,2

1,0

0,3

11,1

3,1

6716 16

33

4812

33

146

5539

6,1

27,7

184,4

27,0

21,9

8,9

7,0

9,0

0,9

6,4

ВИДОБУВАННЯ ПРИРОДНОГО ГАЗУмлрд куб. м

Використання газу, млрд куб. м: Продаж газу Групи Газпром в далеке зарубіжжя Власного видобування та імпорт з інших країн

Коридор транзиту російського газу, млрд куб. м/рік Потужність транзиту в Європу Обсяги транзиту в 2015 році

СЛОВАЧЧИНАУГОРЩИНА

БОЛГАРІЯ

ГРЕЦІЯ

ДАНІЯ

2,0

0,8

0,1

6,0

2,93,80,6

0,72,5

УКРАЇНА НА ГАЗОВОМУ РИНКУ ЄВРОПИ2015 рік

39

9

НІМЕЧЧИНА

45

7

ІТАЛІЯ

675

52

НІДЕРЛАНДИ

95

6

ПОЛЬЩА

11

110

РУМУНІЯ

42

206


604

УКРАЇНА

20

1857

НОРВЕГІЯ

122

№4Україна знаходитьсяна 4 місці за обсягамивидобування газу

№3 Україна посідає3 місце за запасамигазу

№7Україна посідає7 місце за обсягамивикористання газу

№8Україна знаходитьсяна 5 місці за обсягамиімпорту газу

№1Україна на першомумісці за обсягамитранзиту газу

№1Україна володієнайбільшими в Європіпотужностями ПСГ

Обсяг доведених видобувних запасівОбсяг видобування

Джерела: Enerdata, GIE, BP, Нафтогаз, Газпром

УКРАЇНА

НІМЕЧЧИНА

ІТАЛІЯ

ФРАНЦІЯ

УГОРЩИНА

АВСТРІЯ


СЛОВАЧЧИНА

ЧЕХІЯ

ПОЛЬЩА

ІСПАНІЯ

ДАНІЯ

30,9

24,6

16,6

12

6,3

8,3

5,0

3,1

3,5

2,7

4,1

1,0

ЗАГАЛЬНАПОТУЖНІСТЬПІДЗЕМНИХСХОВИЩ ГАЗУмлрд куб. м, станом наквітень 2015 року

млрд куб. м продаж газу Групи Газпром

в далеке зарубіжжя

ЗМІСТ

ВСТУПМісія та цінності ...............................................10Як ми створюємо цінність: 6 капіталів .....12Звернення наглядової ради ........................14Звернення голови правління ....................15Важливі події звітного періоду ...................18

СТРАТЕГІЯ ТА РЕФОРМИСтворення ефективного ринку газу ..........22Надійність постачання ..................................28Операційна ефективність ............................37Досягнення газової незалежності .............44Аналіз: перехід від прихованих до адресних субсидій ...........................................47Корпоративне управління ...........................56

Правління та його винагорода ........62Менеджери вищої ланки ....................64Прозорість та підзвітність..................70

ОПЕРАЦІЙНА ДІЯЛЬНІСТЬОпераційне середовище ..............................74Структура бізнесу ............................................78Запаси нафти та газу ......................................80Видобування газу ............................................86Імпорт та оптове постачання газу ............93Транспортування магістральними газопроводами ................................................98Підземне зберігання газу .......................... 106Розподільний бізнес ................................... 108Транспортування нафти ............................ 112Видобування нафти ..................................... 116Видобування нафти і газу за кордоном 120Наслідки збройної агресії .......................... 122

СОЦІАЛЬНА ТА ЕКОЛОГІЧНА ВІДПОВІДАЛЬНІСТЬ

Корпоративна соціальна відповідальність ........................................... 128Персонал ......................................................... 130Корпоративна етика ................................... 134

Безпека праці ............................................... 135

Розвиток місцевих громад ........................ 141

Екологія та безпека ...................................... 144

Енергоефективність

та енергозбереження ................................. 151

Відповідальність перед

споживачами ................................................. 154

Взаємодія із зацікавленими

сторонами ....................................................... 157

АНАЛІЗ ФІНАНСОВОЇ ЗВІТНОСТІАналіз зауважень аудитора 2015 ............ 164

Основні показники діяльності групи ..... 166

Аналіз фінансових результатів ...... 168

Аналіз результатів в регульованих

сегментах.............................................. 169

Аналіз результатів в нерегульованих

сегментах.............................................. 174

Формування чистого збитку .......... 178

Аналіз балансу

(фінансового стану) ........................... 179

Аналіз змін у капіталі ......................... 184

Аналіз руху грошових коштів ........ 185

Система управління ризиками ................ 187

Прогноз на 2016 рік .................................... 193

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬЗвіт незалежного аудитора ....................... 202

Баланс (звіт про фінансовий стан) ......... 206

Звіт про фінансові результати ................. 207

Звіт про зміни у власному капіталі ......... 209

Звіт про рух грошових коштів ................. 210

Примітки до фінансової звітності............ 212

ДОВІДКОВА ІНФОРМАЦІЯТерміни та скорочення .............................. 259

Таблиця відповідності GRI ......................... 261

Контактна інформація ................................. 266

ВСТУП

8 9

МІСІЯБути рушійною силою в реформі газового ринку та побудові конкурентного бізнес‑середовища за європейським зразком, а також забезпечувати надійність постачання газу на прийнятних умовах для українських і європейських споживачів у фінансово сталий спосіб

НАШІ ЦІННОСТІ

Пасіонарність

Нафтогаз є локомотивом змін у газовій сфері, де спонукає до ліквідації корупційних та появи ринкових правил для всієї газової галузі і в міру просування реформ мінімізує свою роль на ринку від стану монополіста до рівноправного учасника ринку

Відповідальність

Нафтогаз створює додану цінність для своїх клієнтів та всього суспільства, намагаючись не завдавати шкоди жодному з шести капіталів (людському, соціальному, інтелектуальному/творчому, індустріальному/виробничому, природному та фінансовому)

Підзвітність

Нафтогаз керується у своїй діяльності стратегічно-довготерміновими та тактично-короткотерміновими інтересами всього українського суспільства як одночасно і власника, і вигодонабувача своєї діяльності

Ефективність

Нафтогаз здійснює свою діяльність таким чином, щоб досягати максимального результату мінімальними ресурсами

МІСІЯ ТА ЦІННОСТІ

ВСТУП

10

ВНУТРІШНІ СИСТЕМИУПРАВЛІННЯ ТА

КОНТРОЛЮ

КОМАНДАПРОФЕСІОНАЛІВ

СИСТЕМА УПРАВЛІННЯРИЗИКАМИ

СИСТЕМАКОРПОРАТИВНОГО

УПРАВЛІННЯ,ЩО ВІДПОВІДАЄ

ПРИНЦИПАМКОРПОРАТИВНОГОУПРАВЛІННЯ ОЕСР

СТВОРЕННЯ ЦІННОСТІ: 6 КАПІТАЛІВ

ПРИРОДНИЙНафтогаз намагається мінімізувати вплив своєївиробничої діяльності на навколишнєприродне середовище

ФІНАНСОВИЙВартість активів групи Нафтогаз становить 669,7 млрд грн. Нафтогаз має на меті забезпечити прозорість своєї діяльності та підвищення її операційної ефективності

ЛЮДСЬКИЙНафтогаз – один з найбільших роботодавців України.

На підприємствах, що входять до групи Нафтогаз,працює 77 308 співробітників

СОЦІАЛЬНИЙМи усвідомлюємо суспільну значимість результатів нашої діяльності

для економіки країни та українського суспільства і вважаємо,що наша діяльність у сфері корпоративної соціальної

відповідальності – це наш внесок у сталий розвиток України

ІНТЕЛЕКТУАЛЬНИЙІнтелектуальний капітал – один зі стратегічних

активів групи Нафтогаз та наша конкурентна перевага

ТАНСПОРТУВАННЯСИРОЇ НАФТИ

16,8 МЛН ТОНН

ПРОФЕСІЙНИЙРОЗВИТОК

ПРАЦІВНИКІВ

БЕЗПЕЧНІУМОВИ ПРАЦІ

КОНКУРЕНТО-СПРОМОЖНІ

УМОВИОПЛАТИ

КВАЛІФІКОВАНІСПЕЦІЛАЛІСТИ

ВИДОБУВАННЯ СИРОЇ НАФТИ

І ГАЗОВОГОКОНДЕНСАТУ

2,2 МЛН ТОНН

ЗБЕРІГАННЯПРИРОДНОГО ГАЗУ

16 МЛРД КУБ.М (НА ПОЧАТОК СЕЗОНУ

ВІДБОРУ ГАЗУ)

ТРАНСПОРТУВАННЯПРИРОДНОГО ГАЗУ

98,5 МЛРД КУБ. М

ДОВЕДЕНІЗАПАСИ НАФТИ,

КОНДЕНСАТУТА ГАЗУ

1618,6 МЛН БАРЕЛІВ Н.Е.

ІМОВІРНІЗАПАСИ НАФТИ,

КОНДЕНСАТУТА ГАЗУ161,5 МЛН БАРЕЛІВ Н.Е

ОПЕРАЦІЙНАЕФЕКТИВНІСТЬ

ФІНАНСОВІРЕЗУЛЬТАТИ

ІНВЕСТИЦІЙНІПРОЕКТИ

ВЗАЄМОДІЯЗ ЗАЦІКАВЛЕНИМИ

СТОРОНАМИ

СОЦІАЛЬНИЙРОЗВИТОК МІСЦЕВИХГРОМАД

КОРПОРАТИВНА КУЛЬТУРА

КОМАНДАПРОФЕСІОНАЛІВ

Статистичні дані за 2015 рік

1,6 МЛН ТОНН — НАФТОПРОДУКТИ 0,4 МЛН ТОНН —

СКРАПЛЕНИЙ НАФТОВИЙ

ГАЗ

ВАРТІСТЬ АКТИВІВ ГРУПИ

НАФТОГАЗ669,7 МЛРД ГРН

ЕНЕРГОЕФЕКТИВНІСТЬПРИНЦИПИ І ПРОЦЕДУРИ

ВИРОБНИЧИЙНафтогаз – провідне підприємство паливно-енергетичного комплексу,

одна з найбільших компаній України

стор. 133

стор. 120

стор. 151 стор. 130

стор. 56

стор. 130

стор. 80стор. 106

стор. 116

стор. 98

стор. 112

стор. 116

стор. 80

стор. 187

стор. 60

стор. 135

стор. 134

стор. 414

стор. 157

стор. 162

стор. 199

стор. 37

стор. 135

стор. 133

стор. 132

ВИДОБУВАННЯПРИРОДНОГО

ГАЗУ16 МЛРД КУБ. М

стор. 86

НАФТОПЕРЕРОБКА

ЧАС СТАТИ ПЛІЧ-О-ПЛІЧСьогодні Україна стоїть перед випро-буваннями, які випадали небагатьом країнам у Європі вже понад 70 років. У протистоянні цим викликам українці демонструють дивовижну наполегли-вість і рішучість у будівництві нової країни. Ми горді, що допомагаємо Україні в цьому важливому завданні.

Вже той факт, що ви читаєте це звернення, є яскравим свідченням глибинних соціальних і політичних змін, котрі відбулися як в Україні, так і в Нафтогазі. Ще три роки тому інфор-мація про комерційну та фінансову діяльність групи була здебільшого офіційно засекречена, а наглядова рада виконувала суто декоративні функції.

Нове керівництво розпочало необхідні, хоч подекуди і болючі, зміни в Нафто-газі, які, крім інших переваг, зможуть слугувати взірцем для подальшого ре-формування інших великих підприємств українського державного сектору.

З травня 2016 року в Нафтогазі діє сучас-на наглядова рада. Заплановано, що до квітня 2017 року вона отримає весь обсяг повноважень та почне виконувати функ-ції цілком відповідно до принципів ОЕСР для компаній у державній власності.

Відбулися серйозні зрушення, але реформи ще не завершено. Зокрема, всі українські компанії в державній власності чекають на ухвалення зако-нодавчого підґрунтя, яке захистить їх від політичного втручання та дасть їм змогу працювати ефективно в інтересах усіх громадян України.

Попереду ще багато роботи. Водночас, нам приємно зазначити, що в Україні на всіх рівнях є люди, які можуть і хочуть вкладати свій інтелектуальний потен-ціал та енергію в роботу, необхідну для досягнення успіху. Приєднавшись до наглядової ради Нафтогазу, одного з найбільших підприємств у державній власності, ми маємо за честь зробити свій внесок у складні, але дуже необхід-ні Україні перетворення.

Цей річний звіт демонструє, що за два з половиною роки керівництву Нафтогазу вдалося зробити важли-ві кроки для істотного поліпшення ситуації. Західна філософія прозорості й підзвітності поступово стає нормою для компанії.

Ми разом із правлінням свідомі того, що довіру суспільства та партнерів треба здобувати щодня, наполегливо долаю-чи корупцію та підвищуючи ефектив-ність роботи групи.

Ми не можемо досягти успіху самотуж-ки. Нам важлива підтримка української влади, міжнародної спільноти, експер-тів, ЗМІ та громадськості.

Ми впевнені, що працюючи разом, зможемо збудувати сучасну європей-ську компанію, яка буде здатна забезпе-чувати енергетичну безпеку України та працювати в інтересах свого кінцевого акціонера – українського народу.

ЗВЕРНЕННЯНАГЛЯДОВОЇ РАДИ

Юлія Ковалів, голова наглядової ради

Пол Ворвік, заступник голови

наглядової ради

Андрій Коболєв голова правління

ЗВЕРНЕННЯ ГОЛОВИПРАВЛІННЯ

Шановні читачі!

Кінцевим власником НАК «Нафтогаз України» є український народ. Прозорість та підзвітність – основний інструмент ефективного контролю акціонерів за будь-яким бізнесом, тим більше – державним.

Довгий час наш власник був позбавлений можливості отримувати підтверджену, прозору та повну інформацію щодо діяльності Нафтогазу. Тому забезпечення такої прозорості є одним із найважливіших завдань, над якими працює нова управлінська команда групи Нафтогаз.

Звіт, який ви зараз тримаєте в руках, базується на консолідованій фінансовій звітності групи Нафтогаз за 2015 рік, перевіреній незалежним аудитором – компанією ПрАТ «Делойт енд Туш ЮСК». Окрім стандартного звіту за минулий 2015 рік, цей документ також містить інформацію щодо діяльності групи за перше півріччя 2016 року.

Мета нашої нової управлінської команди – зро-бити Нафтогаз ефективною сучасною компа-нією, яка приносить вигоду своєму кінцевому власнику – народу України. Ми активно долу-чилися до реформи ринку газу, адже без змін у роботі ринку неможливо змінити Нафтогаз.

НАД ЧИМ МИ ПРАЦЮВАЛИРеформа Нафтогазу є складним процесом, який реалізується у декілька етапів.

У 2014 та на початку 2015 років нашим ключовим завданням і здобутком було створення можливостей зменшити критич-ну залежність України від Газпрому та Росії.

Ми мусили змінюватися, аби отримати шанс на майбутнє. На відміну від старого Нафтогазу ми стали відкритими, прозори-ми, чесно визнавали неприємну правду та неухильно дотримувалися своїх зобов’я-зань. Це дозволило нам завоювати довіру та необхідну підтримку як в Україні, так і за кордоном.

Результати тієї роботи дозволили нам вперше за всі роки незалежності України пройти зиму 2015-2016 років, не купуючи газ у Росії.

У 2015-2016 роках наші зусилля зосере-джені, передусім, на наведенні ладу в Нафтогазі та у його відносинах із кон-трагентами. Ми активно працюємо над відстоюванням своїх позицій в міжнарод-них судах, викорінюємо корупцію, впрова-джуємо реформу корпоративного управ-ління компанії – робимо Нафтогаз краще керованим та більш ефективним.

Оновлений Нафтогаз став рушійною силою у реформі українського ринку газу. Ми також провокуємо зміни у низці суміжних секторів. Наша команда долучилася до роз-робки та впровадження в Україні європей-ського газового законодавства, яке робить ринок більш ефективним та прозорим.

ВСТУП

14 15

ЯК МИ БОРЕМОСЯ З КОРУПЦІЄЮЗа роки свого існування Нафтогаз заробив репутацію збиткової не-ефективної організації, яка працює у корупційних інтересах олігархів. Ми розуміємо, що змінити це ставлення можна лише кропіткою щоденною роботою, прозорістю та реальними результатами. Для того, щоб Нафто-газ позбувся цієї ролі назавжди, необ-хідно було змінити не лише менедж-мент та підходи до роботи, а й саму систему, в якій працює група.

Одним із найважливіших кроків у цій системній боротьбі з корупцією стала реформа корпоративного управлін-ня, започаткована в Нафтогазі на-прикінці 2015 року. Вперше за свою історію група отримала наглядову раду, більшість директорів у якій мають багаторічний досвід роботи у великих міжнародних нафтогазових компаніях та є незалежними від дер-жави. Якщо цю реформу буде доведе-но до кінця, Нафтогаз працюватиме як комерційна організація, захищена від політичного втручання. Окремі групи впливу не матимуть неправо-мірного доступу до Нафтогазу для забезпечення «політичного балансу» та «домовленостей».

Ще одним системним ударом по корупції став поетапний перехід України від крос-субсидій до адрес-них субсидій населенню на оплату комунальних послуг, який завершив-ся у 2016 році. Цей крок уряду зламав хребет системі газових дотацій, на якій багато років живилася багато-мільярдна корупція. Ще у 2014 році ціна на газ для населення була в 10 разів нижчою ніж ціна для промис-ловості. Тепер вони є практично од-наковими. Нині немає жодного сенсу приписувати побутовим споживачам зайві обсяги газу, щоб скористатися державними дотаціями для власного бізнесу. Тепер державна допомога йде безпосередньо на особовий ра-хунок споживачів, які її потребують.

Крім того, ми докорінно змінили під-хід до закупівель в компаніях групи Нафтогаз. Раніше підприємства групи купували у «потрібних» контрагентів застаріле обладнання за ціною в рази вище ринкової. Тепер ми купуємо лише те, що є дійсно потрібним, та виключно за прозорими ринковими цінами. Наша група є лідером з обся-гів закупівель та економії в системі ProZorro. Ми провели у цій системі понад 5 тисяч тендерів та зекономи-ли більше 1 млрд грн.

ЩО ПЛАНУЄМО НАДАЛІУ першій половині 2016 року, впер-ше з 2011 року, Нафтогаз отримав прибуток. Вперше за останні 10 років Нафтогаз не отримує компенсацій від держави. Ще у 2014 році дефіцит Нафтогазу, покритий державою, перевищував решту дефіциту держ-бюджету і становив 6% ВВП. Тепер ситуацію змінено докорінно. За поточними прогнозами, у 2016 році Нафто газ сплатить більше податків, ніж держава витратить на сумарні газові субсидії для населення. Очіку-ється, що податкові надходження від групи Нафтогаз у 2016 складуть 10% доходів держбюджету.

Ми очікуємо, що на початку 2017 року завершиться кількарічна робота щодо двох арбітражних проваджень проти Газпрому у Стокгольмському арбітражі. Ці процеси є надзвичайно важливими як для майбутнього групи, так і для створення ефективного ринку газу в Україні. Ставка цієї битви становить близько 50 мільярдів дола-рів. Ми та юридична команда процесу докладаємо до перемоги всіх можли-вих зусиль.

Триває антикорупційна реформа кор-поративного управління. Згідно із за-твердженим планом реформи з квітня 2017 року наглядова рада Нафтогазу отримає повні повноваження відпо-відно до стандартів корпоративного управління ОЕСР. Держава як влас-

ник Нафтогазу визначатиме ключові завдання та показники ефективності роботи компанії. Наглядова рада буде забезпечувати реалізацію стратегії для виконання цих завдань, контро-лювати менеджмент, затверджувати бюджети та фінансові плани.

Ми продовжимо боротьбу за системні зміни на ринку газу. Зокрема, споді-ваємося на ухвалення законодавства, яке створить умови для роботи неза-лежного регулятора ринку, а також завершить впровадження норм євро-пейського енергетичного законодав-ства в Україні. Ми підтримуватимемо вдосконалення роботи галузі, яка виробляє теплову енергію, покращен-ня системи субсидій з поступовою монетизацією.

Газова незалежність України є однією із найважливіших цілей нашої роботи. Тому одним із ключових пріоритетів групи залишається збільшення обся-гів власного видобування газу. Ми та-кож вітаємо ініціативи, що спрямовані на енергомодернізацію в Україні, та плануємо запропонувати побутовим споживачам власну програму з підви-щення енергоефективності житла.

У 2016 та протягом декількох наступ-них років ми плануємо продовжити роботу над реструктуризацією групи. Найбільшим пріоритетом для нас в цьому питанні є завершення у 2017 році повного відокремлення від На-фтогазу функції транспортування газу шляхом створення нового оператора газотранспортної системи, у чіткій відповідності з планом, який затвер-джено Кабінетом Міністрів України у липні 2016 року та узгоджено з Секре-таріатом Енергетичного Співтовари-ства, ЄБРР та іншими міжнародними партнерами України.

Серед наших завдань також фінан-сове, технологічне та управлінське вдосконалення групи Нафтогаз. Це включає вирішення накопичених за попередні роки спірних питань з контрагентами та заповнення критич-них розривів у ланцюжках створення вартості.

Ми маємо перетворити групу на ефектив-ного та соціально відповідального гравця ринку та роботодавця. Зокрема, для цього ми плануємо зробити бізнес-модель групи більш сфокусованою та зрозумілою, в тому числі за рахунок виходу з непрофільних активів. Кінцевою метою цієї трансформації є операційна досконалість групи.

Важливо розуміти, що реформами на ринку газу та у Нафтогазі ми вражаємо стару корумповану систему у саме серце і поз-бавляємо її повітря. Вона люто опирається таким змінам. Аби здолати її, потрібна на-полегливість, сфокусованість на результаті, воля, консолідація зусиль всіх реформатор-ських кіл, а також вірність європейським цінностям свободи, верховенства права та інтересів країни.

Реформуючи ринок газу та сам Нафтогаз, Україна вже досягла значних результатів, на які раніше мало хто міг сподіватися. Наша команда робить свій внесок у цей ре-зультат завдяки комбінації чіткого страте-гічного фокусу та збільшення операційної ефективності групи.

ПОДЯКАЯ щиро вдячній команді Нафтогазу. Ми присвятили останні два з половиною роки меті змінити газовий ринок, компанію й

себе. Самовіддана робота кожного з нас дозволяє продовжувати цю боротьбу і перемагати у надскладних умовах.

Я вдячний уряду України, нашим парт-нерам в країні та за кордоном. Разом ми робимо справу, результати якої мають створити нову, європейську Україну та змінити життя людей на краще.

Я вдячний громадянському суспільству. Завдяки вашому контролю та рекомендаці-ям ми маємо можливість вдосконалювати свою роботу, бачити і вчасно виправляти свої помилки. Без вашої участі процес реформування ринку газу та Нафтогазу був би однобічним та недосконалим.

Щиро бажаю усім учасникам процесу якнайшвидше пройти трансформацію від старого та неефективного ринку до сучас-ного та конкурентного. Робота в нових умовах вимагає докорінних змін та збіль-шення власної конкурентоспроможності від кожного з нас.

Ми залишаємося відкритими до спілку-вання та сподіваємося на вашу підтримку, конструктивну співпрацю і мудрість.

Разом переможемо!

З повагою

Андрій Коболєв

ВСТУП

16 17

ВАЖЛИВІ ПОДІЇ

СІЧЕНЬ

2015 2016СЕРПЕНЬ ВЕРЕСЕНЬ ЖОВТЕНЬ ЛИСТОПАД ГРУДЕНЬ ЛЮТИЙ БЕРЕЗЕНЬ КВІТЕНЬ ТРАВЕНЬ ЧЕРВЕНЬ

РЕФОРМАРИНКУ ГАЗУ

НАДІЙНІСТЬПОСТАЧАННЯ


ГАЗОВАНЕЗАЛЕЖНІСТЬ

Приступив до роботи новий керівник Укрнафти

Вперше оприлюд-нено докладний річний звіт Нафтогазу

Суд задовольнив позов Нафтогазу до Укрнафти щодо виплати дивідендів за 2011-2013 роки

Призначено нового керівника Укртранс-нафти

Підприєм-ства Ostchem повністю погасили заборгова-ність перед Нафтогазом та Газом України на суму 2,96 млрд грн

Україна домоглася зняття арешту з кранового судна «Титан-2» у Мексикан-ській затоці

Нафтогаз направив Росії офіційне повідомлен-ня про інвестицій-ний спір щодо активів групи у Криму

Нафтогаз оприлюднив перевірену аудиторами фінансову звітність компанії як окремої юридичної особи за 2015 рік

Сформовано персональ-ний склад наглядової ради Нафтогазу

Нафтогаз виплатив кошти, залучені за кредитом ЄБРР у грудні-січні

Відбулося перше засідання нової наглядової ради Нафтогазу

Нафтогаз вперше провів відкритий редукціон на закупівлю газу у вітчизняних видобувни-ків

У 2015 році використан-ня газу в Україні порівняно з 2014 роком скоротилося на 8,8 млрд куб. м (з 42,6 до 33,8 млрд куб. м, -21%)

Нафтогаз подав до МЕРТ чотири інвестиційні пропозиції в рамках угоди за китайським кредитом обсягом 3,65 млрд дол.

Україна, Росія та Єврокомісія узгодили умови нового «зимового пакета»

ЄБРР, уряд та Нафтогаз підписали пакет документів щодо поновлю-вального кредиту на суму 300 млн дол. для закупівлі природного газу

Нафтогаз запропону-вав приватним компаніям потужності для імпорту газу з Європи

Нафтогаз запропонував Газпрому провести переговори щодо нових тарифів на транспорту-вання газу

Нафтогаз законтракту-вав 1,7 млрд куб. м газу у п’ятьох європейських постачальни-ків в рамках закупівель за кредитом ЄБРР

Офіційну скаргу Нафтогазу проти «Північного потоку-2» передано до Єврокомісії

Нафтогаз відмовив Газпрому в оформленні балансу-вального газу як закупленого Україною

Україна впроваджує сучасні європейські практики на пунктах з’єднання ГТС, не заблокова-них Газпромом

Укртрансгаз та польська Gaz-System підготували обґрунтування будівництва інтерконектора між двома країнами загальною протяжністю 99,3 км

Кабмін погодив поправки до 17 законо-проектів, необхідні для впроваджен-ня нової моделі ринку природного газу

Почав діяти Закон «Про ринок природного газу»

Десять країн ЄС розкрити-кували російський «Північний потік-2»: збереження транспортно-го маршруту через Україну є стратегіч-ним інтересом ЄС

Нафтогаз припинив імпорт газу з РФ та приймає російський газ лише для транзиту

Уряд затвердив новий статут Нафтогазу, який передбачає створення наглядової ради компанії і зменшення політичного впливу на неї

Нафтогаз визначено постачальни-ком останньої надії

Нафтогаз пропонує змінити порядок формування страхового запасу газу постачаль-никами

Нафтогаз запропонував план дій для повного відокремлен-ня оператора ГТС

Нафтогаз починає обговорення проекту нового Кодексу газотран-спортної системи

Запроваджено єдину ціну газу для населення, ТКЕ та промисло-вості

СІЧЕНЬ

Нафтогаз оголосив тендер на проведення незалежної оцінки запасів вуглеводнів

ЛЮТИЙ

Газпром заявив про початок несанкціоно-ваних поставок газу на окуповану територію Донбасу

БЕРЕЗЕНЬ

Ухвалено закон, який зменшив кворум при проведенні зборів акціонерів і відкрив шлях до встанов-лення контролю над Укрнафтою

НКРЕКП скоротила дефіцит між роздрібною та закупівельною ціною газу для населення та ТКЕ

ЧЕРВЕНЬ

Нафтогаз приєднався до системи державних електронних закупівель Prozorro. Перша ж закупівля забезпечила економію 30% коштів

Нового голову Укргазвидо-бування призначено за конкурс-ною процедурою

Укргазвидо-бування презентувало Кабміну програму 20/20

КВІТЕНЬ

Змінено керівниц-тво Укртранс-нафти

Дію «зимового пакета» щодо постачання російського газу подовжено на другий квартал 2015 року. Ціну встановлено на рівні єропейської

ТРАВЕНЬ

Ухвалено закон про стабіліза-цію фінансово-го стану Нафтогазу

Укртрансгаз та угорський оператор FGSZ підписали угоду про сполучення транскордон-них газопроводів між Україною та Угорщи-ною

Набрав чинності Закон «Про ринок природного газу»

ЛИПЕНЬ

Збори акціонерів за конкурс-ною процедурою обрали нового керівника Укрнафти

Ухвалено зміни регулюван-ня у сфері комунальних послуг з метою покращення розрахунків з Нафтога-зом

Нафтогаз та американсь-ка Frontera Resources підписали угоду про співробітни-цтво

Єврокомісія: плани Росії відмовитися від транзиту газу через Україну ставлять під загрозу енергетичну безпеку Європи та неприйнятні для ЄС

Американська Trailstone заявила про намір вийти на український ринок газу

СТРАТЕГІЯ ТА РЕФОРМА

Реформа ринку газу

Надійність постачання

Операційна ефективність

Газова незалежність

Аналіз: перехід від прихованих до адресних субсидій

Корпоративне управління

нодавства, тому терміни завершення реформи газового ринку залежать від строків арбітражного провадження щодо цього контракту в Стокгольмі.

ЗДІЙСНЕНІ КРОКИ

Нове регулювання ринку газуПротягом 2015 року Україна здійсни-ла ряд важливих змін у регулюванні ринку газу. Одним із головних досяг-нень в рамках цього процесу стало ухвалення Закону «Про ринок природ-ного газу», розробленого за активної участі Нафтогазу. Цей документ заклав основу для приведення роботи ринку газу в Україні у відповідність до вимог Третього енергетичного пакета ЄС.

Введений у дію з 1 жовтня 2015 року закон встановлює, що ринок природ-ного газу заснований на принципах вільної конкуренції, належного захисту прав споживачів та безпеки постачан-ня природного газу. Він також робить можливою інтеграцію українського ринку з ринками газу держав-сторін Енергетичного Співтовариства, у тому числі, шляхом створення регіональних ринків природного газу.

Новий закон закріпив усталені в ЄС економічно обґрунтовані підходи до організації роботи газового ринку, передбачив відокремлення функцій оператора від функцій видобування та постачання газу, чітко окреслив функції держави та незалежність ре-гулятора, а також встановив принцип регулювання тарифів природних монополій та вільне ціноутворення на конкурентних сегментах газового рин-ку (з перехідним періодом до 1 квітня 2017 року).

Закон створив засади для розвитку лібералізованого та конкурентного ринку газу, на якому кожен споживач зможе вільно обирати постачальни-ків та купуватиме газ за ринковими цінами. Задекларовані в законі прин-ципи відкривають усім постачальни-кам доступ до газотранспортних та розподільних мереж, що дозволяє

приватним компаніям продавати газ будь-яким споживачам, в тому числі побутовим.

Перехід до RAB-тарифікації транспортування газуВ результаті імплементації європей-ських правил Україна перейшла до ре-гульованої тарифікації транспортуван-ня газу за принципом вхід-вихід. Усі країни Енергетичного Співтовариства мають застосовувати цей принцип. Зо-крема, Словаччина перейшла на нього з 2005 року. Якщо раніше тарифи на транзитне транспортування газу в Україні встановлювалися за домовле-ностями між комерційними компанія-ми, то з 1 січня 2016 року усі тарифи на транспортування газу встановлюються регулятором.

Зважаючи на те, що природні моно-полії за визначенням функціонують в умовах відсутності конкуренції, їхні доходи обмежуються регулятором. При цьому регулятор має знайти збалансоване рішення, яке дозволить мінімізувати витрати споживачів, з одного боку, та забезпечити стабільну роботу інфраструктури з покриттям повних економічних витрат операто-ра, з іншого.

Розрахунок тарифу на основі RAB (regulatory asset base, регульована база задіяного капіталу) є загально-прийнятою методологією, яка засто-совується для встановлення обґрунто-ваних тарифів на послуги природних монополій в країнах Енергетичного Співтовариства. Цю методологію ухва-лено у вересні 2015 року і впровадже-но з січня 2016 року і в Україні.

Використовуючи цю методологію, оператор розраховує, а регулятор затверджує тарифи на бронювання потужностей точок входу/виходу в такий спосіб, щоб вони приносили адекватний дохід на задіяний капітал, покривали обґрунтовані операційні витрати оператора газотранспортної системи та амортизаційні відрахуван-ня. При цьому амортизація основних

Реалізувавши газову реформу, Україна стане рівноправною та активною частиною об’єднаного європейського ринку газу. Український ринок, на якому не буде місця зловживанням монополій та політичному втручанню, приваблюватиме інвестиції. Він створюватиме нові робочі місця, попит на продукцію українських підприємств та розробки українських науковців. Україна зможе наростити обсяги видобування газу, зробити його використання більш ефектив-ним та повністю відмовитися від імпорту цього ресурсу. Завдяки ефективній роботі ринку наповнюватиметься державний бюджет, а відтак з’являться кошти на стале підвищення стандартів життя громадян.

Реформування ринку газу за європейським зразком призведе до відокремлення від групи Нафтогаз частини її сьогоднішніх активів. Втім, реалізація цієї реформи є не-обхідною умовою для перетворення Нафто-газу на ефективну комерційну компанію, що відповідає його новій місії. Нафтогаз зможе працювати в інтересах громадян України як своїх кінцевих власників, забезпечувати своїм споживачам якісні та надійні послуги за ринковими цінами та конкурувати на рівних з іншими учасниками ринку.

Саме тому Нафтогаз підтримує та, разом з українською владою і міжнародними парт-нерами України, активно докладає зусиль для успішної реалізації реформи ринку газу.

Завдяки впровадженню нового Закону «Про ринок природного газу» у 2015 році правове поле України наблизилося до енергетичного законодавства ЄС. Важливим кроком у реалізації реформи стало приве-дення регульованих цін на газ для потреб населення до рівня імпортного паритету протягом 2015-2016 років.

До початку 2016 року Україна ухвалила біль-шість вторинних підзаконних актів і набли-зилась до наступного етапу реструктуризації Нафтогазу. Однак на внутрішньому ринку і досі існують певні інституційні обмеження.

Для завершення реформи необхідне створення умов для роботи незалежного регулятора, повне приведення українського законодавства до європейських стандар-тів та завершення відокремлення функції транспортування газу від функції постачан-ня. Важливою передумовою для успішної реалізації реформи є приведення контракту на транзит газу між Нафтогазом та Газпро-мом у відповідність до вимог чинного зако-

РЕФОРМАРИНКУ ГАЗУУспішне завершення реформи газового ринку, розпочатої у 2014 році, є одним із ключових пріоритетів України. Ця реформа є важливою для захисту української державності, розвитку економіки та сталого підвищення добробуту громадян.

ЯКА МЕТА ТРЕТЬОГО ЕНЕРГОПАКЕТА?

• Третій енергетичний пакет ЄС спрямований на створення відкритих, конкурентних та прозорих енергетичних ринків, які сприяють торгівлі між країнами та забезпеченню доступу до диверсифікованих джерел енергії. Одним із інструментів досягнення цієї мети є усунення конфлікту інтересів між сегментом виробництва та постачання, з одного боку, і транспортування та розподілу енергії, з іншого.

• Газотранспортні та газорозподільні компанії вважаються природними монополіями, тобто такими, де конкуренція між кількома операторами не є економічно обґрунтованою. Таке становище спричиняє можливість дій операторів мереж на користь їх власного виробництва і постачання енергії.

• Третій енергетичний пакет ЄС встановлює вимоги, покликані позбавити компаній-операторів природних монополій таких можливостей зловживати своїм домінуючим становищем.

• Основною вимогою Третього енергопакета є принцип вільного доступу третіх сторін до інфраструктури, який вимагає надання всім постачальникам газу недискримінаційного доступу до газотранспортної та газорозподільної мереж.

• Крім того, встановлюються принципи регулювання діяльності компаній-операторів мереж, зокрема встановлення незалежним регулятором ринку прозорих тарифів для цих операторів згідно з чітким порядком.


22

засобів оператора визначається з огляду на очікуваний період отримання економічних вигід від використання основних засобів. Ця методологія сприяє своєчасній модернізації та розвитку мереж.

Газпром забронював потужності українсь-кої газотранспортної системи на рівні 110 млрд куб. м на рік до кінця 2019 року. Відповідно, Україна зобов’язана забезпечу-вати наявність цих потужностей та витрача-ти кошти на їхню підтримку. Тому ці витрати були включені у розрахунок вартості входу з відповідних пунктів з’єднання.

При цьому представники Газпрому та уряду Росії неодноразово публічно заявляли, що не мають наміру продовжувати викори-стання української ГТС після завершення контракту. Газпром активно просуває проекти альтернативних трубопроводів, які дозволять Росії відмовитися від українсько-го маршруту. Це дало підстави очікувати на суттєве зменшення економічних вигід від використання української ГТС з 2020 року, що спричинило скорочення очікуваного строку корисного використання активів. Враховуючи це, відповідно до RAB-методо-логії було включено в тариф прискорену амортизацію тієї частини активів, які були віднесені до транзитних.

Якщо будуть створені умови, за яких можна буде не застосовувати прискорену аморти-зацію, то вартість транспортування росій-ського газу Україною в напрямку ЄС буде порівняною із вартістю аналогічних послуг

у Словаччині при схожому рівні заванта-ження.

Якщо ситуація не зміниться до кінця дії контракту з Газпромом, прискорена амор-тизація буде врахована у тарифі до кінця 2019 року. В результаті, з 2020 року вартість транспортування газу Прямим потоком, який проходить Україною, буде значно нижчою за альтернативні канали доставки. Україна буде готова конкурувати з рештою транспортних маршрутів та забезпечувати постачальникам як з Росії, так і з Європи привабливі умови транспортування газу як зі сходу на захід, так і з заходу на південь.

Станом на дату виходу цього звіту Газпром відмовлявся виконувати вимоги українсько-го законодавства та не оплачував послуги транспортування за новими тарифами. Вимога виправити цю ситуацію включена до претензій Нафтогазу щодо контракту на транзит газу, які розглядає Арбітражний інститут Торгової палати Стокгольма.

Приведення внутрішніх цін на газ до рівня імпортного паритетуЗ 1 жовтня 2015 року в Україні було повні-стю скасовано регулювання ціни на газ для промисловості. З того часу ринкова ціна на газ визначається балансом попиту та про-позиції і корелює з ціною імпортованого газу. Крім того, у 2014-2016 роках українська влада зробила безпрецедентні кроки для приведення внутрішніх цін на газ до рівня

імпортного паритету. Ще у 2014 році більше половини обсягів газу в Україні реалізовувалося за цінами, які були у 10 разів нижчими за ціни для решти споживачів. У 2016 році ціни реалі-зації для всіх категорій споживачів практично зрівнялися: ціни на газ для населення були встановлені на рівні імпортного паритету.

Це було складне, але вкрай необхідне рі-шення для України. Очікується, що пози-тивний фіскальний ефект для державно-го бюджету від такого переходу, а саме річна економія з урахуванням поправки на зниження цін на імпортований газ, складе у 2016 році 4,7 млрд дол./рік (загальна сума прихованих та адресних газових субсидій у 2013 році складала 4,9 млрд дол., в цінах 2016 року, очікува-на у 2016 році – 2,4 млрд дол.).

Замість перекриття дефіциту від збит-кової діяльності Нафтогазу, уряд тепер надає адресну підтримку тим грома-дянам, яким складно оплачувати газ за загальними цінами. Цьому пере-творенню допомогло зниження ціни імпортного паритету в Україні завдяки падінню цін на газ на європейському ринку та діям Нафтогазу з диверсифіка-ції джерел постачання газу в Україну.

У майбутньому на внутрішньому ринку газу діятиме модель, за якої ціни на газ для усіх категорій споживачів будуть вільно балансуватися попитом і пропо-

зицією. Наразі очікується, що така змі-на відбудеться з 2 кварталу 2017 року, що закріплено в вимогах МВФ та у Законі «Про ринок природного газу».

ДІЇ ДЛЯ ЗАВЕРШЕННЯ РЕФОРМИ

Ухвалення необхідних законодавчих актівРазом із введенням у дію Закону «Про ринок природного газу» в другій по-ловині 2015 року було ухвалено низку підзаконних актів, без яких неможливо запустити нову модель конкурентно-го та ефективного ринку. При цьому частина норм у вторинному законо-давстві ще потребує суттєвих змін та приведення у відповідність до нового закону та Європейського енергетич-ного законодавства, зокрема стандарт-них мережевих кодексів ЄС.

Завершення реформи корпоративного управління в НафтогазіВажливою складовою газової реформи є реформа корпоративного управління у Нафтогазі, який наразі є найбільшим гравцем у більшості сегментів рин-ку. План реформи газового сектору, затверджений Кабінетом Міністрів у березні 2015 року, вимагає щоб струк-тура корпоративного управління На-

фтогазу була реформована і приведена у відповідність до принципів ОЕСР для компаній у державній власності. Ця трансформація почалася у 2015 році та має бути завершена у 2017 році (див. розділ Стратегія та реформа – Корпо-ративне управління).

Завершення арбітражного провадження з ГазпромомВідмова Газпрому від сплати затвер-джених НКРЕКП тарифів на послуги транспортування природного газу для транскордонних точок входу/виходу, блокування інтерконекторів на кор-доні між Україною та країнами Східної Європи, зокрема Словаччиною, а та-кож неможливість провести відокрем-лення оператора ГТС призводять до неможливості повноцінно імплементу-вати вимоги Третього енергетичного пакета в Україні.

Наразі Нафтогаз є стороною транзит-ного контракту з Газпромом, строк дії якого спливає 1 січня 2020 року. Ви-конуючи зобов’язання за контрактом, Нафтогаз виступає як оператор ГТС.

При цьому Нафтогаз не є ліцензова-ним оператором газотранспортної системи згідно з законодавством Украї-ни. Крім того, згідно з європейським та українським енергетичним законо-

Вартістьу Словаччині

Вартістьна основі тарифів,

затвердженихв Україні

Нормальнаамортизація

+ 96% вихідноїпотужності

та використо-вується*

2,6

5,1

3,5

2,6

110 млрд куб. м**2008 з 01.05.20162012

Ціна газу для ТКЕ (для потреб населення)Ціна газу для населенняЦіна газу для промисловості

010002000300040005000600070008000

2008 з 01.05.20162012

2,4 2,7 2,7 2,73,3 3,7

3,2 3,1

4,75,7 5,7

6,8

10,010,0 9,9

3,5

1,1

* 96% технічної вихідної потужності української ГТС на кордоні з країнами ЄС та Молдовою забронював і

використовує Газпром. Так само й на західному кордоні Словаччини 96% технічної вихідної потужності на

вузлах «Баумгартен» і «Ланжгот» заброньовано на 2016 рік

** При бронюванні та транспортуванні 110 млрд куб. м на рік

Якою була б вартість транзиту при інших вхідних умовах? дол./тис. куб. м на 100 км

Цінова реформа на ринку газу конвергенція цін для різних споживачів,грн/тис. куб. м

У скільки разів ціна газу для промисловостібула вищою за ціну газу для населення


24 25

давством діяльність з транспортування газу не можна поєднувати з виробництвом та постачанням.

Згідно позиції ACER (Асоціація співробіт-ництва європейських регуляторів), наяв-ність будь-яких довгострокових транзитних контрактів не є підставою для преференцій-ного або вибіркового застосування норм Третього енергетичного пакета.

З іншого боку, згідно з вимогами Енергетич-ної хартії, членом якої є Україна, остання не може впроваджувати законодавство, яке б становило загрозу припинення або скорочення транзиту природного газу до вирішення спору в суді.

Таким чином, у даній ситуації оптимальним способом повною мірою імплементувати вимоги Третього енергетичного пакета в Україні є вирішення питання у судовій площині. Нафтогаз включив до свого позову проти Газпрому за контрактом на транзит газу вимоги щодо:

• забезпечення недискримінаційного доступу третіх сторін до газотранспортної інфраструктури (виконання вимог Кодек-су газотранспортної системи та застосу-вання недискримінаційних тарифів на транспортування газу);

• розблокування основних інтерконек-торів із суміжними газотранспортними системами для усунення «вузьких місць», які обмежують вільний рух газу через кордони України;

• усунення юридичних бар'єрів для відокремлення оператора ГТС.

Позовні вимоги Нафтогазу полягають, зокрема, у тому, що Нафтогазу має бути на-дане право односторонньої зміни сторони виконавця за контрактом на визначеного оператора газотранспортної системи з метою виконання вимог чинного законо-давства України (див. розділ Стратегія та реформа – Надійність постачання газу).

Відокремлення діяльності з транспортування природного газу від постачання та видобутку («анбандлінг»)Відокремлення функції з транспортування природного газу («анбандлінг») є одним із

інструментів створення прозорого та ефек-тивного ринку газу в Україні. Незалежний та професійний оператор газотранспорт-ної системи необхідний, щоб забезпечити довіру учасників ринку до газотранспорт-ної системи та збільшити конкуренцію на ньому.

Третім енергетичним пакетом, зокрема Директивою 2009/73/ЄС, встановлено чіткий механізм усунення дискримінації та обмеження права вільного доступу до га-зотранспортної системи, зокрема шляхом відокремлення діяльності з управління нею від діяльності з управління видобутком і постачанням природного газу («анбанд-лінг»).

Україна, приєднавшись до Договору про заснування Енергетичного Співтовариства, а також уклавши Угоду про асоціацію з ЄС, зобов’язалася виконати зазначену вимогу шляхом впровадження однієї з дозволених моделей відокремлення.

Протягом 2015 року тривала робота над розробкою та узгодженням плану від-окремлення функції транспортування газу від Нафтогазу. Детальний план анбандлінгу був ухвалений українським урядом у липні 2016 року.

Він передбачає, що діяльність з управління газотранспортною системою буде повні-стю відокремлена від групи Нафтогаз за моделлю відокремлення прав власності (Ownership Unbundling, OU).

Відповідно до плану реструктуризації, затвердженого Кабінетом Міністрів України 1 липня 2016 року, наступними етапами реформування оператора газотранспортної системи мають стати:

• створення ПАТ «Магістральні газопрово-ди України» − нової компанії-оператора газотранспортної системи України під управлінням Міненерговугілля;

• впровадження структури корпоративно-го управління відповідно до найкращих міжнародних стандартів ОЕСР. В першу чергу, буде створено професійну та не-залежну наглядову раду та виконавчий орган, які відповідатимуть за створення ефективного та прозорого управління операційною діяльністю оператора ГТС;

• комплексний аналіз матеріаль-но-технічних, людських та інших ресурсів, необхідних для ефективної роботи ПАТ «Магістральні газо-проводи України», які мають бути передані новому оператору;

• ухвалення законодавчих актів, якими будуть впроваджені вимоги Третього енергетичного пакета щодо відокремлення діяльності з транспортування на рівні держав-них органів;

• передача ключових активів для здійс-нення діяльності транспортування природного газу на користь нового оператора газотранспортної системи та, відповідно, повноцінний початок його роботи має відбутися через 30 днів після набрання чинності оста-точними рішеннями Стокгольмського арбітражу в спорах між Нафтогазом та Газпромом (найбільш імовірно – І пів-річчя 2017). Газотранспортна система України є державною власністю та не підлягає приватизації, новостворена

компанія-оператор отримає право концесії;

• планом також закріплено ряд заходів щодо реформування діяльності зі зберігання природного газу. Так, передбачається проведення до 1 липня 2017 року комплексного ана-лізу підземних газосховищ з метою визначення найбільш ефективної моделі їх використання, а також вживання заходів щодо створення окремого оператора газосховищ під управлінням Мін енерговугілля.

Нинішня структура Структура після відокремлення ГТС від ПСГ

Кабінет Міністрів Кабінет Міністрів

Визначена державна інституція

Нафтогаз

Укртрансгаз (УТГ) Укртрансгаз (УТГ)

ГТС

ПСГ

Визначена державна інституція

Нафтогаз

Міністерство енергетики

МГУ (ГТС)

ПГУ (ПСГ)

наглядова рада, правління

наглядова рада, правління

наглядова рада,

правліннянаглядова

рада, правління


26 27

Команда Нафтогазу сумлінно виконує це завдання за підтримки українського уряду, Єврокомісії, Секретаріату Енергетичного Спів-товариства та інших міжнародних партнерів України.

Головними елементами цього стратегічного напрямку роботи Нафтогазу є:

• диверсифікація маршрутів та джерел по-стачання газу в Україну

• побудова взаємовигідних недискриміна-ційних відносин, заснованих на ринкових практиках та вимогах європейського законодавства, із контрагентами на Сході і на Заході

• повна інтеграція газового ринку України з об’єднаним газовим ринком Європи

• підвищення безпечності транспортування газу споживачам України та інших країн Європи

За минулі два роки Нафтогаз домігся значно-го прогресу у питаннях диверсифікації джерел імпорту газу та побудові прозорих відносин зі своїми партнерами.

На черзі боротьба за майбутню конфігурацію об’єднаного газового ринку Європи.

Україна займає активну позицію у процесі створення об’єднаного газового ринку Євро-пи, оскільки є одним із найбільших гравців континенту у видобуванні, транспортуванні, зберіганні та постачанні природного газу.

Завдяки впроваджуваним реформам, Україна вперше стає відкритою для міжнародних інвестицій і готова запропонувати західним компаніям привабливі можливості для роботи та співпраці в усіх сегментах ринку газу.

ДИВЕРСИФІКАЦІЯ ІМПОРТУ

Диверсифікація маршрутів постачання газуУ 2015 році Нафтогаз додатково збільшив об-сяг реверсних потужностей зі Словаччини, га-зотранспортна система якої поєднує Україну із ліквідними ринками газу Західної Європи.

На початку 2015 року реверсні потужності за маршрутами газу з Європи збільшились майже на 20% і складають нині більше 20 млрд куб. м газу на рік

З урахуванням наявності вільних обсягів газу в Європі це дозволяє покрити загальні річні

НАДІЙНІСТЬПОСТАЧАННЯОдним із стратегічних завдань Нафтогазу в 2015 залишалось створення умов для збільшення надійності постачання газу українським споживачам, а також стабільного транспортування газу споживачам у інших європейських країнах.

Україна займає активну позицію в процесі створення об’єднаного газового ринку Європи, оскільки є одним із найбільших гравців континенту у видобуванні, транспортуванні, зберіганні та постачанні природного газу

потреби України в імпорті без закупівлі газу у Росії. Наразі Україна має можли-вість повністю забезпечити себе газом, закуповуючи його у європейських постачальників.

Доступ до словацького маршруту є критично важливим для забезпечен-ня енергетичної безпеки України в період активізації конфлікту з Росією. У 2014 році Нафтогаз взяв участь у відкритому конкурсі Eustream S.A. та забронював потужність точки виходу зі словацької ГТС до ГТС України в обсязі близько 11 млрд куб. м/рік до 2020 року і 2,9 млрд куб. м/рік до 2017 року. Зважаючи на довгостроковий характер закупівлі, ці витрати є фіксованими для Нафтогазу незалежно від обсягів газу, імпортованих за цим маршрутом.

Диверсифікація постачальників імпортованого газуКрім забезпечення достатніх газотран-спортних потужностей з країн ЄС до України, Нафтогаз активно продовжу-вав диверсифікацію постачальників імпортованого газу. За останні 2 роки Нафтогазу вдалося домогтися зниження частки Газпрому в імпорті газу в Україну з майже 100% до 0%.

У 2013 році ЄС поставляв в Україну 8% від загального обсягу імпорту природно-го газу, а 92% закупоаувались у Росій-ської Федерації. У 2015 році вже 63% в балансі надходження імпортованого газу припадало на поставки з ЄС, а 37% – з Росії. Станом на дату виходу цього звіту у вересні 2016 року Нафтогаз та приватні імпортери купували газ лише у європейських постачальників.

Критерії вибору постачальників імпортованого газуПід час кожної закупівлі Нафтогаз обирає пропозицію з найнижчою ціною серед пропозицій усіх доступних потен-ційних постачальників на момент здійс-нення закупівлі. При цьому Нафтогаз має можливість приймати до розгляду пропозицію Газпрому лише тоді, коли

між компаніями укладено додаткову угоду, яка регулює спірні питання до завершення арбітражного провадження у Стокгольмі.

РОБОТА З ЄВРОПЕЙСЬКИМИ ПОСТАЧАЛЬНИКАМИУ відносинах з європейськими по-стачальниками Нафтогаз у 2015 році переходив до роботи за контрактами Європейської асоціації енерготрейдерів (EFET), стандартними для ринку ЄС.

Збільшення кількості постачальників Кількість постачальників Нафтогазу з європейського напрямку продовжує збільшуватися. Протягом 2015 року компанія співпрацювала з 10 контраген-тами з Європи. У 2016 році їхня кількість збільшилася до 14.

Нафтогаз закуповує природний газ лише у провідних та надійних захід-них компаній, підтримуючи диверси-фікований портфель продавців. З 10 компаній, у яких Нафтогаз закуповував природний газ на європейському ринку у 2015 році, 6 компаній мали рейтинг інвестиційного класу. За рейтингом Financial Times Europe 500 за 2015 рік три з цих контрагентів входили в Top-10 в секторі Gas, Water & Multiutilities, два у Top-10 в секторі Oil & Gas Producers. За рейтингом Risk & Energy Risk Commodity Rankings-2015 два постачальники На-фтогазу увійшли в Top-10 дилерів, що спеціалізуються на природному газі.

Звуження спреду до NCGВдосконалення трейдингової стратегії Нафтогазу дозволило домогтися звужен-ня спреду (різниці) між цінами імпорто-ваного газу та цінами на газ на німець-кому хабі NCG більше ніж у 2,5 раза.

За рахунок цього протягом 2015 року розмір цього спреду знизився до вар-тості транспортування газу за умови бронювання довгострокових потуж-ностей від Німеччини через Чехію та

ГОЛОВНИМИ ЕЛЕМЕНТАМИ ЦЬОГО СТРАТЕГІЧНОГО НАПРЯМКУ РОБОТИ НАФТОГАЗУ Є:

НАФТОГАЗ ПІДТРИМУЄ

НАФТОГАЗ РІШУЧЕ НЕ СХВАЛЮЄ

диверсифікація маршрутів та джерел постачання газу в Україну

побудова взаємовигідних недискримінаційних відносин, заснованих на ринкових практиках та вимогах європейського законодавства, з контрагентами на Сході та на Заході

повна інтеграція газового ринку України з об’єднаним газовим ринком Європи

економічно виправдані ініціативи, спрямовані на усунення бар’єрів між європейськими країнами, підвищення конкуренції та безпеки постачання в інтересах споживачів

політично вмотивовані ініціативи, метою яких є фрагментація європейського ринку газу, пригнічення конкуренції та створення можливостей для дискримінації одних учасників іншими


28

Словаччину. Це не лише мінімізувало витра-ти компанії на закупівлю газу, а й сприяло зменшенню цін на газ в Україні для сегмента промисловості (в доларовому еквіваленті), які у 2015 корелювали з ціною імпортованого газу.

Співпраця з ЄБРРУ 2015 році Нафтогаз уклав угоду про по-новлювану кредитну лінію з ЄБРР розміром 300 млн дол. на закупівлю природного газу з європейського напрямку. Водночас банк ви-ставив жорсткі умови щодо закупівель за цією позикою: застосування власних правил ЄБРР для закупівель; попередній відбір постачаль-ників за погодженими критеріями; прове-дення процедур закупівель за обов’язковою недискримінаційною процедурою.

Крім того, банк висунув важливі вимоги щодо продовження реформ у Нафтогазі. Зокрема, ЄБРР активно підтримував започаткування реформи корпоративного управління групи. Принципова позиція ЄБРР дозволила Нафто-газу стати першою державною компанією в Україні, в якій впроваджуються нові стандар-ти корпоративного управління відповідно до принципів ОЕСР для компаній у державній власності (див. розділ Корпоративне управ-ління).

Протягом грудня 2015 року та січня 2016 року Нафтогаз провів 27 процедур закупівлі та уклав 17 договорів на поставку 1,7 млрд куб. м газу в рамках кредитної угоди з ЄБРР. У травні 2016 року компанія пов-

ністю погасила кредит ЄБРР відповідно до умов угоди. На початку 3 кварталу 2016 року Нафтогаз провів закупівлю газу на зимовий сезон 2016-2017, вдруге скориставшись кош-тами за угодою з ЄБРР.

ВІДНОСИНИ З ГАЗПРОМОМ ТА РОСІЙСЬКОЮ ФЕДЕРАЦІЄЮ

«Зимові пакети» для перехідного врегулювання спірних питаньУ 2014 році у зв’язку з триваючим арбітраж-ним провадженням щодо перегляду умов контракту на поставку газу між Нафтогазом та Газпромом, представники України, Росії та Європейської Комісії сформували збалан-сований пакет тристоронніх домовленостей, відомих як «зимовий пакет». Ці домовленості забезпечили необхідні гарантії надійності та передбачуваності постачання російського газу в Україну.

В рамках «зимового пакета» було укладено додаткову угоду до контракту між Нафтогазом та Газпромом, яка, зокрема, уточнює режим оплати, замовлення та постачання газу, ви-значає незастосування принципу «бери або плати» на період, узгоджений сторонами. По-зитивний досвід першого «зимового пакета» було продовжено і на період з 01.10.2015 до 31.03.2016 з укладанням сторонами докумен-тів з аналогічними умовами.

Нафтогаз незмінно залишався відкритим до переговорів щодо приведення умов закупівлі російського газу до ринкових.

Розвиток відносин з Газпромом протягом 2015 рокуЗавдяки усуненню обмежень в доступі до транспортної інфраструктури та розширен-ню кола постачальників, Україна отрима-ла реальну можливість обирати джерела імпортованого газу. Збільшення реверсу зі Словаччини з 8 до 15 млрд куб. м/рік або до 40 млн куб. м на добу на початку 2015 року дало можливість в моменти пікових наван-тажень покривати дефіцит газу імпортом з європейського напрямку.

Взимку 2014-2015 років вартість російського газу для Нафтогазу була приблизно на 10% вищою, ніж вартість газу з Європи. В резуль-таті Нафтогаз суттєво скоротив обсяги імпорту в Газпрому та наростив закупівлі у європей-ських постачальників.

Спроби Газпрому зупинити реверсні поставки газу в Україну взимку 2014-2015 років були невдалими та, за повідомленнями російських ЗМІ, коштували йому більше 5 млрд дол. На початку другого кварталу 2015 року Газпром суттєво знизив свою цінову пропозицію, щоб конкурувати з європейськими постачальни-ками Нафтогазу.

Незважаючи на те, що до кінця 1 кварталу 2016 року між Нафтогазом та Газпромом діяла додаткова угода, яка робила закупівлі

російського газу можливими, наприкінці листопада 2015 року Нафтогаз припинив ім-порт газу з Росії. Таке рішення було ухвалене внаслідок зниження цін на газ на європей-ському ринку, на що Газпром не зреагував відповідним зниженням власної цінової пропозиції.

Обсяг економії завдяки диверсифікації джерел постачанняДиверсифікація маршрутів та джерел по-стачання вже дозволила Україні уникнути значних витрат. Без доступу до європей-ського ринку газу сума платежів на користь Газпрому за період з середини 2014 року до кінця 1 кварталу 2016 року могла скласти більше 50 млрд дол. Фактичні витрати на імпортований газ за цей період склали лише 6,4 млрд дол., тобто у 8 разів менше потенцій-них витрат.

З весни 2014 року Нафтогаз зекономив для України 450 млн дол. на закупівлі газу у єв-ропейських постачальників. Якщо врахувати

Кількість договорів щодо постачання природного газу з європейського напрямку

2012 1 укладений рамковий договір 2014 6 укладених рамкових договорів + 1 EFET

201510 укладених рамкових договорів + 1 EFET+ 11 підписа-

них EFET в рамках Кредитної угоди з ЄБРР

2016 11EFET + 1 рамковий договір

Частка російських поставок у внутрішньому використанні газу в Україні зменшилася з 34% у 2014 році до 18% у 2015 році

Порівняння доступних реверсних потужностей з річною потребою в імпортованому газі, млрд куб. м

28,0

19,516,4

11,66,9

16,6 18,221,2

Січень 2014 Вересень 2014 Січень 2015 Січень 2016

Джерело: Нафтогаз, Укртрансгаз

Зменшення залежності від поставок газу з Росії, млрд куб. мОбсяг імпорту з Росії Обсяг імпорту з Європи

33,0

32,9 25,8

2,1

14,5

5

10,3

6,1

0,1

2,1

5

10,3

0,1

99,7%92,5%

7,5%

74,4%

25,6%62,8%

37,2%

99,7%92,5%

74,4%37,2%

0,3%7,5%

25,6%62,8%

0,3%

27,9 19,5 16,42012 2013 2014 2015

Річні потреби в імпортованому газі

Переривчасті потужності з ЄС

Гарантовані потужності з ЄС

Головні критерії вибору постачальників – надійність поставки та ціна


30 31

обсяг знижок, які Газпром запропонув через конкуренцію, економія склала 5 млрд дол.

Найбільша частка із зекономлених коштів припадає на потенційні штрафи за поло-женням «бери або плати». За періоди, коли діяли додаткові угоди в рамках «зимового пакета», дія цього положення була припи-нена за згодою сторін. Питання застосуван-ня або незастосування цього положення у решті періодів вирішиться за результатами арбітражного провадження.

Арбітражне провадження щодо контракту на постачання газуУ червні 2014 року Нафтогаз та Газпром ініціювали зустрічні арбітражні позови в Арбітражному інституті Торгової палати Стокгольма щодо контракту на поставку газу. Згодом ці позови було поєднано у єдине провадження. Протягом 2015 року Нафтогаз вів активну роботу щодо участі у процесі.

Вимоги Нафтогазу в арбітражному про-вадженні за контрактом на поставку газу становлять приблизно 18,1 млрд дол., з яких близько 14,2 млрд дол. – це вимоги щодо повернення переплати за газ, закуплений в Газпрому протягом 2010-2014 років за цінами вище ринкових. Цей термін охоплює період після першого звернення Нафтогазу до Газпрому з пропозицією привести ціну у відповідність до поточного ринкового рівня згідно з умовами контракту. Залишок

суми складають вимоги з виплати штрафних санкцій та процентів відповідно до умов контракту та законодавства Швеції.

Газпром вимагає від Нафтогазу близько 38,7 млрд. дол., з яких 2,1 мдрд дол. – спір-на різниця між обґрунтованою, на погляд Нафтогазу, ціною за газ, імпортований в 4 кварталі 2013 року та 2 кварталі 2014 року, та ціною, сформованою згідно з контрактною формулою, що оскаржується Нафтогазом. Ще близько 29,2 млрд дол. претензій Газпрому стосується вимог за 2012-2015 роки відповід-но до положення контракту «бери або плати», згідно з яким Нафтогаз має сплатити за товар, який фактично не було поставлено. Залишок суми складають вимоги з виплати штрафних санкцій та процентів.

Нафтогаз наполягає, що положення «бери або плати» в поєднанні з іншими положен-нями контракту (зокрема, способом встанов-лення ціни та забороною реекспорту газу) є дискримінаційним та не може застосовувати-ся до Нафтогазу.Газпром також вимагає від Нафтогазу сплати рахунків на суму понад 0,7 млрд дол. за газ, начебто поставлений російською компанією на тимчасово окуповану територію України в межах Донецької та Луганської областей протягом 2015 та 2016 років. При цьому з 2014 року поставки газу в Україну за чинним контрактом між Нафтогазом та Газпромом здійснюються на умовах передплати.

Нафтогаз не приймає газ на газовимірю-вальних станціях Прохорівка і Платово,

Завдяки диверсифікації сумарне зменшення фактичних витрат Нафтогазу порівняно з потенційними склало більше 44 млрд дол.

Важливо, що Україна зменшила свої витрати на газ без жодних геополітичних поступок Росії

Північний потік-2 нівелює зусилля демократичних країн щодо підтримки України та впровадження санкцій проти Росії через її воєнну агресію у Криму та на Донбасі

Загальна кількість постачальників з європейського напрямку

1

14

10

7

2012 01.10.14 01.04.1601.07.152014 2015 1 кв. 2016 01.10.14

0

-10

-20

-30

-40

-50

-6001.01.15 01.04.15 01.07.15 01.10.15 01.01.16 01.04.16

Економія – більше 44 млрд дол. за півтора роки

(або 130% від річних витрат Державного бюджету

та Пенсійного фонду України)

фактично витратили на імпорт

Потенційні та фактичні витрати Нафтогазу на імпортований газ,накопичувальним підсумком, млрд дол.

розташованих на тимчасово окупованій території України, оскільки імпортує газ виключно через пункти входу в ГТС на під-контрольній Україні території (див. розділ Операційна діяльність – Наслідки збройної агресії).

Арбітражне провадження щодо контракту на транзит газуСуттєвих змін вимагає також і контракт на транспортування російського газу до ЄС, необхідність чого неодноразово обговорю-валась на рівні двох компаній, профільних міністерств України та Російської Федерації, а також під час тристоронніх переговорів за участі Європейської Комісії. Нафтогаз ініці-ював провадження щодо цього контракту в Арбітражному інституті Торгової палати Стокгольма в жовтні 2014 року та надав де-тальні позовні вимоги в квітні 2015 року.

Вимоги Нафтогазу в цьому провадженні сто-суються, по-перше, заміни певних положень контракту. Зокрема, Нафтогаз має отримати право передати свої права та обов’язки за транзитним договором новому оператору ГТС України згідно з вимогами Третього енерго-пакета. По-друге, транзитний тариф має бути приведений у відповідність із правом ЄС та законодавством України.

Крім того, Нафтогаз вимагає призначення компенсації за недопоставку обсягів газу для транзиту, в тому числі з урахуванням того, що тариф на транзит газу залежить від обсягу транспортованого газу.

Мінімальний обсяг газу, що Газпром має поставляти для транзиту територією України щорічно, складає 110 млрд куб. м. Натомість, річний обсяг транзиту в 2009-2013 роках дорів-нював в середньому 94 млрд куб. м, в 2014 – 62 млрд куб. м. За підсумками 2015 року його обсяг склав у напрямку ЄС 67,1 млрд куб. м.

ПОСТАВКА

ТРАНЗИТ

ПОСТАВКА

ТРАНЗИТ

*Суми позовних вимог включають усі грошові вимоги, штрафи та проценти. Арбітражний інститут Торгової палати Стокгольма розглядає дві справи:

Арбітражні провадження у ТПС між Нафтогазом і Газпромом

Сума ретроперспективних компенсацій,що вимагають сторони

Резюме позовних вимог і зустрічних вимог станом на 31 липня 2016 року*

38,7 млрд дол. 28,3 млрд дол. 18,1 млрд дол.

10,2 млрд дол.


• 29,2 млрд дол. – санкції за принципом «бери або плати» в 2012 -2014 роках та 3 кварталі 2015 роках

• 2,2 млрд – стосовно спірної ціни на газ у 4 кварталі 2013 року та 2 кварталі 2014 року

• Штрафи та проценти

• 14,2 млрд дол. – щодо встановлення і перегляду ціни на газ, закуплений з 20 травня 2011 року до жовтня 2015 року

• Штрафи та проценти• Інші вимоги **

• Недопоставки та недоплати за послуги з транзиту в 2009-2015 роках

• Інші вимоги ***

• 5 млн куб. м балансуючого газу Газпрому, який виник у 2014 році

**Інші вимоги Нафтогазу, а саме: внесення змін/заміна незаконних або недійсних та необґрунтованих положень контракту на постачання (вигідні для Газпрому річні обсяги газу, принцип «бери або плати», пункт про заборону експорту, право на одностороннє призупинення постачання та пункт про обов’язкові продажі)

*** Інші вимоги Нафтогазу, а саме: внесення змін/заміна незаконних абонедійсних та необґрунтованих положень контракту на транзит відповідно до європейського антимонопольного та енергетичного законодавства (на основі тарифів, що відображають витрати, та принципу резервування потужностей), а також застосування Третього енергопакета до транспортування російського газу територією України (включно з наданням шипер-кодів)

A. Контракт на поставку – зустрічні позови, подані в червні 2014 року, слухання заплановані на вересень-жовтень 2016 року, а рішення очікується в 1 кварталі 2017 року

B. Контракт на транзит, Нафтогаз подав позов у жовтні 2014 року, слухання заплановані на листопад грудень 2016 року, рішення очікується в 1-2 кварталі 2017 року

Результати обчислень можуть не збігатися у десятковому розряді через заокруглення



32 33

Загалом грошові вимоги Нафтогазу до Газ-прому в цьому провадженні складають до 10,2 млрд дол. станом на кінець липня 2016 року.

У жовтні 2015 року Газпром в рамках про-вадження за транзитним контрактом подав зустрічний позов до Нафтогазу. У своєму позові Газпром вимагає стягнути з Нафто-газу вартість 5 млн куб. м газу, який сфор-мувався у липні-листопаді 2014 року. Згідно з позицією Нафтогазу, цей газ використо-вується в процесі надання Газпрому послуг з транзиту. Газпром вважає, що цей газ було безпідставно відібрано Нафтогазом. Загалом сума зустрічних вимог Газпрому в провадженні за контрактом з транзиту газу складає близько 6 млн дол., або менше 0,1% від суми претензій Нафтогазу.

У липні 2016 року Газпромом були заяв-лені додаткові вимоги щодо стягнення з Нафтогазу переплати за послуги з транзиту за минулі періоди у випадку задоволення судом вимог Нафтогазу про перегляд ціни за контрактом на поставку газу.

ПІВНІЧНИЙ ПОТІК-2 – ТРОЯНСЬКИЙ КІНЬ ДЛЯ ЄВРОПИПротягом 2015 та 2016 років Росія та Газ-пром активізували дії з просування проекту Північний потік-2. Цей проект є обхідним маршрутом, покликаним, в першу чергу, замістити транзит російського газу Прямим потоком – традиційним щляхом, який про-ходить територією України та інших держав Центральної та Східної Європи (ЦСЄ). У випадку реалізації цього проекту Україна за-знає значних втрат, але найбільшої шкоди він завдасть споживачам Газпрому в ЄС.

Наслідки реалізації Північного потоку-2 для УкраїниЗа умови транспортування територією України достатніх обсягів російського газу, організації віртуального реверсу між Укра-їною та ЄС та завершення реформи ринку газу в Україні стане можливим створення ліквідного та інтегрованого газового ринку в Енергетичному Співтоваристві фактично без жодних додаткових інвестицій.

Реалізація проекту Північний потік-2 робить цю мету нездійсненною через знищення транзиту газу українським маршрутом. Це, в свою чергу, нівелює зусилля демократичних країн щодо підтримки України та впрова-дження санкцій проти Росії через її воєнну агресію у Криму та на Донбасі.

Наслідки реалізації Північного потоку-2 для країн ЄСПівнічний потік-2 завдасть суттєвих збитків не лише Україні, а й іншим країнам Європи. Реалізація цього проекту становить без-посередню загрозу енергетичній безпеці регіону, посилюючи залежність споживачів від одного джерела і маршруту постачання природного газу.

Спрямування потоків газу газопроводом Північний потік-2 спровокує суттєве падіння обсягів газу, які транспортуються наявними маршрутами через країни ЦСЄ, що призве-де до швидкого занепаду цих маршрутів.

В результаті весь обсяг російського газу буде надходити до ЄС через північ Німеччи-ни. Наявна газотранспортна інфраструктура між північною Німеччиною та країнами ЦСЄ, зокрема, газопровід OPAL, не зможе забезпечити транспортування необхідних обсягів газу у південному напрямку до цих країн.

Це суперечить інтересам країн ЦСЄ та Пів-денної Європи, які значною мірою залежать від російського газу і мають обмежений доступ до альтернативних маршрутів його поставок.

Запуск Північного потоку-2 для цього регіону означатиме нові можливості для зловживань Газпромом своїм домінуючим становищем, в тому числі через вплив на критичний об’єкт інфраструктури.

Таким чином, завдяки реалізації проекту Північний потік-2 Газпром та Росія отрима-ють додатковий інструмент для вчинення тиску на низку країн-членів ЄС не лише у газових питаннях, а і для штучного форму-вання протиріч між державами-членами ЄС.

Просування проекту Північний потік-2 відбувається, незважаючи на опір багатьох країн ЄС. Проти проекту вже виступили

Італія, Польща, Чехія, Словаччина, Угорщи-на, Румунія, Хорватія та країни Балтії. Свої заперечення висловила й Україна як член Енергетичного Співтовариства.

Підтримку Північного потоку-2 висловлює Німеччина, що можна пояснити очікуваною комерційною вигодою для країни від цього проекту. Однак він зачіпає також питання енергетичної безпеки, солідарності та гео-політичної стабільності ЄС, які виходять на наднаціональний рівень.

Побудова Північного потоку-2 спричинить збереження високих цін на газ в краї-нах ЦСЕ (наближених до рівня «хаб плюс вартість транспортування»). Окрім того, концентрація пунктів входу російського газу на півночі Німеччини може спричинити зростання ціни на газ для підприємств у кра-їнах ЦСЄ, які зараз отримують його з боку України за коротшим та більш дешевим маршрутом. Таким чином, ці підприємства можуть бути поставлені у невигідне стано-вище порівняно з аналогічними компаніями в Німеччині, які, навпаки, отримають додат-кову конкурентну перевагу.

Для самої Німеччини проект несе безпе-ковий ризик, оскільки країна додатково збільшує свою значну залежність від одного постачальника газу. Вже зараз поставки газу від Газпрому сягають 60% у викорис-танні газу Німеччиною. У випадку реалізації проекту Північний потік-2, цей рівень збіль-шиться щонайменше до 70%.

Невідповідність Північного потоку-2 європейському законодавствуПівнічний потік-2 не може бути побудова-ний без підтримки, сприяння та безпосе-редньої участі європейських компаній і без відповідних дозвільних рішень кількох кра-їн ЄС. В умовах режиму дотримання санкцій відносно РФ, неухильного виконання європейського енергетичного та антимоно-польного законодавства, реалізація цього проекту є неможливою.

У теперішньому вигляді проект Північний потік-2 не відповідає законодавчим вимо-гам, які застосовуються в Енергетичному Співтоваристві та ЄС (Третій енергетичний пакет). Зокрема, цей проект:

• може бути реалізований виключно за умови дотримання вимог про відокрем-лення діяльності з транспортування природного газу від його постачання та видобутку (що унеможливлює участь у ньому Газпрому й інших постачальників з ЄС);

• не підпадає під критерії для отримання звільнення від вимог про відокремлення, оскільки не забезпечить ЄС доступ до но-вих джерел газу і не є новим маршрутом його постачання;

• не відповідає антимонопольному законо-давству ЄС через потенціал до фрагмен-тації ринку, неконкурентної поведінки на основі попередньої змови між декіль-кома гравцями або для зловживання окремим гравцем своїм домінуючим становищем, а також через перешкоди, які він створює для повноцінного функці-онування єдиного ринку Енергетичного Співтовариства, що включає, зокрема, ЄС та Україну.

Позиція Євросоюзу є ключовою у питанні Північного потоку-2Європейський Союз здатний проявити рішу-чість щодо безкомпромісного дотримання свого енергетичного та антимонопольного законодавства, що означатиме неможли-вість реалізації проекту Північний потік-2.

Україна, зі свого боку, послідовно доводить бажання та готовність виконувати вимоги європейського енергетичного законодав-ства і надалі залишатися надійним транзи-тером природного газу до ЄС. Більше того, на сьогодні українська газотранспортна система – єдиний транзитний коридор для постачання російського газу до Європи, непідконтрольний Газпрому. Це один із фак-торів, який обмежує можливості Газпрому для посилення своїх позицій у Європі.

Частка газу Газпрому у сукупному споживан-ні країн Європи вже зараз складає близько 40%. Виправданою стратегією на цьому фоні виглядає прагнення Європи до реалі-зації проектів, які дозволять європейським споживачам отримати доступ до альтерна-тивних постачальників газу, зокрема з Азії та США.

Північний потік-2 є політично вмотивованим проектом, основною метою якого є створення механізмів для формування внутрішніх протиріч у ЄС


34 35

ІНВЕСТИЦІЙНІ МОЖЛИВОСТІ В УКРАЇНІ ВНАСЛІДОК ІНТЕГРАЦІЇ З ЄВРОПЕЙСЬКИМ РИНКОМ ГАЗУ Реформа ринку газу в Україні здійснюється за тими ж принципами, за якими цей ринок ре-формувався в інших країнах Європи. Україна зацікавлена у взаємовигідному партнерстві та використанні практик організації ринку газу, які добре зарекомендували себе в ЄС.

Одним із стратегічних завдань Нафтогазу є максимальна допомога уряду України в реалі-зації реформи газового ринку для його повної інтеграції з європейським. В результаті цієї реформи в Україні буде створено привабливі інвестиційні можливості на декількох ринках.

Постачання газу та зберігання газуУкраїна залишається одним з найбільших ринків збуту природного газу в Європі: обсяг імпорту в 2015 році склав 16,5 млрд куб. м газу, споживання – 33,8 млрд куб. м. Зважа-ючи на прагнення України диверсифікувати постачання газу в умовах російської збройної агресії, європейські постачальники мають можливість збільшити свою частку на цьому ринку. Протягом 2015 року обсяги газу, за-везені до України приватними імпортерами, збільшилися у 7,5 раза (див. розділ Операцій-на діяльність – Імпорт і оптове постачання газу).

Українські підземні газові сховища мо-жуть містити понад 30 млрд куб. м газу та є найбільшими в Європі. Найпотужніші з них розташовані на кордоні України з ЄС. Завер-шення реформи газового ринку в Україні має створити для постачальників зручні та надійні механізми завезення, зберігання та вивезення газу.

ТранспортуванняУкраїна зацікавлена в оптимальному ви-користанні своєї газової інфраструктури і веде переговори з потенційними західними партнерами щодо спільного управління ГТС та підземними сховищами. Українська ГТС залишається зручним та надійним маршру-том транспортування російського газу до ЄС: в 2015 році понад 40% російського газу було поставлено до Європи та Туреччини саме цим шляхом.

Крім того, українська ГТС здатна забезпечити транспортування газу від постачальників із Західної Європи до споживачів у Центральній, Східній та Південній Європі. Це дозволить поєднати інфраструктурно роз’єднані ринки та зміцнити енергетичну безпеку найбільш вразливих країн регіону (див. розділ Опера-ційна діяльність – Транспортування газу).

Видобування газуУкраїна володіє одними з найбільших дове-дених запасів традиційного газу в Європі. Укргазвидобування є найбільшим гравцем на цьому ринку. Реформа ринку газу відкриє під-приємству можливості для залучення інвести-цій у збільшення ефективності видобування газу та розробки нових родовищ (див. розділ Операційна діяльність – Видобування газу).

ЕнергоефективністьУкраїна вкрай неефективно споживає газ та має значний потенціал зниження потре-би в цьому ресурсі за умови використання сучасних технологій. Крім ринків, пов’язаних з торгівлею, транспортуванням та видобуван-ням газу, започаткована реформа відкриває ще один важливий ринок для міжнародних компаній, а саме ринок енергозбереження. Зокрема, обсяг інвестицій у модернізацію житлово-комунального господарства оці-нюється на рівні 36 млрд дол. (див. розділ Стратегія та реформа – Енергетична незалеж-ність).


Як постачальник Нафтогаз тепер закуповує газ за найбільш вигідною ціною без посе-редників, залучаючи для цього якнайде-шевші джерела фінансування, аби мінімізу-вати собівартість газу для споживачів.

Як корпоративний центр Нафтогаз вста-новлює бізнес-цілі для кожного з напрямів роботи, що дозволяє збільшувати вартість активів, контролювати сплату податків до держбюджету, перераховувати дивіденди акціонеру та здійснювати обґрунтовані інвестиції.

РЕФОРМА РИНКУ ДОПОМОГЛА ПЕРЕТВОРИТИ НАФТОГАЗ НА ДЖЕРЕЛО КОШТІВ ДЛЯ ДЕРЖБЮДЖЕТУГрупа Нафтогаз є найбільшим платником податків в Україні. За підсумками 2015 року, три компанії зі складу групи входять до десятки найбільших платників: Укр-газвидобування (№1), Нафтогаз (№2) та Укрнафта (№8). У 2014 році на підприємства групи Нафтогаз припадало 25% платежів

серед 20 найбільших платників податків. У 2015 році цей показник збільшився до 38%. Ще два підприємства групи, Укртранс-газ та Укртранснафта, за обсягами спла-чених податків увійшли до 30 найбільших платників.

УкргазвидобуванняКрім того що у 2015 році група суттєво збільшила обсяги сплачених податків, об-сяги чистих бюджетних трансфертів Нафто-газу та прямі субсидії на газ для населення скоротилися у 10 разів.

Очікується, що у 2016 році, завдяки рефор-мам на ринку газу, Нафтогаз стане чистим донором бюджету. Вперше з 2006 року Нафтогаз не розраховує на отримання компенсацій від держави.

Ще у 2014 році дефіцит Нафтогазу, по-критий державою, перевищував решту дефіциту держбюджету і складав 6% ВВП. У 2016 році чисті надходження від групи Нафтогаз прогнозуються на рівні 10% дохо-дів держбюджету.

Очікується, що у 2016 році група заплатить більше податків, ніж держава витратить на сумарні газові субсидії для населення.

Одним із стратегічних напрямків роботи Нафтогазу є підвищення операційної ефективності роботи групи. Нафтогаз прагне виконувати свої функції постачальника та корпоративного центру в інтересах українського народу сьогодні та у майбутньому.

Нафтогаз перетворився з чорної діри на джерело доходів для держбюджету


36 37

Навіть після виплати субсидій всім громадянам, яким складно оплачува-ти газ за новими цінами, у держави має залишитися близько 25 млрд грн на оборону, медицину, освіту тощо. Це реальний ресурс держави, який можна направити на покращення якості життя громадян.

Таким чином, за два роки реформ На-фтогаз перетворився з чорної діри на джерело доходів для держбюджету.

ВАЖЛИВІСТЬ ПРОДОВЖЕННЯ РЕФОРМИ РИНКУ ВАЖКО ПЕРЕОЦІНИТИНафтогаз взяв на себе функції лідера реформування ринку газу, бо без кон-курентного ринку неможливо зробити зміни у Нафтогазі сталими.

Подальші трансформації як у компанії, так і в галузі дозволять зміцнити впев-неність українців у тому, що Нафтогаз став ефективною, прозорою, підзвіт-ною і некорумпованою комерційною організацією, на рівні європейських державних компаній.

ВПРОВАДЖЕННЯ ЗАХОДІВ ЩОДО СТЯГНЕННЯ ДЕБІТОРСЬКОЇ ЗАБОРГОВАНОСТІ За результатами 2015 року Нафтогаз посів 15 місце за обсягами продажів серед 500 найбільших компаній Цен-тральної та Східної Європи у рейтингу Deloitte. За цим показником група посідає 7 місце серед компаній енер-гетичного сектору регіону та друге серед українських компаній.

При цьому суттєвим викликом для ефективної роботи Нафтогазу є пи-тання дебіторської заборгованості. У 2015 році на виконання меморанду-му про співпрацю між урядом та МВФ компанія PricewaterhouseCoopers LLC

провела діагностичний аналіз дебі-торської заборгованості Нафтогазу. Цей аналіз дозволив керівництву На-фтогазу підвищити прозорість та по-кращити процес стягнення дебіторсь-кої заборгованості з недобросовісних споживачів.

Впродовж 2015 року завдяки зусиллям компанії вдалося вирішити багато-річну проблему із заборгованістю підприємств-виробників азотних добрив. 16 вересня 2015 року було укладено мирові угоди, затверджені судовими рішеннями, на виконан-ня яких ПАТ «АЗОТ» (м. Черкаси) та ПАТ «Рівне азот» погасили заборго-ваність перед Нафтогазом та Газом України (дочірнє підприємство, яке до 2011 року здійснювало реаліза-цію споживачам газу, придбаного Нафтогазом) на загальну суму майже 2,96 млрд грн. Станом на початок 2015 року група Ostchem, до якої вхо-дять ці підприємства, була найбіль-шим боржником Нафтогазу.

Втім, на промислові підприємства на початок звітного періоду припадало лише 18% заборгованості. Найбіль-шою категорією боржників Нафтогазу були підприємства теплокомуненерго (51% заборгованості) та облгази (21% заборгованості).

На початку 2015 року в українському законодавстві існувала низка пере-шкод для стягнення боргів із певних категорій споживачів. З метою усунен-ня цих перешкод та активізації роботи зі стягнення дебіторської заборгова-ності за спожитий природний газ у травні 2015 року Верховна Рада Укра-їни ухвалила зміни до деяких законів України, спрямовані на виправлення ситуації та стабілізацію фінансового стану Нафтогазу. Ухвалення цих змін було частиною зобов’язань України в рамках роботи за програмою МВФ.

Згідно з ухваленими рішеннями, було скасовано два мораторії, які захища-ли енергетичні та інші компанії від застосування процедур примусового стягнення, а також вдосконалено про-цедуру виконання рішень суду.

РЕФОРМУВАННЯ СИСТЕМИ ЗАКУПІВЕЛЬ УКРГАЗВИДОБУВАННЯ. ЩО ЗРОБЛЕНО У 2015 РОЦІ

Чинні договори:

• Приведено рівень цін в договорах до рівня ринкових

• Укладені додаткові угоди про зниження вартості на суму близько 140 млн грн

• Покращено умови оплати за укладеними договорами

Нормативна база закупівель:

Уніфіковано та регламентовано всі ключові кроки закупівельного процесу:

• Порядок закупівель

• Порядок придбання шляхом електронних закупівель

• Регламент взаємодії підрозділів при закупівлі товарів, робіт та послуг

• Інструкція з проведення кваліфікаційного відбору контрагентів

• Інструкція з формування стратегії контрактування

• Інструкція з визначення очікуваної вартості та договірної ціни робіт і послуг

• Антикорупційна процедура

Організаційна структура:

• Запроваджена єдина структура підрозділів закупівель

• Розділено напрямки закупівель (закупівля матеріально-технічних ресурсів та закупівля робіт/послуг)

• Впроваджено функцію «категорійних менеджерів»

• Організовано групу вхідного контролю

• Виділення окремої аналітичної функції

• Розподілена закупівля матеріально-технічних ресурсів на централізовану та самостійну

Зокрема, було скасовано мораторій на виконавче провадження та примусове виконання судових рішень щодо стягнення заборгованості відносно підприємств, вклю-чених до реєстру підприємств паливно - енергетичного комплексу, та мораторій на застосування примусової реалізації майна державних підприємств та господарських товариств з державною часткою в капіталі не менше 25%.

У результаті зазначених дій, Нафтогаз зміг регулярно отримувати від органів державної виконавчої служби грошові кошти, списані в примусовому порядку з рахунків таких боржників.

Загалом у 2015 році було порушено більше тисячі судових проваджень про стягнення заборгованості за поставлений природний газ, із яких більше половини вже розглянуто судами з ухваленням остаточних рішень.

ВДОСКОНАЛЕННЯ СИСТЕМИ РОЗРАХУНКІВ ПІДПРИЄМСТВ ТЕПЛОКОМУНЕНЕРГО

Найбільш проблемною категорією боржників Нафтогазу залишаються підприємства теплокомуненерго (ТКЕ), які виробляють теплову енергію для постачання населенню, бюджетним організаціям та іншим установам. У 2011 році Верховна

Рада ухвалила рішення про списання більше 20 млрд грн боргів ТКЕ перед Нафтогазом. На початок 2014 року вони знов накопичили 23,5 млрд грн заборгованості. Сумарні накопичені обсяги газу, відібраного та неоплаченого ТКЕ станом на 1 січня 2014 року, дорівнювали 9,1 млрд куб. м.

Найгірша ситуація з платіжною дисципліною склалася у 2013 році. Протягом цього року підприємства ТКЕ не розрахувалися за 6,7 млрд куб. м відібраного газу. З приходом до Нафтогазу нової команди у 2014 році платіжну дисципліну вдалося суттєво покращити, в тому числі завдяки ухваленню необхідних законодавчих актів Верховною Радою та іншими органами державної влади України. Суми боргів скоротилися, а рівень розрахунків покращився.

Станом на 1 січня 2016 року сумарна залишкова заборгованість за 2011-2015 роки без урахування штрафних санкцій складала 14,9 млрд грн, з урахуванням 2,9 млрд грн накопичених штрафних санкцій – 17,8 млрд грн. Сумарні накопичені обсяги газу, відібраного та неоплаченого ТКЕ за 2011-2015 роки станом на 1 січня 2016 року, дорівнювали 5,7 млрд куб. м.

Проблема галузі ТКЕ є застарілою та складною, вона вимагає комплексного рішення. Громадяни мають отримувати якісні та надійні послуги теплопостачання. Нафтогаз сподівається, що найближчим

ProZorro – електронна система публічних закупівель, яка прийшла на зміну паперовим держтендерам

43млрд грн


Південний ГЗ

К 2,1

АТБ-М

арке

т 2,1



УСД-Полт

аван

афто

газ 2

,9

Нафто

газв

идобув

ання 2

,9

Павло

град

вугілл

я 3

Укрта

тнаф

та 3,4

Приватбан

к 3,8

Енерго

атом 3,9

УСД-Карпат

игаз 4

,1

Арсело

рМіттал

Кривий Ріг 4,7

Imper

ial To

bacco

в Укрaїн

і 5,5

Енерго

ринок 5,6

JTI Укр

аїна 6

,2

В.А.Т- П

рилуки

6,3

Philip M

orris У

країн

а 7,7


НАФТОГА

З 17,7


Компанії групи Нафтогаз,що війшли до найбільших

платників


39

часом на розгляд Верховної Ради буде винесено урядовий законопроект, який запропонує комплексні шляхи вирішення накопичених проблем у галузі виробництва теплової енергії.

ЗАЛУЧЕННЯ КРЕДИТНИХ РЕСУРСІВ ВІД МІЖНАРОДНИХ ДОНОРІВ У 2015 році Нафтогаз отримав кредит ЄБРР у розмірі 300 млн дол. на закупівлю природно-го газу з європейського напрямку.

Кредит був наданий за гарантійним зобов'я-занням уряду щодо проведення реформи корпоративного управління у Нафтогазі відповідно до принципів ОЕСР для компаній у державній власності. Банк виставив жорсткі умови щодо закупівель за цією позикою: застосування власних правил ЄБРР для за-купівель; попередній відбір постачальників за погодженими критеріями; проведення процедур закупівель за обов’язковою недис-кримінаційною процедурою.

Всього за 2015 рік Нафтогаз використав близько 48,7 млн дол. кредитних коштів ЄБРР на закупівлю 241 млн куб. м газу для проходження опалювального сезону 2015-2016. Решта коштів була використана у січні 2016 року. Нафтогаз частково фінансував за власний рахунок договори, укладені за результатами процедур закупівлі за кредитні кошти ЄБРР.

Позика ЄБРР є поновлювальним кредитом на 3 роки. Протягом цього строку Нафтогаз може погашати і знову позичати кошти в ме-жах цієї суми, щоб профінансувати авансові закупівлі газу перед зимовими періодами.

Крім того, Нафтогаз вів переговори зі Світо-вим банком щодо організації фінансування у вигляді відкриття акредитивних/кредитних лі-ній комерційних банків під гарантії Міжнарод-ного банку реконструкції та розвитку (МБРР) у розмірі до 500 млн дол. Також проводиться робота з Міжнародною фінансовою корпора-цією (МФК) з метою залучення кредитних ре-сурсів на суму до 200 млн дол. Нафтогаз веде переговори щодо залучення фінансування також з іншими фінансовими установами.

В рамках співпраці Нафтогазу з європейсь-кими постачальниками природного газу в 2015 році тривав перехід до роботи за загальноприйнятним для європейського ринку рамковим договором про поставку та прийом природного газу EFET.

ПІДВИЩЕННЯ КОНКУРЕНТО-СПРОМОЖНОСТІ КОМПАНІЇ НА РИНКУ ПРИРОДНОГО ГАЗУПісля впровадження нового Закону України «Про ринок природного газу» відбулась лі-бералізація цін на газ для всіх категорій спо-

За обсягом економії на ProZorro у 2016 році група Нафтогаз обійшов Міноборони

Взаєморозрахунки групи Нафтогаз з бюджетом у 2014-2016 роках, млрд грн

2013 2015 2016(прогноз)

Сплата податків групою (без ПАТ «Укрнафта»)

Інші витрати бюджету (різниця в тарифах, пільги та субсидії)

Рекапіталізація Нафтогазу

Чисті трансферти з бюджету (-)/перевищення податкових платежів витрат бюджету на дотації газу (+)

17,1

-96,6

-94,4 -8,6 +25,1

-29,7-35,1

-17,1-14,9

38,260,2

Заборгованість за газ,відібраний ТКЕ

Структура залишкової заборгованості ТКЕза періодом виникнення, станом на 1 січня 2016 року

Структура заборгованості ТКЕ за типомспоживача теплової енергії, станом на 1 січня 2016 року

Обсяги газу, відібрані та неоплачені ТКЕпротягом відповідного року

Обсяги відібраного та неоплаченого газу,використаного ТКЕ для виробництва тепла

для населення


для бюджетних організацій

2011 2012 2013 2014 2015

0,2 за 2011

1,7

6,8

1,2

8,0

2,6 за 2012

3,0 за 2013

3,7 за 2014

за 2015 5,4

Накопиченіштрафні

санкції за 2011-2014 2,9

4,2 8,2 17,9 6,5 5,4

2011 2012 2013 2014 2015

2,1 2,7 3,9 2,6 1,72011 2012 2013 2014 2015

0,4

0,3 0,6 2,4

0,1

0,5

0,4

0,1 0,5

1,1 2,8 0,6 0,2

Заборгованість за рік, що існувала станом на кінець відповідного року та була погашена до 1 січня 2016 року

Залишкова заборгованість за рік на 1 січня 2016 року





4 5,6 14,9 2,8

3,73,02,60,2

Нараховані штрафнісанкції за газ для виробництва тепла для бюджетних та інших організацій

Заборгованість за контрактами на газ для виробництва тепла для населенняНакопичені та неоплачені

штрафні санкції за контрактами на газ для

виробництва тепла для населення

Заборгованість за контрактами на газ

для виробництва тепла для бюджетних

та інших організацій

2011

2,5

2012

3,92013

6,7

2014

3,22015

1,9

2,3

0,4 0,9 1,1

3 1,5









2011 2012 2013 2014 2015

0,2 за 2011

1,7

6,8

1,2

8,0

2,6 за 2012

3,0 за 2013

3,7 за 2014

за 2015 5,4


санкції за 2011-2014 2,9

4,2 8,2 17,9 6,5 5,4

2011 2012 2013 2014 2015

2,1 2,7 3,9 2,6 1,72011 2012 2013 2014 2015

0,4

0,3 0,6 2,4

0,1

0,5

0,4

0,1 0,5

1,1 2,8 0,6 0,2







4 5,6 14,9 2,8

3,73,02,60,2








2011

2,5

2012

3,92013

6,7

2014

3,22015

1,9

2,3

0,4 0,9 1,1

3 1,5









2011 2012 2013 2014 2015

0,2 за 2011

1,7

6,8

1,2

8,0

2,6 за 2012

3,0 за 2013

3,7 за 2014

за 2015 5,4


санкції за 2011-2014 2,9

4,2 8,2 17,9 6,5 5,4

2011 2012 2013 2014 2015

2,1 2,7 3,9 2,6 1,72011 2012 2013 2014 2015

0,4

0,3 0,6 2,4

0,1

0,5

0,4

0,1 0,5

1,1 2,8 0,6 0,2







4 5,6 14,9 2,8

3,73,02,60,2








2011

2,5

2012

3,92013

6,7

2014

3,22015

1,9

2,3

0,4 0,9 1,1

3 1,5









2011 2012 2013 2014 2015

0,2 за 2011

1,7

6,8

1,2

8,0

2,6 за 2012

3,0 за 2013

3,7 за 2014

за 2015 5,4


санкції за 2011-2014 2,9

4,2 8,2 17,9 6,5 5,4

2011 2012 2013 2014 2015

2,1 2,7 3,9 2,6 1,72011 2012 2013 2014 2015

0,4

0,3 0,6 2,4

0,1

0,5

0,4

0,1 0,5

1,1 2,8 0,6 0,2







4 5,6 14,9 2,8

3,73,02,60,2








2011

2,5

2012

3,92013

6,7

2014

3,22015

1,9

2,3

0,4 0,9 1,1

3 1,5

ЗАБОРГОВАНІСТЬ ТКЕмлрд грн млрд куб. м









2011 2012 2013 2014 2015

0,2 за 2011

1,7

6,8

1,2

8,0

2,6 за 2012

3,0 за 2013

3,7 за 2014

за 2015 5,4


санкції за 2011-2014 2,9

4,2 8,2 17,9 6,5 5,4

2011 2012 2013 2014 2015

2,1 2,7 3,9 2,6 1,72011 2012 2013 2014 2015

0,4

0,3 0,6 2,4

0,1

0,5

0,4

0,1 0,5

1,1 2,8 0,6 0,2







4 5,6 14,9 2,8

3,73,02,60,2








2011

2,5

2012

3,92013

6,7

2014

3,22015

1,9

2,3

0,4 0,9 1,1

3 1,5









2011 2012 2013 2014 2015

0,2 за 2011

1,7

6,8

1,2

8,0

2,6 за 2012

3,0 за 2013

3,7 за 2014

за 2015 5,4


санкції за 2011-2014 2,9

4,2 8,2 17,9 6,5 5,4

2011 2012 2013 2014 2015

2,1 2,7 3,9 2,6 1,72011 2012 2013 2014 2015

0,4

0,3 0,6 2,4

0,1

0,5

0,4

0,1 0,5

1,1 2,8 0,6 0,2







4 5,6 14,9 2,8

3,73,02,60,2








2011

2,5

2012

3,92013

6,7

2014

3,22015

1,9

2,3

0,4 0,9 1,1

3 1,5

Сумарні накопичені обсяги відібраного та неоплаченого газу за контрактами на газ для виробництва тепла для бюджетних та інших організацій, а також власних потреб ТКЕ, станом на 1 січня 2016 року: 1,6 млрд куб. м

Сумарні накопичені обсяги відібраного та неоплаченого газу за контрактами на газ для виробництва тепла для населення станом на 1 січня 2016 року: 4,1 млрд куб. м


40 41

живачів, крім населення та ТКЕ для потреб населення. Законом передбачено, з одного боку, державне регулювання ринків природ-них монополій (транспортування, розподілу, зберігання, послуг установки LNG), з іншого – розвиток вільної добросовісної конкуренції на товарному ринку природного газу.

Так, з 1 жовтня 2015 року Нафтогаз поста-чає газ промисловим споживачам та іншим суб’єктам господарювання на ринкових умовах, самостійно визначаючи ціни та умови реалізації природного газу. Ці ціни щомісяця публікуються на корпоративному веб-сайті Нафтогазу.

З метою встановлення конкурентоспро-можних цін в компанії розроблені відповід-ні нормативні документи та процедури, що мають на меті покращення позиції Нафто-газу на ринку природного газу.

ПІДВИЩЕННЯ РІВНЯ ПРОЗОРОСТІ ТА ПІДЗВІТНОСТІ

Нафтогаз вже другий рік поспіль проводить повний аудит фінансових результатів за міжнародними стандартами та оприлюд-нює їх на офіційному веб-сайті. Проведено незалежну оцінку основних засобів ком-панією Ernst&Young та запасів вуглеводнів компанією RyderScott.

У транспортуванні газу оператор газотран-спортної системи Укртрансгаз, який є природним монополістом, за рішенням на-ціонального регулятора НКРЕКП перейшов на європейську методологію визначення тарифів, що робить ці тарифи зрозумілими та обґрунтованими.

В межах компетенції компанія брала участь у забезпеченні вимог чинного законодав-ства України щодо доступу до публічної інформації та забезпечення прозорості діяльності компаній групи Нафтогаз, у тому числі Закону України «Про ринок природ-ного газу», Закону України «Про доступ до публічної інформації», Закону України «Про внесення змін до деяких законодавчих актів України щодо забезпечення прозоро-сті у видобувних галузях», Закону України «Про особливості доступу до інформації у сферах постачання електричної енергії, природного газу, теплопостачання, цен-тралізованого постачання гарячої води, централізованого питного водопостачан-ня та водовідведення», Закону України «Про відкритість використання публічних коштів».

Цей рівень прозорості та підзвітності дозволяє компанії заручитися підтримкою широкого кола стейкхолдерів як в Україні, так і за її межами та запобігати спробам політичного втручання.

У грудні 2015 року в Нафтогазі розпочато реформу корпоративного управління за стандартами ОЕСР для компаній у держав-ній власності. Зокрема, у травні 2016 року відбулося перше засідання незалежної наглядової ради Нафтогазу. Впроваджені зміни покликані забезпечити групі мож-ливість діяти як комерційній організації та бути ефективно захищеною від непра-вомірного політичного втручання (див. розділ Стратегія та реформа – Корпоратив-не управління).

ЗАСТОСУВАННЯ ПРОЗОРИХ ПРОЦЕДУР ЗАКУПІВЕЛЬ ТОВАРІВ ТА ПОСЛУГ В рамках реформування групи Нафтогаз та у зв'язку з необхідністю перегляду процесів закупівель, наявних процедур та механіз-мів контролю, у 2015 році було розпочато реінжиніринг системи закупівель, що має на меті побудову системи керування заку-півлями в компаніях групи на основі прозо-рих бізнес-процесів відповідно до законо-давства України, а також довгострокову

У 2015 році в системі ProZorro група Нафтогаз провела:• 578 процедур

закупівель• очікувана вартість –

710 млн грн• економія –

92,1 млн грн

1 липня 2015 року Нафтогаз подав першу заявку щодо проведення закупівлі «приладдя канцелярського або шкільного пластмасового» через державну систему електронних торгів ProZorro. Очікувана вартість закупівлі складала 118 тис. грн з ПДВ. Участь у електронних торгах взяли п’ять компаній: ТОВ «Група Компаній «ПейпаТрейд Україна», ТОВ «Бумвест», Папірус Гурт Збут, ТОВ «Український папір» та ТОВ «Паперова». За результатами третього раунду торгів було обрано компанію ТОВ «Паперова», яка надала найбільш вигідну пропозицію, вартістю близько 80 тис. грн, що виявилася майже у півтора раза нижче за очікувану.

доступність МТР та послуг за мінімальними цінами з постійним покращенням якості та зростанням рівня клієнтського сервісу, що базується на управлінні ефективністю та незалежному контролі.

У 2015 році група Нафтогаз долучилась до проведення електронних закупівель через державну систему ProZorro. Це дозволило забезпечити ефективне та прозоре прове-дення закупівель товарів і послуг.

Основна мета цієї системи – забезпечення прозорого та ефективного витрачання державних коштів, а також запобігання корупції завдяки громадському контролю та розширенню кола постачальників. Га-рантом прозорості розробки та роботи сис-теми виступає ГО Transparency International Ukraine, яка погодилась утримувати систе-му під час пілотного проекту та до моменту її передачі державі.

Нафтогаз очікує, що використання ProZorro допоможе залучити до участі у тендерах

більшу кількість зацікавлених учасників, збільшити довіру бізнесу до процедури закупівель та значно зменшить витрати.

Група Нафтогаз прагне унеможливити корупцію під час тендерних закупівель, тому є лідером з переведення закупівель на електронну платформу ProZorro серед компаній у державній власності та держав-них установ.

Впровадження системи ProZorro в УкргазвидобуванніУкргазвидобування стало однією з перших компаній групи Нафтогаз, де реалізовано пілотний тендер через систему відкритих електронних державних закупівель ProZorro. Так, у серпні 2015 року, після апробації системи управлінням закупівель товарів, робіт та послуг Укргазвидобування в тестовому режимі, компанія подала першу заявку щодо проведення закупівлі «кислоти соляної інгібованої» через державну систему електронних торгів. Очікувана вартість закупівлі становила 970 000 грн. Необхідна кількість – 200 т. Вартість закупівлі в результаті торгів виявилася на 22% нижче очікуваної.

Основні завдання компанії на 2016 рік щодо системи закупівель:• Аналіз наявних ризиків та процесів

під час закупівлі товарів, виробничих послуг та робіт у компанії;

• Перегляд процедур, формування пропозицій щодо змін з урахуванням ризиків, законодавства України та специфіки чинних бізнес-процесів на підприємствах компанії;

• Підготовка пропозицій з

реформування системи/структури

закупівель;

• Затвердження та імплементація

оновлених процедур, початок

роботи відповідно до структурних

змін у системі закупівель.

Компанія розраховує отримати такі результати:

• Створення єдиного центру

моніторингу закупівель;

• Зростання прозорості ухвалення рішень;

• Перегляд системи повноважень;

• Робота згідно з європейськими стандартами та законодавством України;

• Використання синергетичного ефекту для створення додаткової цінності компанії;

• Покращення виробничих та фінансових показників компанії.


42

Протягом найближчих 5 років Україна може відмовитись від імпорту газу. Це складна, але досяжна мета. Якщо для до-сягнення газової незалежності українські компанії, які займаються видобутком газу, повинні нарощувати своє виробництво (див. розділ Операційна діяльність – ви-добування газу), то найбільші споживачі: промисловість, населення та комунальна теплоенергетика, – повинні, навпаки, ско-

рочувати використання газу за рахунок підвищення енергоефективності.

Енергоефективність є важливою складовою реформи газового ринку і одним з найваж-ливіших факторів успіху групи Нафтогаз у майбутньому.

За оцінками міжнародних інституцій, Україна вдвічі поступається країнам ЄС за енергоефективністю теплозабезпечення –

ДОСЯГНЕННЯ ГАЗОВОЇ НЕЗАЛЕЖНОСТІ УКРАЇНИ Продовження реформування енергетичного сектору – одне з найважливіших для української держави нагальних завдань.

середнє значення енергоефективності опалення і гарячого водопостачання по країні становить 60% від рівня країн ЄС. При цьому скоригована на структуру економіки енергоємність в Україні в 1,7 раза перевищує середнє значення для ЄС.

За минуле десятиріччя Україна витратила понад 54 млрд дол. на прямі та крос-субсидії на газ для населення. При цьому загальний бюджет на комплексну модернізацію українського житлово-комунального господарства (ЖКГ) за попередні-ми розрахунками складає близько 36 млрд дол.

Таким чином, якби Україна відмовилась від крос-субсидій на користь адрес-ної підтримки незаможних громадян десять років тому, за цей час держава могла б профінансувати левову частку видатків бюджету на енергомодерні-зацію ЖКГ за рахунок грошей, які були витрачені на непрямі субсидії на газ для населення.

Варто зазначити, що встановлення енергоефективних опалювальних котлів, запропонованих Нафтогазом, забезпечує покриття лише 7% від за-гального бюджету енергомодернізації. Іншими напрямками енергомодерніза-ції є програми з утеплення багатоквар-тирних та приватних будинків, мо-дернізації мереж ТКЕ, вдосконалення

у 6 разівукраїнські домогосподарства поступаються польским за енергоефективністю

54 млрд дол.витратила Україна на прямі та крос-субсидії на газ длянаселення за останні 10 років

60 млрд дол.Нафтогаз заплатив російським постачальникам газу у 2006-2015 роках

Системи опалення для приватних будинків та ТКЕ

Утеплення приватнихбудинків

* за умови переоснащення 3,1 млнсистем індивідуального опалення

Модернізація мереж ТКЕ

Облік та терморегуляціядля багатоквартирних

будинків

Утеплення багатоквартирнихбудинків

$2,4

$3,3$3,7

$2,0

$1,7

$2,4

$15,9

$10,3$14,0 $3,7

$18,3

Програма Нафтогазузабезпечить 7% віднеобхідного загальногобюджету*

Нафтогаз працюватиме з категоріями споживачів,найменш привабливимидля приватних компаній

ТКЕ Приватні будинки Багатоквартирні будинки

6 млносіб отримають допомогу від держави

35 млрдкуб. м газу буде зекономлено

2,4 млрд дол.вартість проекту

5,8 млрд дол.позитивний ефект для держбюджету

Державний бюджетСкорочення видатків на субсидії на 4,7 млрд дол. та додаткові податкові надходження 1,2 млрд дол. за 15 років дії програми

Органи владиПрограма охоплює мало- забезпечених споживачів,дозволяє збалансувати впливвідмови від крос-субсидуваннята поступово скоротити обсяги державних витрат на субсидії

Економіка УкраїниСтарт конкурентного ринку енергосервісних послуг та виробництва сучасних котлів. Замовлення на внутрішньому ринку на понад 1 млрд дол.

Споживачі-учасникиОтримують нове якісне безпечнеобладнання та знижують витрати

на опалення. Не треба нікуди ходити, шукати фінансування та докладати

зусильАктивні громадяни

Реальні зміни в державі,боротьба з корупцією,

зменшення енергозалежності,ефективність державних витрат,

нові робочі місця для людейта замовлення для компаній

НафтогазНова перспективна діяльність

після скорочення частки на ринку газу.Рентабельний проект

Бюджет на комплексну модернізацію ЖКГ України складає близько 36 млрд дол.

Оновлення систем індивідуального опалення (СІО) у найбідніших громадян: ефект та стейкхолдери програми


44 45

обліку та терморегуляції для бага-токвартирних будинків та ін.

РЕАЛІЗАЦІЯ ПРОГРАМИ ЕНЕРГОЕФЕКТИВНОСТІ В РАМКАХ КРЕДИТНОЇ УГОДИ З КИТАЄМ Нафтогаз працює над розробкою масштабної програми енергомодер-нізації систем опалення у приватних помешканнях громадян України. Одним із можливих джерел фінан-сування цієї програми є кредитна лінія Державного банку розвитку КНР (ДБР КНР). У разі реалізації проекту він стане наймасштабнішою інвести-цією в енергоефективність за роки незалежності.

Ще в грудні 2012 року Нафтогаз уклав кредитну угоду з Державним банком розвитку КНР обсягом 3,65 млрд дол. під державні гарантії для реалізації проектів заміщення природного газу водовугільним паливом та будівництва заводів з газифікації вугілля. Пізніше, у зв'язку з втратою державного контролю над вугільною промисловістю Донбасу, з китайською стороною було досягнуто домовленості щодо зміни цільового призначення кредиту.

Найбільший обсяг інвестицій Нафтогаз запропонував спрямувати на модерні-зацію систем індивідуального опалення в приватних будинках малозабезпече-них споживачів. Крім того, до переліку включено два проекти з будівництва теплоелектростанцій у м. Києві та Львівській області, а також закупівлю бурового та допоміжного обладнання для Укргазвидобування.

Впровадження енергоефективних тех-нологій за рахунок державних програм є раціональним способом провести енергомодернізацію житла соціально вразливих споживачів, яким держава

надає адресні субсидії на оплату кому-нальних послуг.

Реалізація цього проекту передбачає безкоштовну заміну систем опалення для 6 млн малозабезпечених громадян. Це не лише дозволить знизити витрати на газ безпосереднім користувачам комунальних послуг, але й посилить енергобезпеку країни в цілому.

При вартості проекту 2,4 млрд дол. очікується довгостроковий позитивний ефект для держбюджету в обсязі близь-ко 5,8 млрд дол. (за рахунок скорочення видатків на субсидії на 4,6 млрд дол. та додаткових податкових надходжень у розмірі 1,2 млрд дол.). Очікується, що реалізація проекту дозволить зеконо-мити 35 млрд куб. м газу за 15 років дії програми.

Згідно з розробленою моделлю На-фтогаз має відповідати за взаємодію з усіма суб’єктами процесу (державою, кредитором, постачальниками котлів, конвекторів та іншого обладнання, енергосервісними компаніями, домо-господарствами), своєчасно виконувати усі зобов’язання та звітувати перед державними органами, кредитором та суспільством про стан виконання програми.

Виконання програми базується на принципах адресності (найбільш враз-ливі категорії населення), публічності (періодичне звітування перед стейкхол-дерами та суспільством), екологічності (зменшення викидів вуглекислого газу у навколишнє середовище та збільшен-ня енергоефективності) та найкращому світовому досвіді (аналогічні програми з безкоштовної для реципієнтів заміни опалювального обладнання здійсню-ються в США, Австралії та Великобри-танії).

Для фінансування запропонованої програми Нафтогаз розглядає можли-вості залучення коштів з інших джерел, зокрема міжнародних фінансових інституцій.

Адресність

Програма охоплює найбільш вразливих громадян, які не можуть організувати процес самостійно

Світова практика

Уряди США, Австралії, Великобританії здійснюють аналогічні програми із заміни неефективного обладнання

Публічність

Публічна реформа з швидкими позитивними результатами – зброя проти популістів

Надійність та довіра

Нафтогаз має позитивну репутацію в міжнародному співтоваристві та організаційно спроможний реалізувати програму

Екологічність

Зменшення викидів СО2 у навколишнє середовище та енергоефективність

ПЕРЕХІД ВІД ПРИХОВАНИХДО АДРЕСНИХСУБСИДІЙ

ЧОМУ БУЛО НЕОБХІДНО ПЕРЕХОДИТИ ДО АДРЕСНИХ СУБСИДІЙ Перехід від прихованих субсидій до адрес-них у постачанні газу для населення Украї-ни – давно назрілий крок. До початку цього процесу у 2014 році ціни на газ для населення були у 10 разів нижчими за ціни для промис-ловості. Це створювало колосальні корупційні стимули приписувати газ населенню та вико-ристовувати його у комерційних цілях.

Крім того, занижена ціна на газ стала підґрунтям більш складних процесів. Це марнотратство, патерналізм, недоцільність інвестицій у енергозбереження та модерні-зацію, занепад видобування газу в Україні і багато інших негативних явищ.

Рахунок йшов на величезні суми. Лише за останні чотири роки на прямі та непрямі субсидії на природний газ для населен-ня державний бюджет витратив майже 360 млрд грн1.

1 Інвентаризація енергетичних субсидій в країнах Східного партнерства ЄС: Україна (проект, 21 квітня 2016 року). ОЕСР, 2016.

Багаторічне відкладання цінової лібералізації в цій сфері породило величезну «діру» в дер-жавних фінансах. Це, в свою чергу, справило масштабний негативний вплив на стабіль-ність гривні.

Населення витрачало газ неефективно, бо не мало мотивації до його заощадження. Газ витрачався в колосальних обсягах. Низькі ціни робили більшість заходів з підвищення ефективності використання газу фінансово непривабливими. Людям було простіше і дешевше купувати газ, замість того щоб замінити старий котел на більш ефективний, утеплити будинок чи просто змінити свої звички. В результаті це призвело до технічної та технологічної деградації інфраструктури та ЖКГ.

Частина газу, використаного населенням, видобувалась в Україні, а частина імпортува-лась за високою ціною з Росії. Щоб утримува-ти низькі середні ціни на газ для населення, держава встановлювала мізерні закупівельні ціни на газ українських державних газовидо-бувних компаній.

В Україні 2/3 громадян не користуються газом або використовують його в малих обсягах, лише для приготування їжі. Через


47

занижені ціни на український газ ці гро-мадяни не отримали належної компен-сації за десятки мільярдів кубометрів газу, який був видобутий за ці роки із надр, що належать кожному громадяни-ну України за Конституцією.

Заниження ціни для українських дер-жавних видобувників означало також недофінансування робіт із розвідки та інтенсифікації видобування. Як наслі-док – виснаження родовищ та скоро-чення видобутку. При цьому кошти на оплату імпортованого газу виходили з національної економіки, не створюючи робочі місця, бюджет втрачав податкові надходження. Таким чином ми підтри-мували російську видобувну галузь замість власної.

Чому нічого не було зроблено раніше, щоб зупинити марнування сотень мільярдів гривень? Відповідь проста та складна одно-часно – на цьому робилися багато-мільярдні статки, за які можна було купити все: майно, закон, популярність виборців.

Для українців «дешевий газ» був де-шевим лише на папері. Все, що було заплачено додатково до ціни в кви-танції, – навкруги нас. Це занедбані та енергонеефективні будинки; старі та проржавілі теплотраси; недофінансо-вані медицина, освіта та наука; мізерні пенсії; падіння гривні, яка декілька років штучно утримувалася на стабіль-ному рівні за рахунок кредитів; шалена інфляція. А найстрашніше – зневіра людей, що підігрівається політиками, які раніше заробляли свої статки на різниці в ціні на газ.

ЯКІ ЦІЛІ ПЕРЕХОДУ ДО НОВОЇ СИСТЕМИ?Перехід до нової системи, за якої грома-дяни з великими статками сплачують повну ціну на газ, а середньозабезпе-чені та незаможні родини отримують адресну допомогу від держави, – це

складний, але необхідний та відпові-дальний крок. Він має декілька цілей.

1. Знищення підґрунтя для корупції

Різні ціни на газ для різних груп спо-живачів – підґрунтя для отримання тіньового прибутку від перепродажу «дешевого» газу споживачам «дорого-го» газу. Завищені норми використання газу населенням, відсутність повного його обліку, завищені технологічні нор-ми списання газу, несанкціонований відбір – це не повний перелік інстру-ментів реалізації моделі перетворення «дешевого» газу в «дорогий».

Тепер ціни для різних споживачів знаходяться на однаковому рівні, цю можливість для корупції ліквідовано.

2. Створення фінансової мотивації кінцевого споживача до заощадження газу

Низькі ціни знищували мотивацію людей до заощадження газу. Не було сенсу ані ощадливо ставитися до нього, ані, тим більше, вживати заходи, які потребують витрат, наприклад уте-плення будинку, заміна газового котла на більш ефективний чи встановлення теплової помпи. Держава витрачала мільярди доларів на оплату російсько-го газу замість того, щоб запустити програми модернізації житла в Україні і позбавитися необхідності купувати газ за кордоном.

Тепер українці вмотивовані економити газ, утеплювати свої будинки та модер-нізувати системи опалення, а держава пропонує допомогу у фінансуванні таких робіт.

3. Створення підґрунтя для конкурен‑ції на ринку газу для населення

Через те, що 9/10 вартості газу спла-чував держбюджет у вигляді дотацій, жодній приватній компанії не було сенсу намагатися продавати газ насе-ленню. Тому багато років боротьба на «ринку» газу для населення відбува-лась не за споживача, а за доступ до «дешевого» газу та державних дотацій. Хто отримав доступ до цього ресурсу, той міг заробляти на різниці в цінах

ЧОМУ «ДЕШЕВИЙ» ГАЗ – ЦЕ КОРУПЦІЯ

Штучне заниження цін на газ – причина неефективності, бідності та залежності від російського газу.

За останні 10 років Україна ви-тратила майже 60 млрд дол. на фінансування «дешевого» газу для населення. За ці кошти можна було б двічі модернізувати все житло в країні.

Удавана дешевизна газу сти-мулювала його неефективне використання населенням – нащо економити, якщо дешево?

Україна відстала від сусідів у сфері енергоефективності ЖКГ – у дер-жави не було грошей, а у спожи-вачів – стимулу вкладати в модер-нізацію.

Заможні споживачі отримували в декілька разів більше державної допомоги, бо використовували більше газу, дотованого держа-вою.

2/3 споживачів використовують малі обсяги газу або не користу-ються ним взагалі. Через занижені ціни на український газ вони не отримали належної компенсації за десятки мільярдів кубометрів газу, видобутого з надр, які належать народу України за Конституцією.

Державні видобувники не змогли інвестувати десятки млрд дол. у збільшення видобування, резуль-тат – залежність від російського газу.

Уряд був змушений залучати кре-дити для газових дотацій Нафто-газу замість того, щоб отримувати ренту і інші податки з видобув-ників. Кредити за спалений газ доведеться віддавати майбутнім поколінням українців.

та надавати неякісні послуги на правах монополіста.

З 1 травня 2016 року ціни на газ для різних категорій зрівнялися. Постачання газу для населення стає економічно привабливим для приватних компаній. Це створило підґрунтя для справжньої конкуренції за споживача.

4. Заощадження публічних фінансів

Різницю між «дешевим» газом та його справжньою вартістю компенсувала дер-жава, забираючи гроші з оборони, освіти, медицини тощо. Частину газу доводилось купувати за кордоном, витрачаючи величезні обсяги валюти на підтримку чужої економіки замість власної.

Тепер імпорт газу скоротився в рази. Україна вже майже рік не купує газ в Росії. Нафтогаз вперше за 10 років не отримає допомоги з держ бюджету. Навпаки, планується що у 2016 році Нафтогаз заплатить 60 млрд грн по-датків, а це близько 10% доходів держбюджету. Очікується, що навіть виплативши субсидії тим, кому важко оплачувати газ за новою ціною, держава матиме ще 25 млрд грн на інші нагаль-ні потреби: пенсії, медицину, оборону тощо.

5. Розвиток видобування українського газу

Державне Укргазвидобування не мало коштів на розвиток видобутку газу. Відтак не створю-вались нові робочі місця, не було замовлень українським виробникам, сплачувалось менше податків, більше коштів вимивалося з економіки через імпорт газу.

Тепер Укргазвидобування отримало кошти для інвестицій у розвиток виробництва. Вже отримали замовлення українські виробники обладнання, відновлюються занедбані за бага-то років виробничі потужності. Тендери прово-дяться відкрито у системі ProZorro, постачати Укргазвидобуванню може будь-який виробник, який здатний поставити якісний товар або послугу за найбільш конкурентною ціною.

Зав’язаний «дешевим» газом гордіїв вузол проблем був настільки масштабним, що лише розрубавши його, усунувши першопри-чину, можна було сподіватися на краще.

ЯКІ РЕЗУЛЬТАТИ ПЕРЕХОДУ ДО НОВОЇ СИСТЕМИ?1. Обсяги використання газу населенням суттєво знизились

Порівняно із середнім рівнем споживання у 2012-2014 роках, у 2015 році населення використало на 5 млрд куб. м газу менше. Якщо забрати з цього обсягу зменшення, пов‘язане із окупацією частини території України, воєнними діями у зоні АТО, а також скоригувати фактичний результат на теплі-шу зиму, то економія все одно буде більше 2 млрд куб. м газу.

Цей величезний обсяг був зекономлений рівномірно по всіх регіонах, оскільки спожи-вачі стали ощадливіше використовувати цей ресурс, бо його ціна у квитанції стала вищою.

СУБСИДІЇСКІЛЬКИ НАСПРАВДІ КОШТУВАВ ГАЗ,

спожитий населенням (вкл. ТКЕ для населення) за 10 років, млрд дол.

МЕНШЕСПОЖИВАННЯ,

МЕНШЕ ІМПОРТУмлрд куб. м

ЗБІЛЬШЕННЯДОХОДІВ

БЮДЖЕТУ (БІЛЬШЕПОДАТКІВ)

млрд дол.

ДЕРЖАВА БІЛЬШЕНЕ ВИТРАЧАЄНА НАФТОГАЗ

СКОРОЧЕННЯВИДАТКІВ

БЮДЖЕТУ (МЕНШІСУМАРНІ СУБСИДІЇ)

млрд дол.

ХТО НАСПРАВДІ ЗАПЛАТИВ ЗА ГАЗ,спожитий населенням за 2006-2015 роки, млрд дол.

0,0

1,2

2,4

3,6

4,8

6,0

20142016

Державабільше невитрачає

на Нафтогаз

Натомістьнезаможніотрималиадреснісубсидії

Фінансуванняоборониза цей часзрослоу 2,5 рази

33,4

5,9

25,2

43

108

2,1

1,5

0,9

0,8

0,2

97

10

46

2006 2007 2008 2009

2014факт

2015без підняття

цін

2015факт

2015за умови

ринкових цін


цін2015факт

2015ринкові

ціни

2015факт

2010 2011 2012 2013 2014 2015

1,4

22,1 17,2

0,92,0

1,11,7

2,5

3,5 3,74,2

5,75,3

3,6

1,81,1

1,7

2,5

3,5 3,74,2

5,75,3

3,6

1,8

0,4 1,2 0,7 1,7 0,7 1,9 0,4 2,6 0,6 3,1 0,7 4,5 0,7 4,1 0,7 2,5 0,4 2,3 0,6

Нафтогаз

УГВ

НАФТОГАЗ

Субсидії

ОБОРОНА (МО та МВД)

Заплачено за імпортований газ Заплачено за український газ Різниця в ціні* за український газ

*обсяг українського газу для потреб населення, помножений на різницю між середньозваженою ціною імпортованого природного газу та ціною придбання власного газу Нафтогазом. Ціна газу, імпортованого з РФ в 2010-2015 роках, оскаржується в суді.

28,7не отримали

укр видобувники

12,0компенсація різниць, втрати НАК

3,4 компенсація різниць ТКЕ

10,9 Заплатили споживачі

2,1 Економія

Сумарнісубсидії

5,0 3,8 3,3

4,8 субсидії за газ громадянам

4,7податки, не отримані

бюджетом

ВАРТІСТЬ ГАЗУНЕГРОШОВІ ДЖЕРЕЛА ГРОШОВІ ДЖЕРЕЛА

не сплачено за український газ сплачено за український газ сплачено за імпортний газ

Факт

Погода, нормативи, інше

АТО, Крим

субсидії за газ громадянам

сплатили споживачі

Компенсації з бюджету, втрати НАК та ТКЕ

не отримали укр видобувники

податки, не отримані бюджетом

ЕФЕКТ ПІДВИЩЕННЯ ЦІН

0,4


49

Навіть ті споживачі, які отримували субсидію, використовували менше газу. Скорочення використання продовжується і у 2016 році.

2. Припинилося субсидування Нафтогазу із держбюджету

Це дозволило скоротити витрати державного бюджету в 2015 році приблизно на 30 млрд грн. У 2016 році Нафтогаз не отримуватиме жодних компенсацій із держбюджету.

3. Значно збільшилися платежі групи Нафто газ до держбюджету

Після завершення вирівнювання цін у 2016 році група Нафтогаз стала джерелом чи-стих доходів для держбюджету. Це правильна і звична роль для європейських енергетич-них компаній, які перебувають у державній власності. При цьому малозабезпечені громадяни захищені субсидіями, а більш заможні споживачі сплачують повну ціну.

4. Укргазвидобування збільшує інвестиції та залучає сучасні технології

Підвищення фінансової спроможності під-приємств групи дозволило Укргазвидобуван-ню вже у 2016 році збільшити фінансування розвідки нових родовищ. Негативну тенден-цію зменшення власного видобутку вдалося зупинити.

5. Перерозподіл бюджетних витрат дозво‑лив збільшити фінансування оборони

Нарешті, припинення фінансування деше-вого газу для всіх за бюджетні кошти доз-

волило реально укріпити обороноздатність країни – фінансування оборонних видатків за два роки зросло у 2,5 раза. Якби бюджет, як і раніше, спрямовував десятки мільярдів на дотування газу для всіх без винятку, ці гроші не можна було б спрямувати на оборону.

Таким чином, перехід до нової системи адресних субсидій був не лише логічним кро-ком, який знищив багатомільярдні корупцій-ні схеми. Він був терміновою необхідністю та умовою для збереження України як незалеж-ної держави.

ЯК ПРАЦЮЄ НОВА СИСТЕМА СУБСИДІЙКардинальне спрощення правил оформ-лення житлово-комунальних субсидій було логічним та обґрунтованим кроком, який дозволив пом’якшити наслідки вирівнюван-ня цін на газ для малозабезпечених верств населення.

Більше 5 млн родин звернулися за допомо-гою та отримують субсидію на комунальні витрати. Це значно менше, ніж 13 млн родин, які раніше опосередковано отримували дер-жавну допомогу через дотований газ.

Система субсидій структурована таким чином, що середня родина витрачає на комунальні послуги не більше 15% свого сімейного бюджету. Багатодітні, неповні ро-дини або такі, де є непрацездатні особи, як правило, витрачатимуть ще менше. Рівень

обов’язкових витрат залежить від доходу на одну особу. Що менше родина має коштів, то меншу частку свого бюджету вона витра-чатиме на комунальні послуги.

Таким чином, державна допомога тепер перерозподіляється більш справедливо. Якщо раніше більше допомоги отримували споживачі, які використовували багато газу, то нинішня система адресних субсидій надає більше захисту менш заможним.

Тим не менш, вже зараз очевидні окремі недо-ліки спрощеної системи субсидій. Їхнє усунення допоможе більш ефективно витрачати бюджетні кошти та підвищить рівень соціаль-ної справедливості в призначенні субсидій. Зокрема, один з найпомітніших недоліків – від-сутність стимулів для отримувачів субсидій до енергоощадної поведінки та економії ресурсів.

Заходи, які можуть покращити систему суб-сидій: оптимізація соціальних нормативів, запровадження середньострокових графіків їх зниження, автоматизація процесів нарахуван-ня, звірки з фактичними обсягами використан-ня, перевірки змін у майновому стані тощо.

Крім того, для заохочення енергоощадної поведінки одержувачів субсидій, доціль-ною є поетапна монетизація цієї допомоги.

Зокрема, домогосподарства, які споживають менше за певний норматив, мають отримати можливість використовувати зекономлені кошти на інші потреби.

ЩО ДАЛІ? В 2016 році цінова лібералізація вийшла на проміжний фініш – затверджено методику розрахунку граничної ціни газу для насе-лення на рівні 100% імпортного паритету.

Незважаючи на прогнозоване зростання обсягу субсидій для населення, очікується, що податкові платежі від групи Нафтогаз бу-дуть більш ніж достатніми для покриття цих витрат із держбюджету. При цьому обсяги використання газу населенням у 2016 році продовжують скорочуватись.

Додаткові доходи Укргазвидобування після сплати рентних та інших платежів до бю-джету дозволять профінансувати масштабні роботи зі збільшення видобутку газу.

Пройдений шлях до цінової лібералізації заклав підґрунтя для переходу до завершаль-ного етапу реформи – створення повноцінно-го конкурентного ринку газу для побутових споживачів.

Нова система адресних субсидій справедлівиша, бо надає більше захисту менш заможним

СУБСИДІЇСКІЛЬКИ НАСПРАВДІ КОШТУВАВ ГАЗ,

спожитий населенням (вкл. ТКЕ для населення) за 10 років, млрд дол.

МЕНШЕСПОЖИВАННЯ,

МЕНШЕ ІМПОРТУмлрд куб. м

ЗБІЛЬШЕННЯДОХОДІВ

БЮДЖЕТУ (БІЛЬШЕПОДАТКІВ)

млрд дол.

ДЕРЖАВА БІЛЬШЕНЕ ВИТРАЧАЄНА НАФТОГАЗ

СКОРОЧЕННЯВИДАТКІВ

БЮДЖЕТУ (МЕНШІСУМАРНІ СУБСИДІЇ)

млрд дол.

ХТО НАСПРАВДІ ЗАПЛАТИВ ЗА ГАЗ,спожитий населенням за 2006-2015 роки, млрд дол.

0,0

1,2

2,4

3,6

4,8

6,0

20142016

Державабільше невитрачає

на Нафтогаз

Натомістьнезаможніотрималиадреснісубсидії

Фінансуванняоборониза цей часзрослоу 2,5 рази

33,4

5,9

25,2

43

108

2,1

1,5

0,9

0,8

0,2

97

10

46

2006 2007 2008 2009

2014факт


цін

2015факт

2015за умови

ринкових цін


цін2015факт

2015ринкові

ціни

2015факт

2010 2011 2012 2013 2014 2015

1,4

22,1 17,2

0,92,0

1,11,7

2,5

3,5 3,74,2

5,75,3

3,6

1,81,1

1,7

2,5

3,5 3,74,2

5,75,3

3,6

1,8

0,4 1,2 0,7 1,7 0,7 1,9 0,4 2,6 0,6 3,1 0,7 4,5 0,7 4,1 0,7 2,5 0,4 2,3 0,6

Нафтогаз

УГВ

НАФТОГАЗ

Субсидії

ОБОРОНА (МО та МВД)

Заплачено за імпортований газ Заплачено за український газ Різниця в ціні* за український газ

*обсяг українського газу для потреб населення, помножений на різницю між середньозваженою ціною імпортованого природного газу та ціною придбання власного газу Нафтогазом. Ціна газу, імпортованого з РФ в 2010-2015 роках, оскаржується в суді.

28,7не отримали

укр видобувники

12,0компенсація різниць, втрати НАК

3,4 компенсація різниць ТКЕ

10,9 Заплатили споживачі

2,1 Економія

Сумарнісубсидії

5,0 3,8 3,3

4,8 субсидії за газ громадянам

4,7податки, не отримані

бюджетом

ВАРТІСТЬ ГАЗУНЕГРОШОВІ ДЖЕРЕЛА ГРОШОВІ ДЖЕРЕЛА

не сплачено за український газ сплачено за український газ сплачено за імпортний газ

Факт

Погода, нормативи, інше

АТО, Крим

субсидії за газ громадянам

сплатили споживачі

Компенсації з бюджету, втрати НАК та ТКЕ

не отримали укр видобувники

податки, не отримані бюджетом

ЕФЕКТ ПІДВИЩЕННЯ ЦІН

0,4


50 51

З ЧОГО СКЛАДАЄТЬСЯ ЦІНА НА ГАЗ?

ЧОМУ ЦІНА НА ГАЗ МАЄ БУТИ РИНКОВОЮ?

Соціальна справедливість: заможні платять, незаможні отримують адресну підтримку

Енергоефек-тивність стає важливою для кожного

Інвестуємо у власне видобування газу: нові робочімісця та замовлення

Зменшуємо залежність від імпорту та Росії, можемо взагалі відмовитися від імпорту газу

Знищуємо корупцію та корупційні можливості на різних цінах на газ, створюємо конкурент-ний ринок газу

Наповнюємо держбюджет замість забирати з нього кошти на дотації і для багатих, і для бідних

4942

1147

21951457

СТАРІ ЦІНИ(до 1.05.2016),грн/тис. куб. м

НОВІ ЦІНИгрн/тис. куб. м

СЕРЕДНЬОЗВАЖЕНАЦІНА РЕАЛІЗАЦІЇ ГАЗУ

ІМПОРТОВАНИЙГАЗ

ЗБИТКИНАФТОГАЗУ

ПРИБУТОК НАФТОГАЗУ

ДОХІД УКРГАЗВИДОБУВАННЯ

ГАЗУКРГАЗВИДОБУВАННЯ

ІМПОРТОВАНИЙГАЗ

ГАЗУКРГАЗВИДОБУВАННЯ

6879

НАСЕЛЕННЯТА ТКЕ

5200

1590

2170

4942

3873ЦІНА НА ХАБІ

2421ДОХІД

УКРГАЗВИДОБУВАННЯ

2421РЕНТНІ ПЛАТЕЖІ

93ДОХІД НАК

1069ВАРТІСТЬ ДОСТАВКИ

ДОХІДДЕРЖАВНОГОБЮДЖЕТУ

Ціна газу як товару

Тарифна траспорту-вання

Тариф на розподіл

Торгова націнкароздрібного

постачальника ПДВ

на імпортованомугазі

на українському газі

4942 4942

ВДОСКОНАЛЕНАСТРУКТУРАВ ПРОЦЕСІ РЕФОРМУВАННЯ

НЕДОСКОНАЛАСТРУКТУРА

ДО 1.12.2015

Представляєі доповідає

Незалежнанаглядова

рада

Запобігає зловживаннямта неринковим

практикам

Незалежнийрегулятор

Незалежнийномінаційний

комітет з 01.04.17

Призначає та звільняє Уряд (через парламент)

• Незалежні члени комітету з бізнес-середовища відбирають та подають МЕРТ кандидатури членів наглядової ради

• Подає пропозиції щодо винагороди членів наглядової ради

• Орієнтується на професіоналізм та досвід, а не політичні міркування(обирає в т.ч. представників держави)

Призначає наглядову раду відповідно до прозорої

процедури та оприлюднених заздалегідь

чітких критеріїв (критерії оцінки ефективності не

встановлені, вони мають бути визначені в Політиці

обрання та оцінювання наглядової ради)

• Затверджує стратегію та бізнес-плани Нафтогазу з 01.04.17

• Призначає правління та визначає його винагороду.З 01.04.17

• Контролює виконання стратегії, ключові витрати, закупівлі, умови збуту

• Відповідає за наявність незалежних аудиторів та цілісність системи обліку

• Розробляє стратегію та бізнес-плани

• Реалізує затверджену стратегію та бізнес-плани

• Здійснює операційне управління

• Звітує

ВиконаноВиконано частковоНе виконано

• Здійснює чітко окреслені законом заходи для виконання соціальних функцій держави

• Виплачує дивіденди до держбюджету

• Якісний та докладний річний звіт

• Щоквартальна та річна аудована фінансова звітність

• Інше регулярне розкриття інформації згідно з політикою прозорості за стандартами ОЕСР

Призначає

Рекомендуєта наглядає

Представляє та доповідає,керуючись здебільшогокороткостроковими політичними,а не тривалими економічними цілями

Представляєі доповідає

Звітує

ПравлінняНафтогазу

Наглядоварада

Ревізійнакомісія

Де-факто наглядової ради не існує

• Призначають членів правління

• Затверджують фінплан• Надають кошти для

компенсації дефіциту• Можуть ухвалювати

рішення, продиктовані короткостроковими політичними цілями, а не стратегічними інтересами народу України

Призначає та звільняє(через парламент)

Де-факто ревізійної

комісії не існує

Мета:• Орієнтувати менеджмент на

досягнення цілей, визначених у політиці власності

• Виключити втручання, продиктоване короткостроковою політичною доцільністю

• Розділити регуляторні функції та функції акціонера

• Запровадити структуру корпоративного управління, що відповідає найкращим світовим практикам для підприємств у власності держави

Представляє та звітує, витрачає(в межах власних повноважень)отримані дивіденди на потребигромадян

Звітує про виконання поставлених цілей

РІВЕ

НЬ

ВЛАС

НО

СТІ

Народ України не має стимулу для захисту власних інтересів як кінцевого власника Нафтогазу:• Акції Нафтогазу не

знаходяться у вільному обліку

• Немає механізму для участі в процесі ухвалення рішень

• Бракує даних та їх інтерпретації

РІВЕ

НЬ

ГОЛ

ОВН

ОГО

УП

РАВЛ

ІНН

Я ТА

КО

НТР

ОЛ

Ю

Процес ухваленнярішень політизований:• Нечіткий поділ

повноважень та обов’язків різних органів

• Ролі засновника та акціонера суперечливі

• Економічні інтереси Нафтогазу конфліктують з соціальними та регуляторними функціями держави

• Висока ймовірність незапланованого втручання в управління компанією

ВИКО

НАВ

ЧИ

ЙРІ

ВЕН

Ь

Бракує стимулів для топ-менеджменту:• Винятково низький рівень

компенсації порівняно з ринком

• Винятково високий рівень відповідальності

• Відсутнє страхування відповідальності

• Низький рівень автономії• Конфлікт економічних та

політичних інтересів • Через залежність від зміни

політичної ситуації немає мотивації до довгострокового розвитку компанії

Незалежнийаудитор

СТРУКТУРА КОРПОРАТИВНОГО УПРАВЛІННЯ

Кабінет Міністрів

Міністерство енергетикита вугільної промисловості

Інші міністерствата НКРЕКП

ПравлінняНафтогазу

Кабінет Міністрів*

*22 вересня 2016 року Уряд ухвалив рішенняпро підпорядкування Нафтогазу безпосередньоКабінету Міністрів України

НародУкраїни

НародУкраїни

КОРПОРАТИВНЕ УПРАВЛІННЯ

України та узгоджено зі Світовим бан-ком та Секретаріатом Енергетичного Співтовариства. План реформування газового сектору України є частиною зобов’язань України за кредитними уго-дами з ЄБРР та необхідним кроком для інтеграції України у Європейський Союз, а успішність цієї реформи є важливою для безпеки постачань газу в Україні та Європі.

У жовтні 2015 року Кабінет Міністрів Укра-їни затвердив план дій щодо корпоратив-ного управління Національної акціонер-ної компанії «Нафтогаз України» (ПДКУ). Важливу частину плану було успішно реалізовано в грудні 2015 року ухвален-ням постанови Кабінету Міністрів України від 05.12.15 №1002 «Деякі питання вдо-сконалення корпоративного управління публічного акціонерного товариства «Національна акціонерна компанія «На-фтогаз України». (Постанова 1002).

Відповідно до Керівного принципу III.A ОЕСР:

• заборонено втручання та перешкод-жання господарській діяльності ком-панії з боку органів державної влади, політичних партій та громадських

організацій, їх посадових та службо-вих осіб;

• встановлено, що компанія є повно-правним акціонером (засновником, учасником) господарських това-риств, пакети акцій яких передані до статутного капіталу компанії, а також тих, що засновані компанією або акції яких набуті компанією в інший спосіб. Компанія здійснює всі права та несе всі обов'язки акціонера (засновника, учасника) відповідно до закону. Управління корпоративними правами (акціями, частками) юридич-них осіб, акціонером (засновником, учасником) яких є компанія, вона здійснюватиме самостійно через свої уповноважені органи відповідно до Статуту1.

Окрім цього, ПДКУ містить перелік заходів, метою яких є забезпечення:

• незалежності від політичного впли-ву. З цією метою було розроблено проекти законів та змін до чинних нормативно-правових актів, які ма-ють чітко визначити сфери впливу будь-яких державних органів на управління компанією та її діяль-ність, а в ідеальному варіанті – пов-ністю обмежити такий вплив;

• реалізації прав власника. Згідно з розробленою моделлю, функції держави як власника та єдиного ак-ціонера Нафтогазу має виконувати один державний орган;

• функціонування повноцінної і неза-лежної наглядової ради;

• створення та ефективного функціону-вання системи внутрішнього контро-лю Нафтогазу. ПДКУ передбачено запровадження відповідних внутрішніх політик, функцій, призначення клю-

РЕФОРМУВАННЯ СИСТЕМИ КОРПОРАТИВНОГО УПРАВЛІННЯДо 2015 року система корпоративного управ-ління Нафтогазу мала серйозні недоліки, зокрема:

• управління компанією залежало від інтересів окремих політичних сил, а не гарантувало дотримання і захист інтересів держави;

• існував нечіткий розподіл функцій управ-ління, а також їх дублювання чи перети-нання між Кабінетом Міністрів України, Міністерством енергетики і вугільної промисловості, Міністерством фінансів та іншими органами державної влади. Це, зокрема, стосувалось функцій внутрішньо-го аудиту, ревізійної комісії;

• процес відбору членів наглядової ради був непрозорим, не працювали механізми та інструменти, які дозволили б залучати висококомпетентних професіоналів з без-доганною репутацією;

• призначення на посаду та припинення по-вноважень керівництва Нафтогазу та його

дочірніх підприємств і компаній, а також винагороди цих осіб визначались органами державної влади, що впливало на процес ухвалення рішень керівництвом.

Для усунення зазначених недоліків у 2015 році Нафтогаз продовжив впроваджен-ня розпочатої у 2014 році реформи системи корпоративного управління.

Реформа має на меті створення ефективної та прозорої компанії, де будуть забезпечені права власника, запроваджено ефективну систему внутрішнього контролю, усуне-но політичний вплив та створені рівні з комерційними компаніями умови роботи на ринку, що відповідає принципам корпора-тивного управління Організації економічно-го співробітництва та розвитку (ОЕСР). Також розпочато реформування системи корпо-ративного управління підприємств групи Нафтогаз для приведення їх у відповідність із новими стандартами корпоративного управління.

Реформування системи корпоративного управління компаній групи Нафтогаз згідно з принципами корпоративного управління ОЕСР передбачене планом реформування газового сектору України, який у березні 2015 року було затверджено Кабінетом Міністрів

Група Нафтогаз впроваджує найвищі стандарти та найкращі світові практики у систему корпоративного управління.

1 Наразі лишається невирішеною проблема юридичної неоднозначності статусу ак-цій компаній, переданих до статутного капіталу Нафтогазу «із залишенням у власно-сті держави». Незважаючи на положення законодавства та позицію судових органів, що підтверджують статус Нафтогазу як повноправного акціонера таких компаній, відповідне формулювання перешкоджає здійсненню функцій власника та запрова-джує додаткове регулювання для компаній.


56 57

чових керівників, як-от керівник з питань управління ризиками, керівник з питань комплаєнсу, уповноважений антикорупцій-ної програми тощо.

Під час впровадження реформи корпоративного управління Нафтогазу було дотримано принцип гендерної рівності, і у складі наглядової ради представлені особи різної статі. За наявності двох кандидатур з однаковим кваліфікаційним і професійним рівнем перевага повинна бути надана особі тієї статі, яка менше представлена.

Постановою 1002 було затверджено перехід-ні (до квітня 2017 року) та цільові (з 01.04.17) Статути, Положення про наглядову раду та Положення про правління Нафтогазу, а також забезпечено підґрунтя для подальших реформ, зокрема:

• Щоб забезпечити розділення функцій пред-ставника власника та органу, що формує політику відповідної галузі (policy-maker) управління та у якості практичного рішення 100% акцій було передано від Міністерства енергетики та вугільної промисловості до Мі-ністерства економічного розвитку та торгівлі України (замість КМУ). Однак, через недоліки володіння акціями міністерствами у вересні 2016 року все ж таки було прийнято рішення про передачу 100% акцій компанії до КМУ, як і передбачає ПДКУ.

• запланована дата завершального етапу реформи корпоративного управління якою передбачено наділення наглядової ради ши-роким обсягом повноважень з управління

компанією, зокрема обрання та припинення повноважень голови та членів правління, затвердження стратегії, бюджету та обсягу ризиків;

• передбачено формування комітетів нагля-дової ради: з питань аудиту, з призначень та винагород, з питань етики;

• розширено повноваження наглядової ради, зокрема: затвердження стратегії та місії ком-панії, обрання та припинення повноважень голови та членів правління, затвердження бізнес-плану компанії зокрема фінансового плану (бюджету) та інвестиційної програми1;

• передбачено утворення незалежного номі-наційного комітету з метою забезпечення підбору кваліфікованих кандидатів на посаду члена наглядової ради, зокрема, незалежно-го директора1.

22 вересня 2016 року Уряд ухвалив рішення про підпорядкування Нафтогазу безпосередньо Кабінету Міністрів України.

ОРГАНИ УПРАВЛІННЯ КОМПАНІЇОрганами управління компанії є загальні збори акціонерів (вищий орган управління, який уповноважений ухвалювати рішення з усіх питань діяльності товариства, в тому числі тих, що належать до компетенції інших

1 Відповідні повноваження передбачені цільо-вим Статутом компанії, що діятиме з 01.04.17

органів управління), наглядова рада (орган, який відповідно до ст.51 Закону України «Про акціонерні товариства» здійснює захист прав акціонерів та захищає інтереси компанії1 і в межах компетенції контролює та регулює діяльність виконавчого органу) і колегі-альний виконавчий орган – правління на чолі з головою правління.

У 2015 році до складу наглядової ради компанії входило 11 членів – пред-ставників міністерств та відомств. Цей склад наглядової ради було обрано ще в 2013 наказом МЕВПУ. У складі наглядової ради були відсутні незалеж-ні директори. Фактично у 2015 році наглядова рада компанії не виконувала свої функції, а питання, що належать до компетенції наглядової ради, перед-бачені законодавством та статутом компанії, вирішувало Міністерство енергетики та вугільної промисловості в якості органу, що здійснює управлін-ня корпоративними правами держави.

ПРОЦЕДУРА ЗАТВЕРДЖЕННЯ СКЛАДУ НАГЛЯДОВОЇ РАДИВідповідно до Постанови 1002 наглядо-ва рада Нафтогазу складається з п’яти осіб, троє з яких повинні відповідати критеріям незалежності, встановленим законодавством та положенням про наглядову раду компанії, один призна-чатись за погодженням із Кабінетом Міністрів України і один – за погоджен-ням із Президентом.

Комітет з призначення керівників особливо важливих підприємств подає Міністерству економічного розвитку і торгівлі пропозиції щодо кандидатур на посади членів наглядової ради ком-панії. Цей комітет утворено відповідно до Порядку проведення конкурсного

1 Відповідно до Керівного принципу корпоративного управління ОЕСР VIA та рекомендації VII.A ОЕСР для підприємств державної форми власності

відбору керівників суб'єктів господарю-вання державного сектору економіки, затвердженого постановою Кабіне-ту Міністрів України від 3 вересня 2008 року № 777. Кандидатури, що вносяться до Міністерства економічно-го розвитку і торгівлі, комітет підби-рає самостійно із залученням у разі потреби фахівців з підбору персоналу та відповідно до критеріїв, визначених законодавством, Статутом компанії та положенням про наглядову раду.

Призначення членів наглядової ради компанії належить до компетенції загальних зборів акціонерів та здійс-нюється Міністерством економічного розвитку і торгівлі в якості акціонера компанії.

Разом з тим, планом дій з корпоратив-ного управління передбачено затвер-дження політики державної власності для Нафтогазу (як правило, така полі-тика базується на загальній політиці власності для державних підприємств і вказує на основні очікування держави як власника від підприємства), а також політики з призначень наглядової ради компанії та очікуваної результативнос-ті наглядової ради.

ОБРАННЯ ЧИННОГО СКЛАДУ НАГЛЯДОВОЇ РАДИ НАФТОГАЗУДо відбору незалежних кандидатів на посади членів наглядової ради Нафтогазу було залучено міжнарод-не рекрутингове агентство Odgers Berndtson, робота якого фінансувалась Європейським банком реконструкції та розвитку.

В результаті роботи комітету до складу наглядової ради Нафтогазу було обра-но наступних осіб:

• Юлія Ковалів, голова наглядової ради

• Пол Ворвік, заступник голови нагля-дової ради, незалежний директор, голова комітету з призначень та винагород

ЮЛІЯ КОВАЛІВ голова наглядової ради

ПОЛ ВОРВІКзаступник голови наглядової ради, незалежний директор, голова комітету з призначень та винагород

МАРКУС РІЧАРДСчлен наглядової ради, незалежний директор, голова комітету з питань етики

ЧАРЛЬЗ ПРОКТОРчлен наглядової ради, незалежний директор, голова комітету з аудиту

ВОЛОДИМИР ДЕМЧИШИНчлен наглядової ради

ПЕРЕЛІК ДОКУМЕНТІВ УРЯДУ З КОРПОРАТИВНОГО УПРАВЛІННЯ, ЯКИМИ РЕГУЛЮВАЛАСЬ ДІЯЛЬНІСТЬ КОМПАНІЇ У 2015 РОЦІ:

• Постанова Кабінету Міністрів України від 25 травня 1998 року №747 «Про утворення Національ-ної акціонерної компанії «Нафтогаз України»;

• Постанова Кабінету Міністрів України від 2 грудня 2009 року

№1354 «Деякі питання Національ-ної акціонерної компанії «Нафтогаз України» (втратила чинність згідно з постановою КМУ від 05.12.2015 №1002);

• Постанова Кабінету Міністрів України від 30 жовтня 2014 року №678 «Про деякі питання управ-ління корпоративними правами держави»;

• Постанова Кабінету Міністра Укра-їни від 3 вересня 2008 року №777 «Про проведення конкурсного відбору керівників суб’єктів госпо-

дарювання державного сектору економіки»;

• Рішення Кабінету Міністрів України від 16 жовтня 2015 року №112 «Деякі питання корпоративного управління суб’єктами господарю-вання нафтогазового комплексу»;

• Постанова Кабінету Міністрів Укра-їни від 5 грудня 2015 року №1002 «Деякі питання вдосконалення корпоративного управління пу-блічного акціонерного товариства «Національна акціонерна компанія «Нафтогаз України».


• Маркус Річардс, член наглядової ради, незалежний директор, голова комітету з питань етики

• Чарльз Проктор, член наглядової ради, незалежний директор, голова комітету з аудиту

• Володимир Демчишин, член нагля-дової ради.

КОМІТЕТИ НАГЛЯДОВОЇ РАДИУ 2015 році наглядова рада компанії не здійснювала свої функції. Питання, що належать до компетенції наглядової ради, вирішувались на рівні загальних

зборів акціонерів. У зв’язку з фак-тичною відсутністю наглядової ради, комітетів наглядової ради не існувало. Новими положеннями про наглядову раду компанії, ухваленими у грудні 2015 року, було передбачено ство-рення наступних комітетів: комітету з питань аудиту, комітету з призначень та винагород, комітету з питань етики. Головою та більшістю членів комітетів наглядової ради повинні бути незалеж-ні директори. На момент складання цього звіту (вересень 2016 року) такі комітети було створено з дотриманням принципу незалежності директорів.

Наглядова рада розпочала свою повно-цінну роботу в 2016 році. На першому

засіданні ради 11 травня 2016 року за участі незалежних директорів Пола Ворвіка, Чарльза Проктора та Маркуса Річардса, а також представників держа-ви Юлії Ковалів та Володимира Демчи-шина було обрано голову наглядової ради – представника держави Юлію Ковалів. Заступником голови нагля-дової ради став незалежний директор Пол Ворвік. До складу кожного з трьох комітетів увійшли всі члени наглядо-вої ради, причому, згідно з вимогами статуту Нафтогазу, саме незалежні ди-ректори очолили ці комітети. Зокрема, головою комітету з питань аудиту було обрано Чарльза Проктора. Комітет з питань етики очолив доктор Маркус Річардс, а комітет з призначень та винагород – Пол Ворвік.

КОНТРОЛЬ ЗА ФІНАНСОВО-ГОСПОДАРСЬКОЮ ДІЯЛЬНІСТЮ КОМПАНІЇВраховуючи стратегічне значення ком-панії для економіки держави, а також її важливу соціальну роль, моніторинг діяльності Нафтогазу періодично або постійно здійснюється різноманітними державними органами у вигляді каме-ральних, документальних та фактич-них перевірок. Також державна влада в особі Державної фінансової інспекції здійснює перманентний безпосеред-ній контроль за щоденною діяльністю Нафтогазу. Для цього в приміщенні компанії виділено спеціальні постійні приміщення – кабінети посадових осіб Держфінінспекції.

Згідно з попередньою редакцією Статуту Нафтогазу, яка діяла до грудня 2015 року, перевірка фінансо-во-господарської діяльності компанії здійснювалась ревізійною комісією, яку було обрано загальними зборами акціонерів (на той момент – МЕВПУ) за погодженням з Кабінетом Міністрів України у кількості 5 осіб. Останній склад ревізійної комісії було затвер-джено в жовтні 2013 року. До її складу входили представники МЕВПУ, НКРЕ,

Держфінінспекції та Міністерства доходів і зборів. Проте у зв'язку зі звільненням голови ревізійної комісії з Міненерговугілля та незатверджен-ням нового, засідання ревізійної комісії не проводились і комісія фактично не виконувала свої функції.

Керівництвом Нафтогазу вживались заходи стосовно прийняття рішення про припинення повноважень на той момент поточного складу ревізійної комісії компанії.

Зрештою з метою приведення струк-тури корпоративного управління Нафтогазу у відповідність до принци-пів корпоративного управління ОЕСР Кабінетом Міністрів України прийнято постанову №1002, відповідно до якої ревізійна комісія відсутня як орган компанії.

Згідно нової редакції Статуту Нафтогазу функції комісії контролю за фінансово-господарською діяльністю компанії віднесені до повноважень комітету наг-лядової ради з питань аудиту та інших органів і служб компанії, які є складови-ми системи внутрішнього контролю.

За результатами діяльності Нафтога-зу в 2015 році ПрАТ «Делойт енд Туш Юкрейніан Сервісез Компані» провело незалежний аудит фінансової звітності, який підтвердив, що окрема фінансова звітність відображає достовірно в усіх суттєвих аспектах фінансовий стан ком-панії на 31 грудня 2015 року (детальні-ше див. в розділі Фінансова звітність)

ПРАВЛІННЯ КОМПАНІЇВідповідно до вимог законодавства України в компанії передбачено існу-вання дворівневої системи керівни-цтва: наглядова рада, що вирішує стра-тегічні питання діяльності компанії, відповідає за створення та ефективне функціонування системи внутрішнього контролю, та правління – виконавчий орган, що здійснює управління поточ-ною діяльністю компанії.

До складу правління як виконавчого органу компанії входять голова та

члени правління, які є посадовими особами компанії.

Згідно з прийнятим у грудні 2015 року Положенням про правління компанії члени і голова правління обираються загальними зборами на підставі пропо-зицій комітету з призначень та винаго-род наглядової ради, перший заступ-ник та заступники голови правління обираються правлінням з числа його членів. Одна особа може обиратися до складу правління неодноразово.

ПОДАЛЬШІ ПРІОРИТЕТИ РОЗВИТКУ КОРПОРАТИВНОГО УПРАВЛІННЯ КОМПАНІЇНезважаючи на те, що у 2015 році було здійснено суттєве зрушення у реформі корпоративного управління компанії, виконання ПДКУ на рівні прийняття нормативно-правових актів відбуваєть-ся повільно.

Ухвалення проектів законів України «Про внесення змін до деяких зако-нодавчих актів України щодо вдоско-налення корпоративного управління публічного акціонерного товариства «Національна акціонерна компанія «Нафтогаз України», оператора га-зотранспортної системи та юридичних осіб, акціонером (засновником, учасни-ком) яких вони є» та «Про запобігання політичному втручанню у господарську діяльність підприємств нафтогазової галузі» є одним з пріоритетів рефор-ми корпоративного управління, що забезпечить невідворотність змін. За-значені законопроекти розроблені для запобігання політичним втручанням, скасування неефективних механізмів контролю, що створюють перешкоди для конкурентоздатності та розвитку компанії, і мають на меті змінити їх на ефективні та прозорі механізми. Зо-крема, пропонується змінити порядок затвердження фінансових планів, зро-бити ефективною дивідендну політику, усунути наявні конфліктуючі норми у правовій базі тощо.

СКЛАД ВИКОНАВЧОГО ОРГАНУ КОМПАНІЇ – ПРАВЛІННЯ – У 2015 РОЦІ:

Голова правління: А. Коболєв (призначено головою правління розпорядженням КМУ 25.03.14 №262-р)

Члени правління:

С. Перелома (призначено першим заступником голови правління розпорядженням КМУ 08.08.14 №713-р)

С. Коновець (призначено заступником голови правління розпорядженням КМУ 30.04.14 №439-р)

Ю. Колбушкін (призначено членом правління КМУ 25.02.99 №268)

О. Тодійчук (призначено заступником голови правління у квітні 2014 року, помер у березні 2015 року)

61

ПРАВЛІННЯ ТА ЙОГО ВИНАГОРОДА

Сергій Коновець Заступник голови правління з квітня 2014 року

Відповідає за фінансово-економічний напрямок в компанії. Має 20-річний про-фесійний досвід роботи у міжнародних компаніях у сферах розробки стратегії, розвитку бізнесу, фінансів та аудиту. Працював у провідних аудиторських компаніях Deloitte та EY. До призначен-ня в Нафтогаз працював у міжнародній консалтинговій групі Boston Consulting Group. Працював менеджером з розвит-ку бізнесу та стратегічного планування в міжнародному агрохолдингу Bunge у Швейцарії. Здобув ступінь магістра управління бізнесом (MBA) в провідній міжнародній бізнес школі IMD в Лозанні, Швейцарія.

Юрій Колбушкін Член правління з лютого 1999 року

Працює в Нафтогазі з дня заснування компанії. Відповідає за податкову та цінову політику, бюджетні розрахунки, формування фінансових ресурсів та економічне регулювання. До приходу у нафтогазову сферу 15 років працю-вав в Міністерстві фінансів України. Закінчив Київський інститут народ-ного господарства. Доктор еконо-мічних наук, дійсний член (академік) Українсь кої нафтогазової академії.

Олександр Тодійчук перебував на по-саді заступника голови правління та входив до складу виконавчого органу компанії з квітня 2014 року до берез-ня 2015 року. На превеликий жаль, його повноваження було припинено у зв’язку зі смертю.

ВИНАГОРОДА ЧЛЕНІВ ПРАВЛІННЯСистема винагород відповідає струк-турі та рівню, встановленим на ринку, та враховує не лише персональні по-казники, але і бізнес-ситуацію компа-нії, її фінансовий стан та перспективи.

У 2015 році компенсація членам прав-ління, що включає заробітну плату і додаткові поточні премії, становила 5,6 млн грн (у 2014 році – 6,2 млн грн).

Андрій Коболєв Голова правління з 25 березня 2014 року

Починав кар’єру у міжнародній аудиторській та консалтинговій групі PWC, де спеціалізу-вався на питаннях стратегічного управління та корпоративних перетворень. З 2002 по 2010 роки працював у Нафтогазі, де пройшов шлях від головного фахівця до радника голо-ви правління. Згодом став співзасновником та партнером інвестиційно-банківської групи AYA Capital, де займався залученням борго-вого та акціонерного капіталу, реструктури-заціями кредитної заборгованості та реорга-нізацією корпоративної структури великих підприємств і холдингів. Отримав ступінь магістра міжнародних економічних відносин з відзнакою в Інституті міжнародних відносин Київського національного університету імені Тараса Шевченка.

Сергій Перелома Перший заступник голови правління з серпня 2014 року

Очолює напрямки співробітництва з питань транспортування і постачання природного газу, митного оформлення, реалізації газу та формування його балан-сів. Має більш ніж 14-річний досвід роботи у нафтогазовій галузі. Фахівець у сфері фінансів та банківської справи. Отримав освіту в Інституті міжнародних відносин Київського національного університету імені Тараса Шевченка.

До складу правління як виконавчого органу компанії входять голова та члени правління, які є посадовими особами компаніїЗгідно з прийнятим у грудні 2015 року Положенням про правління компанії члени та голова правління обираються загальними зборами на підставі пропозицій комітету з призначень та винагород наглядової ради, перший заступ-ник та заступники голови правління обираються правлінням з числа його членів. Одна особа може обиратися до складу правління неодноразово.


62 63

ЮРІЙ ВІТРЕНКО Головний комерційний директор Групи Нафтогаз1 Відповідає за розробку ефективної стратегії розвитку та реформування Нафтогазу, розвиток нових напрямів бізнесу та диверсифікацію газових поставок в Україну. Контролює організацію зовнішньоекономічної діяльності компанії, налагодження та розширення міжнародного співро-бітництва. Організує роботу з закупівлі природного газу на європейських газових ринках.

Працював в Нафтогазі у 2002-2003 роках та у 2005-2010 роках. Відповідав за залучення кредитів від міжнародних банків та реструктуризацію зобов’язань Нафтогазу, був штатним та позаштат-ним радником голови правління.

Розпочав кар'єру в 1998 році у міжнародній аудиторській та консалтинговій групі PWC, де кон-сультував найбільші компанії України з питань фінансового управління. Має 9-річний досвід роботи в інвестиційно-банківській сфері та фінансах в Україні та за кордоном. Працював в інвестиційному банку Merrill Lynch у Лондоні, також обіймав посаду старшого віце-президента та головного операційного директора міжнародного інвестиційного фонду Amstar Europe. Співза-сновник інвестиційно-банківської компанії AYA Capital; очолював цю компанію з 2010 до 2016 року.

У 2004 році закінчив програму MBA в бізнес-школі INSEAD (Франція, Сінгапур). Здобув ступінь бакалавра та з відзнакою закінчив магістратуру факультету Міжнародних економічних відносин Київського національного економічного університету.

1 з квітня 2014 року до червня 2016 року обіймав посаду директора з розвитку бізнесу

ЯРОСЛАВ ТЕКЛЮК Директор з юридичних питань1 Відповідає за загальне юридичне забезпечення, взаємодію з органами влади та за захист інтере-сів компанії в судах та інших установах. Має більш ніж 15-річний досвід юридичної практики. Фахівець із захисту інтересів у корпоративних спорах, у судових справах в банківській, фінан-совій та телекомунікаційній сферах, а також у справах про банкрутство. До початку кар’єри в Нафтогазі 8 років працював в юридичній фірмі «Василь Кісіль і Партнери», в тому числі 4 роки в якості партнера.

Закінчив Інститут міжнародних відносин Київського національного університету імені Тараса Шевченка, де здобув освіту за спеціальністю Міжнародне право.

ВІТАЛІЙ ЩЕРБЕНКОДиректор з адміністративної діяльності та енергоефективності2 Забезпечує організацію та планування програм групи Нафтогаз у сфері капітальних інвестицій та непрофільних активів. Керує процесами залучення інвестицій в проекти, пов’язані з використан-ням енергозберігаючих технологій, зменшенням втрат і витрат природного газу, збільшенням частини використання відновлюваних джерел енергії. Відповідає за організацію та здійснення закупівель товарів, робіт і послуг, координує кадрову політику, питання соціальної сфери та мате-ріально-технічного забезпечення в компанії.

Має більш ніж 20-річний досвід роботи на керівних посадах.

Отримав освіту економіста у Київському національному економічному університеті.

РОМАН БІЛЯГАДиректор з закупівель Групи Нафтогаз3

Очолює напрямок організації та формування єдиної політики підприємств групи в сфері закупі-вель. Відповідає за розробку та затвердження єдиних стандартів, регламентів і інфраструктури закупівель.

Має більш ніж 10-річний досвід роботи на керівних посадах в сфері закупівель та логістики у нафтогазовому секторі (переважно в ТНК-ВР, одній з найбільших нафтових компаній).

Отримав інженерну освіту у Вінницькому національному технічному університеті.

1 з квітня 2014 року до червня 2016 року обіймав посаду директора з правових питань та взає-модії з органами влади

2 з квітня 2015 року до червня 2016 року обіймав посаду директора з питань енергозбереження та матеріально-технічного забезпечення

3 з листопада 2015 року до червня 2016 року обіймав посаду директора з формування методо-логії закупівель підприємствами сфери корпоративного управління

МЕНЕДЖЕРИВИЩОЇ ЛАНКИ


64 65

ДЕРЖАВНА КОМПАНІЯ:Підрозділ міністерства чи комерційна організація?

Профільне міністерство управляє діяльністю ДК

Саме підприємство є підконтрольним не кінцевому власникові (громадянам України), а політикам, які контролюють або мають вплив на міністерство

До керівних органів ДК призначаються представники різних лобістських груп, які конкурують між собою. Внаслідок цього знижується ефективність роботи підприємства, блокується розвиток, ускладнюється прийняття важливих рішень

Винагорода, яку отримує менеджмент ДК, є незіставною з рівнем відповідальності та в багато разів меншою, ніж отримують керівники аналогічних за розміром приватних підприємств. Це створює корупційні ризики

Вилучення ДК із правового поля, в якому працюють інші компанії, включаючи антимонопольне законодавство, законодавство у сфері банкрутства та цінних паперів – ДК отримують неправомірні переваги перед приватними компаніями, що, у свою чергу, створює підґрунтя для зловживань та викривлення конкурентного середовища

ДК можуть використовуватись для реалізації окремих компонентів зовнішньої політики держави, що зменшує ефективність їх роботи

ДК вимушена враховувати інтереси численних груп впливу під час повсякденної роботи – закупівлі, продажі товарів чи послуг

Ризики, пов’язані з діяльністю державної компанії (ДК), яка управляється за старою корпоративною моделлюМеханізм роботи ДК, в якому застосовується практика корпоративного управління за стандартами ОЕСР

Відсутність у менеджменту повноважень оперативно приймати важливі комерційні рішення веде до зниження ефективності роботи підприємства (кожне важливе рішення вимагає багатьох та тривалих узгоджень, під час яких доводиться враховувати інтереси груп впливу)

Непрозора модель бізнесу ДК та

системи закупівель

Роботі ДК притаманні корупційні ризики в

інтересах контролерів та менеджменту

Залежність керівництва ДК від політичних

змін робить довгострокове планування та

прийняття рішень

неможливим

Завдяки реформі корпоративного управління ДК

мають стати прозорими, підзвітними та управлятися в

інтересах громадян як кінцевих власників

За стандартами ОЕСР створюється незалежна наглядова рада, яка має необхідні повноваження, компетенцію та об’єктивність, щоб якісно виконувати свої функції зі стратегічного керівництва та контролю за менеджментом в інтересах громадян як кінцевих власників

Членів наглядової ради відбирає та

номінує номінаційний

комітет, до складу якого входять

представники як держави, так і професійного

середовища

Більшість членів у складі наглядової ради є незалежними. Наглядова рада призначає менеджмент ДК, формуючи кваліфіковану фахову команду завдяки прозорій процедурі відбору

Політику з винагороди

менеджменту визначає незалежна

наглядова рада

Менеджмент підприєм-ства здійснює управлін-ня ним відповідно до його мети, місії та стратегічних завдань в інтересах акціонерів під контролем незалеж-ної та професійної наглядової ради

ДК повинні дотримуватись тих самих стандартів прозорості та тієї самої якості звітності, виконання законодав-чих та регуляторних вимог і аудиту, що й компанії, акції яких торгуються на біржі

Прозорість полягає у тому, що всім громадянам буде зрозуміло, які реальні цілі поставлено перед компанією, а також, хто і як контролює реалізацію цих цілей

Гармонізація правового статусу ДК зі статусом компаній приватного сектору (стандарти ОЕСР передбачають, що юридичні та регуляторні вимоги для держпідприємства повинні забезпечу-вати рівні умови діяльності та конку-ренцію на ринку)

ДК діють в інтересах громадян та суспільства в цілому як сучасна і прозора комерційна компанія, водночас виконуючи покладені на них соціальні зобов’язання

Створюються корпоративні функції внутрішнього аудиту, комплаєнсу, протидії корупції та управління ризиками, які підпорядковуються не менеджменту, а наглядовій раді

ДК має можливість конкурувати за

фахових спеціалістів з приватними

компаніями

КОМУ ЗВІТУЄ? В ЧИЇХ ІНТЕРЕСАХ ПРАЦЮЄ?

ХТО ПРИЗНАЧАЄ КЕРІВНИЦТВО? ЧИ ВИНАГОРОДА Є ПРОЗОРОЮ, КОНКУРЕНТНОЮ ТА СПІВСТАВНОЮ

З РІВНЕМ ВІДПОВІДАЛЬНОСТІ?

ЧИ МОЖЕ КОНКУРУВАТИ З КОМПАНІЯМИ ПРИВАТНОГО СЕКТОРУ?

ЧИ МОЖУТЬ БУТИ ВИКОРИСТАНІ У ПОЛІТИЧНИХ ЦІЛЯХ?

ЧИ Є ПРОЗОРІСТЬ ТА ПІДЗВІТНІСТЬ КІНЦЕВИМ ВЛАСНИКАМ?

ЧИ МОЖНА РОЗРОБИТИ ТА ВПРОВАДИТИ ДОВГОСТРОКОВУ СТРАТЕГІЮ?

ХТО ПЕРЕВІРЯЄ?

ПОЛІТИЧНА КОРУПЦІЯ

КОРУПЦІЯ НА ЗАКУПІВЛЯХ

КОРУПЦІЯ НА ЕТАПІ РЕАЛІЗАЦІЇ

КОРУПЦІЙНЕ ВИКРИВЛЕННЯ ЕКОНОМІЧНИХ СТИМУЛІВ

БОРОТЬБА З КОРУПЦІЄЮЯк реформа корпоративного управління за стандартами ОЕСР допомагає перемогти корупцію

Викривлена бізнес-модель

ДП призводить до зменшення

вартості державних

активів та втраченої

вигоди платників

податків

Використання ДП для досягнення нагальних політичних або соціальних цілей дозволяє обмеженому колу осіб отримати підтримку виборців, але вимагає витрат на рівні ДП

Через виконання невластивих для комерційної компанії функцій, підприємство, як правило, є збитковим

Накопичені збитки ДП покриваються коштами платни-ків податків з державного бюджету, за рахунок інших ДП або за допомогою «друку грошей»

Кошти платнків податків

використовутся раціонально, на

безпосередню підтримку лише

незаможних споживачів

відповідно до соціальної

функції держави

ДП, як правило, є прибутковим та наповнює державний бюджет. Вартість активу, кінцевими власниками якого є громадяни, збільшується

Незалежна наглядова рада має широкі повноваження та відповідальність щодо контролю за діяльністю менеджменту, що виклю-чає зловживання та запобігає політичному втручанню в роботу компанії

Нова система сприяє позитивним регуляторним

змінам, що приводять до притоку інвестицій,

створення нових робочих місць та підвищення рівня

життя широкого кола громадян

Нова системаСтара система

«Планова» збитковість ДП, політична залежність та відсутність ефективно-го незалежного контролю призводять до корупційних втрат на закупівлях

ДП закуповує товари та послуги за цінами, що перевищують ринкові, у посередників, пов’язаних з політиками, групами впливу, менеджмен-том, контролюючими органами

Недобросовісні постачальни-ки ДП використовують залежність менеджменту, щоб неправомірно завищувати ціни або отримувати інші преференції, в тому числі, політичні

ДП не має стимулів

диверсифікувати коло своїх

постачальників

ДП не має стимулів диверсифікувати

коло своїх покупців та боротися за нові

ринки збуту

ДП продає свої товари або послуги за фіксованими цінами нижче ринкових або пов’язаним посередникам, які отримують необґрунтовану вигоду

Частина товарів або послуг, що продається за

заниженою ціною для соціальних категорій

споживачів, насправді нелегально постачається комерційним структурам

Через занижені ціни реалізації не розвиваються суміжні галузі, які дозволяють споживачам використовувати ресурси більш раціонально – наприклад, підвищення енергоефективності

ДП не має стимулів до зменшення видатків

або модернізації виробництва, бо

обирає постачальни-ків не за економічни-

ми факторами, а за ознакою наближено-

сті до осіб, які впливають на

менеджмент ДП

В результаті сучасні та високотехнологічні

виробництва, які могли б забезпечити

модернізацію діяльності ДП, не

отримують замовлень від підприємства

ДП працює як комерційна організація, що має на меті досягнення прибутку та використовує можливості для мінімізації витрат. Незалежна наглядова рада, підпорядковані їй функції контролю та незалежний аудит запобігають політичному втручанню та махінаціям на закупівлях на рівні менеджменту

Впроваджуються прозорі бізнес-процеси у підготовці тендерної документації. Закупівлі в електронній системі ProZorro дозволяють ДП купувати за ринковими цінами

Менеджмент ДП активно захищає

інтереси підприємства у роботі з недобросо-

вісними контрагентами, в тому числі, у суді

Система управління ризикамивимагає від менеджменту ДП уникати надмірної залежності від одного контрагента

Незалежна наглядова рада, підпорядковані їй функції контролю та незалежний аудит запобігають політичному втручанню та махінаціям на реалізації на рівні менеджменту

Система управління ризиками вимагає від менеджменту ДП уникати надмірної залежності від одного контрагента

ДП працює як комерційна організа-

ція, що має на меті досягнення прибутку

та зацікавлена у реалізації своєї

продукції на ринкових умовах

ДП має стимули та можливості інвестувати в модернізацію виробництва та більш ефективну роботу. Відповідно, впроваджує сучасні технологічні рішення, які дозволя-ють збільшити вартість підприємства в інтересах громадян як кінцевих власників

Контрагенти ДП вмотивовані інвестувати у модернізацію

власних виробництв,

щоб отримати замовлення

Споживачі більш зважено ставляться до використання ресурсів, джерелом яких є ДП. Зокрема, енергоефективність стає економічно привабливою

ПРОЗОРІСТЬ ТА ПІДЗВІТНІСТЬ

• регулярна статистична інформація про діяльність компанії, підприємств групи та ринку газу і нафти України (в агрегованому або розгорнутому вигляді, за рішенням менеджменту компанії), зокрема щодо залишків запасів газу в ПСГ, транспортуван-ня газу територією України, обсягів видобування газу, обсягів та вартості закупівлі імпортованого газу, обсягів реалізації газу та динаміки розрахун-ків за газ з боку споживачів тощо;

• інформація про угоди на постачання товарів або послуг з пов’язаними особами, тобто компаніями, які не входять до групи Нафтогаз, але влас-никами/співвласниками яких є члени правління Нафтогазу або члени правління його дочірніх підприємств, за винятком випадків, коли такі угоди укладаються за результатами відкри-того конкурсу або торгів в системі електронних державних закупівель Prozorro;

• інформація про зміни в складі прав-ління Нафтогазу або підприємств

групи, вартість активів яких переви-щує 5% від вартості активів групи в останній опублікованій консолідова-ній річній звітності;

• щорічна декларація про майновий стан та доходи голови правління Нафтогазу;

• інформація, що не є суттєвою для фінансових показників компанії або реалізації її стратегії, але, на думку менеджменту, має або може мати значний суспільний резонанс.

Не підлягає публічному розкриттю:

1. інформація, визначена як конфіден-ційна у договорах з контрагентами. Компанія розкриває інформацію ор-ганам контролю та статистики згідно з чинним законодавством;

2. інша інформація, що не є обов’язко-вою для публікації згідно з чинним законодавством, та розкриття якої, на обґрунтовану думку менеджменту, може зашкодити інтересам компанії в процесі переговорів або ведення господарської діяльності.

Нафтогаз має на меті створити прозору систему розкриття інформації відповідно до Принципів корпоративного управління для державних підприємств, визначених Орга-нізацією економічного співробітництва та розвитку (ОЕСР). Згідно зі стандартами ОЕСР, група Нафтогаз, як державна компанія, здійс-нює свою діяльність в інтересах громадськос-ті. Тому відкритий доступ громадськості до ключових показників ефективності компанії є основою для забезпечення підзвітності та запобігання можливому політичному втру-чанню у діяльність компанії.

Політика прозорості та розкриття інформаціїКомпанія у 2015 році розробляла Політику прозорості та розкриття інформації, яка була ухвалена у 2016 році.

Критерії суттєвості для розкриття інформаціїКомпанія розкриває інформацію відповідно до вимог розкриття інформації, встановлених чинним законодавством України, а також за стандартами встановленої практики ОЕСР для державних підприємств.

Публічному розкриттю підлягає інформація, що відповідає наступним критеріям:

1. інформація є обов’язковою для розкриття згідно з чинним законодавством України.

Зокрема, це фінансова та статистична звітність, інформація щодо проведення понадпорогових закупівель товарів, робіт та послуг, дані, що підлягають розкриттю згідно із законодавством про доступ до публічної інформації та ін., або

2. інформація, що розкривається Нафтогазом на добровільній основі:

• інформація про дії та події, що мають суттє-вий вплив на операційні доходи або активи групи (можуть призвести до зменшення або збільшення операційних доходів або активів групи більше ніж на 10% від відпо-відного показника групи згідно з останньою опублікованою консолідованою річною звітністю);

• інформація про рішення або події, що, на думку менеджменту, мають або можуть мати суттєвий вплив на реалізацію будь-якого з ключових напрямів стратегії холдингової компанії або будь-якого з підприємств групи;

Дотримання високого рівня прозорості та підзвітності – один із пріоритетів групи Нафтогаз. Компанія усвідомлює, що її діяльність значною мірою впливає на енергетичну безпеку України та її сталий розвиток. Своєчасне інформування всіх зацікавлених сторін щодо операційної діяльності, фінансових показників та суспільно значимих аспектів є важливою складовою відповідальності компанії.

ОСНОВНІ ПРИНЦИПИ РОЗКРИТТЯ ІНФОРМАЦІЇ:ПрозорістьКомпанія відкрита для зацікавлених сторін, в обов'язковому порядку розглядає ініціа-тиви, зауваження, пропозиції, запити, на-дані у встановленому порядку, обов'язково та своєчасно забезпечує зворотній зв'язок про вжиті заходи з наданням відповідної інформації.

ПідзвітністьКомпанія розкриває фінансову та нефі-нансову інформацію шляхом підготовки якісної, актуальної та достовірної звітності про результати своєї діяльності та консолі-дованої фінансової звітності групи Нафто-газ відповідно до міжнародних стандартів фінансової звітності.

СистематичністьКомпанія належним чином на регулярній основі надає своїм акціонерам та іншим зацікавленим сторонам інформацію про свою діяльність.

ОперативністьКомпанія у найкоротший термін інформує зацікавлених осіб про істотні події та фак-ти, що стосуються їх інтересів та діяльності компанії.

ДоступністьКомпанія доносить суттєву інформацію до акціонерів та інших зацікавлених сторін у доступний спосіб, що забезпечує їм вільний та необтяжливий доступ до такої інформації.

ВірогідністьКомпанія інформує та надає своїм акціо-нерам та іншим зацікавленим сторонам достовірну перевірену інформацію, що відповідає дійсності.

ПовнотаКомпанія надає про себе інформацію, достатню, щоб сформувати вичерпне усві-домлення зацікавлених осіб щодо питань, які їх цікавлять.

ЗбалансованістьКомпанія виходить з оптимального балан-су відкритості та прозорості, з одного боку, та конфіденційності, з іншого.

РівноправністьКомпанія забезпечує рівні права і можли-вості в одержанні та доступі до інформації для всіх зацікавлених сторін.

ЗахищеністьКомпанія застосовує належні засоби захисту інформації, що становить дер-жавну та комерційну таємницю, службо-вої інформації, а також конфіденційної інформації щодо персональних даних її співробітників.


70

Канали та інструменти розкриття інформаціїДля розкриття інформації Нафтогаз ви-користовує власні ресурси: корпора-тивні веб-сайти www.naftogaz.com та www.naftogaz-europe.com, а також офіційні сторінки компанії в соціальних мережах Facebook та Twitter. Офіційні повідомлення компанії також надсилаються прес-службою з адреси [email protected].

Згідно з рекомендаціями ОЕСР для реаль-ної підзвітності та ефективного процесу ухвалення рішень компанія готує річний звіт, який є актуальним документом про діяльність групи Нафтогаз та містить консо-лідовану фінансову звітність. Починаючи з 2014 року у річному звіті компанії містить-ся також розділ, присвячений діяльності компанії у сфері корпоративної відповідаль-ності.

Інформація, що подається за запитом в органи контролю та статистики, складається з урахуванням раніше поданої інформації, контексту запиту та специфічних вимог до подання такої інформації. Як наслідок, вона може бути неповною та нерепрезентативною. З цих причин менеджмент компанії не опри-люднює таку інформацію, але готовий опера-тивно надавати коментарі щодо таких даних, аби уникнути викривлення фактів та сприяти об’єктивній інтерпретації такої інформації.

Компанія також розкриває інформацію із залученням ЗМІ та громадських організа-цій. Ключовим каналом зовнішніх комуніка-цій для Нафтогазу є ЗМІ.

Співпраця з професійною спільнотою та галузеві платформи прозоростіНафтогаз відкритий до участі в провід-них платформах прозорості, пов'язаних з діяльністю компанії або її підрозділів. Після набрання чинності Закону України «Про ринок природного газу», що відповідає ви-могам Третього енергетичного пакета ЄС, компанія взяла на себе зобов’язання про-водити інформаційно-просвітницькі заходи щодо роз’яснення нових правил функціо-нування газового ринку. До таких заходів

належить проведення прес-конференцій і зустрічей керівництва компанії з цільовою аудиторією: профільними журналістами та редакторами інформагенцій та централь-них ЗМІ; експертним співтовариством та га-лузевими відомствами; посадовцями вищої та середньої ланки, які ухвалюють рішення; представниками дипломатичного корпусу та міжнародних організацій; зацікавленими вітчизняними та іноземними інвесторами.

Протягом 2015 року Нафтогаз брав участь у низці релевантних подій, в тому числі, у Мюнхенській конференції з безпеки; засі-данні Комісії Україна-НАТО в Брюсселі; Між-народній конференції допомоги Україні у Ки-єві; Українсько-американській інвестиційній конференції в США; Українсько-німецькому економічному форумі в Берліні та ін.

Компанія працює над посиленням прозо-рості в галузі енергетики. З метою подаль-шої імплементації механізмів прозорості у 2015 році Укртрансгаз, 100% дочірнє підпри-ємство Нафтогазу, відкрив доступ спостері-гачам Європейської комісії до об'єктів ГТС, в тому числі до газовимірювальних станцій, для моніторингу транспортування природ-ного газу територією України. Крім надання фізичного доступу моніторинговій місії на об'єкти української ГТС, Укртрансгаз почав щоденне оприлюднення даних щодо заявок на транспортування російського газу для європейських споживачів, фактичних обсягів надходження російського газу в Україну і фактичних обсягів транспортування газу для ЄС і України. Максимальна прозорість забез-печується за рахунок публікації у відкритому доступі на платформі асоціації операторів ГТС Європи Entsog https://transparency.entsog.eu та на офіційному сайті Укртрансгазу що-денної звітності про роботу ГТС України з європейськими партнерами. Заявки євро-пейських країн-імпортерів природного газу публікуються на платформі прозорості Укр-трансгазу за адресою: utg.ua/live. Компанія відкрита до участі в інших провідних плат-формах прозорості, пов'язаних з діяльністю компанії або її підрозділів.

На момент публікації цього звіту компанія бере участь у розробці та активно під-тримує просування проекту закону щодо прозорості у видобувних галузях.

Впродовж 2015 року: Опубліковано прес-релізів – більше 220Надано інтерв’ю ЗМІ – більше 20Проведено прес-конференцій, брифінгів та виступів на телебаченні – 18

Нафтогаз у соціальних мережах Facebook (українською мовою): https://www.facebook.com/NaftogazUA

Twitter (англійською мовою): https://twitter.com/NaftogazUkraine

Twitter (українською мовою): https://twitter.com/NaftogazUK

ОПЕРАЦІЙНА ДІЯЛЬНІСТЬ

Операційне середовище

Структура бізнесу

Видобування газу

Імпорт та оптове постачання газу

Розподільний бізнес

Транспортування нафти

Видобування нафти

Наслідки збройної агресії


72


ОПЕРАЦІЙНЕ СЕРЕДОВИЩЕ

частку ризикових активів, до яких також належать і сировинні ринки (commodity markets).

Падіння цін на нафту спостерігалося навіть попри зростання геополітичної напруженості на Близькому Сході, що створило підстави для закріплення ринкових очікувань щодо сценарію збереження низьких цін на нафту протягом довгого періоду (lower for longer).

Разом із падінням цін на нафту ціни на природний газ також знижували-ся. Динаміка цін на альтернативне паливо стала додатковим фактором здешевлення газу: ціни на вугілля1 знизилися на 12% з серпня 2015 року в тандемі з падінням цін на нафту.

За інших рівних умов низькі ціни на викопне паливо зазвичай викликають позитивний відгук попиту, що супро-воджується відновленням економіч-ного зростання. Однак у 2015 році цих «рівних умов» не було: ціни на інші сировинні товари також знизилися, тим часом як прогнози економічного зростання світової економіки були знижені.

Окрім зниження цін на альтернативні енергоносії, ціни на основних газових ринках, як-от Великобританія (National Balancing Point, NBP), США (Henry Hub,

HH) і Східна Азія (Japan/Korea Marker, JKM), різко впали через надлишкову пропозицію зрідженого природного газу LNG, а також зменшення використання в зимовий період через відхилення фактичної температури від прогнозо-ваної. Через зменшення споживання в Азії ринок Європи став для LNG «ринком останньої надії».

В результаті очікуваний сплеск поставок СПГ, викликаний декількома новими проектами, може привести до більш активної конкуренції з російськими або іншими постачальниками трубопровід-ного газу в Європу. У той же час, азіатські покупці шукають поступки з боку про-давців в питаннях ціноутворення та гнуч-кості у своїх довгострокових контрактах.

Довгострокові очікування щодо ролі природного газу майже не змінилися – це паливо може бути надійною і доступ-ною альтернативою для вугілля, зокрема в Азії, враховуючи те, що світ прагне досягти зменшення негативного впливу в сфері зміни клімату.

Майбутнє світової газової галузі в середньо строковому періоді також залежатиме від цін на нафту, еволюції китайського попиту на енергію і впливу COP212 на національні енергетичні полі-тики. З огляду на відносну екологічність і великі запаси, природний газ може грати ключову роль в якості «перехідного па-

лива» від традиційних до поновлюваних джерел енергії.

ПОЛІТИЧНА ВОЛАТИЛЬНІСТЬ ТА МАКРОЕКОНОМІЧНЕ СЕРЕДОВИЩЕ В УКРАЇНІВ 2014 році та на початку 2015 для Укра-їни була характерна значна політична нестабільність на фоні воєнного конфлікту на сході країни та окупації АР Крим та м. Севастополь, що призвело до погір-шення стану публічних фінансів, вола-тильності на фінансових ринках, майже повної відсутності ліквідності на внутрішніх ринках капіталу, високої інфляції й істот-ного зниження курсу української гривні відносно основних іноземних валют. В су-

ПАДІННЯ СВІТОВИХ ЦІН НА ВУГЛЕВОДНІ Після стагнації 2014 року світовий попит на газ повернувся до зростання в 2015 році. Однак, незважаючи на збільшення попи-ту на газ, темпи зростання залишилися значно нижчими історичного середнього рівня. Так, за даними IEA, в 2013-2015 роках світовий попит на газ зростав всього на 1,0% на рік (в 2015 – на 1,4%) у порівнянні з 2,2% в 2006-2015 роках. Сповільнення

зростання попиту на газ, як і на всі інші види викопного палива, було зумовлене як уповільненням зростання попиту на пер-винну енергію через нижчі темпи зростан-ня світової економіки, так і продовженням зниження загального рівня енергоємності світової економіки.

Ціни на нафту в 2015 році продовжували зниження (-32% за рік) за рахунок значної пропозиції від членів ОПЕК і зменшення схильності до ризику на фінансових рин-ках – інвестори не бажають збільшувати

01.01.2015 08.08.2016

ціна марки брент, дол./барельціна газу на хабі TTF, дол./МВт годціна вугілля (API2), дол./т

30

60

90

120

150

2011 20202015

фактна жовтень 2014на квітень 2015

на жовтень 2015на квітень 2016

3

4

5

01.01.2015 08.08.2016

ціна газу на Henry Hub, дол./MMBTUціна газу на хабі TTF, дол./МВт годціна газу на хабі NBP, дол./термціна газу на хабі NCG, дол./МВт год

40

60

80

100

120 13,514,5 13,011,1

2014 2015

Порівняння темпів падіння промислового виробництва та падіння обсягів використання газу промисловістю на територіях, повністю контрольованих українською владою

Відносна динаміка цін на енергоносії з початку 2015 року (ціна станом на 1 січня 2015 року = 100)

Еволюція прогнозів МВФ щодо зростання світового ВВП протягом 2014-2016 років

Відносна динаміка цін на газ на різних ринках з початку 2015 року (ціна ста-ном на 1 січня 2015 року = 100)

темпи падіння промислового виробництва, % рік до року

темпи падіння використання газу в промисловості, % рік до року

Джерело: НАК «Нафтогаз України», Державна служба статистики України

1 Середній рівень для цін на вугілля з Австралії та Південної Африки

2 Двадцять перша конференція ООН з питань клімату, яка проходила в Пари-жі 29 листопада – 12 грудня 2015 року. Конференція уклала Паризьку угоду в межах Рамкової конвенції ООН про зміну клімату, основні положення якої зводяться до утримання підвищення температури на рівні не вище за 1,5 °C та зобов'язання щодо скорочення викидів

74 75


купності це призвело до зниження суверенних рейтингів України міжнародними рейтинговими агентствами.

Однак у 2015 році українському уряду вда-лося досягти макроекономічної стабілізації, реструктуризувати суверенний борг, а також залучити необхідну фінансову і технічну

допомогу з боку міжнародних донорів та кредиторів.

11 березня 2015 року був узгоджений пакет фі-нансування з боку МВФ в розмірі 17,5 млрд дол. на чотири роки. Умови цього нового пакета фінансування передбачали ряд податкових і економічних реформ, в тому числі реформи в банківському та енергетичному секторах (зокрема, цінова реформа та реформа системи субсидій на газовому ринку).

Протягом 2015 року Україна отримала перший і другий транші в рамках програми фінансування в розмірі 5 млрд дол. і 1,7 млрд дол. відповідно. Подальші отримання траншів від МВФ залежать від реалізації реформ українським урядом, а та-кож інших економічних, правових та політичних чинників.

У жовтні 2015 року Україна досягла угоди з більшістю своїх кредиторів щодо реструк-туризації частини державного зовнішнього боргу в розмірі 15 млрд дол. В результаті, на фоні макроекономічної стабілізації та по-кращення стану публічних фінансів, напри-кінці 2015 року суверенні рейтинги України покращилися.

Істотна девальвація української гривні протя-гом 2015 року (відносно до долара США курс знизився з 15,8 грн/дол. на 1 січня 2015 року до 24,0 грн/дол. на 31 грудня 2015 року) була одним з найбільш негативних макроеконо-мічних факторів для групи Нафтогаз, оскіль-ки ціни на газ для побутових споживачів в 2015 році були зафіксовані в гривні, а для

формування ресурсу газу для цього сектору компанія закуповувала імпортований газ за цінами, деномінованими або в євро, або в доларах.

ЗНИЖЕННЯ ПРОМИСЛОВОГО ВИРОБНИЦТВА ТА ПОПИТУ НА ГАЗ Протягом 2015 року ВВП України знизився на 9,9%, а річна інфляція пришвидшилась до 28,5%. Зниження промислового виробництва в результаті економічних проблем в Україні сприяло слабкості попиту і низьким цінам на газ в сегменті ринку постачання газу для промислових споживачів.

Падіння промислового виробництва було пов’язане з помірним зростанням світової економіки, слабким зовнішнім попитом та подальшим зниженням цін на сировину (зокрема, через падіння цін на такі важливі складові українського експорту, як металургій-на продукція і залізна руда), які зумовлювали в цілому несприятливі зовнішні умови для економіки України.

Несприятлива ринкова кон’юнктура, в свою чергу, вплинула на зменшення обсягів викори-стання газу промисловим сектором.

У грудні 2015 року падіння промислового вироб-ництва сповільнилося до 3,3%, а в січні-травні 2016 року фіксувалося його зростання. Подаль-ше зростання промислового виробництва, особливо у металургійній та хімічній галузі, може збільшити використання газу промисловістю у 2016 році порівняно з 2015 роком.

Загалом, у 2015 році використання газу в Україні скоротилося на 8,8 млрд куб. м порівняно з 2014 роком: з 42,6 до 33,8 млрд куб. м, або -21% рік до року (див. розділ Імпорт та оптове поста-чання газу).

Навіть з урахуванням зниження обсягів спожи-вання енергоносіїв в Україні існує величезний попит на енергію при одночасному дефіциті місцевого видобутку.

Внутрішнє виробництво газу у 2015 році склало 19,9 млрд куб. м (див. розділ Видобування газу). За базовими очікуваннями Нафтогазу, розрив між попитом та виробництвом газу збережеться в Україні в найближчому майбутньо му, хоча поступово він скорочуватиметься.

Зміна довгострокових суверенних рейтингів України в іноземній валюті в 2014-2016 роках

Рейтингове агентство Рейтинг Дата зміни рейтингу

S&P B- 19.10.2015 SD 25.09.2015 CC 10.04.2015 CCC- 19.12.2014 CCC 21.02.2014

CCC+ 28.01.2014

Moody's Caa3 19.11.2015

Ca 24.03.2015

Caa3 04.04.2014

Caa2 31.01.2014

Fitch CCC 18.11.2015

RD 06.10.2015

C 27.08.2015

CC 13.02.2015

CCC 07.02.2014

січень

2014 2015

60

80

100

лютий березень квітень травень червень липень серпень вересень жовтень листопад грудень

Джерело: Державний комітет статистики УкраїниДжерело: розрахунки Національного банку України Джерело: ДССУ

Індекс промислової продукції (наростаючим підсумком у % до відповідного періоду попереднього року)

01.15 04.15 07.15 10.15 01.16 03.16

ЕСРІ (12. 2004 = 1)ЕСРІ (річна зміна, %)

0.6

0.9

1.2

1.5

-30

-25

-20

-15

-10

-5

ІІ.11 IV.11 ІІ.12 IV.12 ІІ.13 IV.13 ІІ.14 IV.14 ІІ.15 IV.15

видобувна переробна постачання електроенергії

-30-25-20-15-10

-505

10

Індекс зміни світових цін на товари українського експорту (ЕСРІ)

Еволюція прогнозів МВФ щодо зростання світового ВВП протягом 2014-2016 років

76 77


1 Нафтогазу належить 50%+1 акція Укрнафти, але Нафтогаз не мав фактич-ного контролю над компанією та почав відновлювати його у 2015 році.

2 В результаті окупації АР Крим Ро-сійською Федерацією в 1 кварталі 2014 року Нафтогаз наразі не здійснює контроль над активами в АР Крим.

3 Нафтогаз є стороною контракту з Газпромом на транспортування росій-ського газу європейським споживачам. Цей контракт не відповідає вимогам Третього енергетичного пакета, який впроваджує Україна. Нафтогаз ви-магає в суді змін до цього контракту відповідно до чинного законодавства та міжнародних зобов’язань України, а також до сучасних ринкових прак-тик, що склалися на ринку Енергетич-ного Співтовариства, членом якого є Україна. Мінімальний обсяг газу, що Газпром має поставляти для транзиту територією України щорічно, складає 110 млрд куб. м. Натомість, річний обсяг транзиту в 2009-2013 роках до-рівнював в середньому 94 млрд куб. м, в 2014 – 62 млрд куб. м.

За підсумками 2015 року його обсяг склав у напрямку ЄС 67,1 млрд куб. м. 30 квітня 2015 року компанія подала по-зовну заяву в арбітражному проваджен-ні за контрактом на транзит, у якій вимагає компенсації за недоотримані доходи від міжнародного транзиту газу у розмірі понад 8,5 млрд дол.

4 Нафтогаз володіє міноритарними паке-тами акцій в деяких з цих підприємств, за винятком Кіровоградгазу, де Нафтога-зу належить 51% акцій.

5 Нафтогаз володіє міноритарним паке-том акцій.

Близько 90% вартості активів та виручки групи припадає на газовий бізнес. Кожен напрям бізнесу обслуговують окремі ком-панії.

В 2015 році Нафтогаз поставив на ринок України обсяг газу еквівалентний 5% обсягу споживання газу в Європі.

Укртрансгаз оперує газотранспортною системою з пропускною здатністю на вході 302,1 млрд куб. м/рік, на виході в напрямку європейських країн – 178,5 млрд куб. м/рік. Річний обсяг транзиту газу до Європи у 2015 році – 67,1 млрд куб. м.

Укртрансгаз також є оператором найбіль-шого в Європі комплексу з 12 підземних газосховищ із загальною ємністю близько 31 млрд куб. м (понад чверть загальноєвро-пейських обсягів) і щоденною потужністю закачування до 280 млн куб. м.

Укргазвидобування є найбільшою в Україні компанією за обсягом видобування при-родного газу. В 2015 році загальний обсяг видобутку дорівнював 14,5 млрд куб. м газу, або 76% всього видобування в Україні.

Нафтогаз є однією з найбільших груп України за низкою показників, зокрема за виручкою та вартістю активів.

Нафтогаз – це вертикально інтегрована група, що охоплює газовий бізнес від видобування до реалізації. Компанії, в яких Нафтогазу належать пакети акцій, є значними учасниками ринку газу та нафти.

СТРУКТУРА БІЗНЕСУ

Газ Нафта

ВИДОБУВАННЯУкргазвидобування (УГВ)

Укрнафта1

Чорноморнафтогаз2

ВИДОБУВАННЯУкрнафта1

ЗакордоннафтогазУкргазвидобування (УГВ)


ТРАНСПОРТУВАННЯНафтогаз України3

Укртрансгаз (УТГ)3 Укрнафта1

Укрспецтрансгаз

ТРАНСПОРТУВАННЯУкртранснафта


ПЕРЕРОБКАУкргазвидобування (УГВ)

Укрнафта1 ПЕРЕРОБКАУкрнафта1

Укртатнафта5

Укргазвидобування (УГВ)

ЗБЕРІГАННЯУкртрансгаз (УТГ)

Укрнафта1ЗБЕРІГАННЯ

Укртранснафта Укрнафта1

РОЗПОДІЛРегіональні розподільчі компанії4

ТОРГІВЛЯ ТА ПОСТАЧАННЯНафтогаз

Укравтогаз

ТОРГІВЛЯУкрнафта

ЧорноморнафтогазУкргазвидобування

Основні напрямки діяльності

78 79


Доведені та ймовірні запаси нафти та газу групи Нафтогаз станом на 31 грудня 2014 року, без АР Крим

Нафта та конденсат

(млн т)

Природний газ (млрд

куб. м)

Нафта та конденсат (млн баре-

лів)1

Природний газ (млн барелів

нафтового екві-валенту)2

Разом вуг-леводнів

(млн барелів нафтового

еквіваленту)Доведені запаси нафти та газуДоведені розробленіУкраїна (без врахування АР Крим) 3,62 256,03 26,35 1 514,94 1 541,30Укргазвидобування 3,52 255,70 25,60 1 513,02 1 538,62Нафтогаз 0,10 0,33 0,75 1,92 2,67Єгипет 0,47 0,30 3,40 1,75 5,16Разом доведені розроблені 4,09 256,32 29,76 1 516,70 1 546,45Доведені нерозробленіУкраїна (без врахування АР Крим) 0,40 11,14 2,94 65,91 68,85Укргазвидобування 0,18 11,13 1,30 65,88 67,18Нафтогаз 0,23 0,00 1,64 0,03 1,67Єгипет 0,35 0,12 2,57 0,69 3,26Разом доведені нерозроблені 0,76 11,26 5,51 66,60 72,11Доведені розроблені та нерозробленіУкраїна (без врахування АР Крим) 4,02 267,16 29,29 1 580,85 1 610,15Укргазвидобування 3,70 266,83 26,90 1 578,90 1 605,81Нафтогаз 0,33 0,33 2,39 1,95 4,34Єгипет 0,82 0,41 5,97 2,44 8,41Разом доведені розроблені та нерозроблені 4,84 267,58 35,27 1 583,30 1 618,56Імовірні запаси нафти та газу Україна (без врахування АР Крим) 2,16 24,07 15,70 142,43 158,13Укргазвидобування 0,59 23,91 4,32 141,45 145,78Нафтогаз 1,56 0,16 11,38 0,98 12,36Єгипет 0,31 0,19 2,27 1,11 3,38Разом імовірні 2,47 24,26 17,97 143,54 161,51Доведені та імовірні запаси нафти та газу Україна (без врахування АР Крим) 6,18 291,23 45,00 1 723,28 1 768,28Укргазвидобування 4,29 290,74 31,23 1 720,36 1 751,59Нафтогаз 1,89 0,49 13,77 2,92 16,69Єгипет 1,13 0,60 8,24 3,55 11,79Разом доведені та імовірні 7,31 291,83 53,24 1 726,83 1 780,07

Доведені та ймовірні запаси нафти та газу групи Нафтогаз в АР Крим станом на 31 грудня 2013 року3

Нафта та конденсат

(млн т)

Природний газ (млрд

куб. м)

Нафта та конденсат (млн баре-

лів)1

Природний газ (млн барелів

нафтового екві-валенту)2

Разом вуг-леводнів

(млн барелів нафтового

еквіваленту)Доведені нерозроблені 4,27 13,25 31,07 78,43 109,50Разом доведені 4,70 27,28 34,18 161,41 195,60Імовірні 1,39 14,20 10,14 84,01 94,15Разом доведені та імовірні 6,09 41,48 44,32 245,43 289,75

1 Для переводу обсягів нафти і газового конденсату в барелі використано коефі-цієнт 7,28 бареля за 1 метричну тонну нафти

2 Для переводу обсягів природного газу в нафтовий еквівалент використано коефі-цієнт 169 куб. м на барель

3 Оцінити запаси станом на кінець 2014 року було неможливо через окупа-цію АР Крим Російською Федерацією

Джерело: Звіт з оцінки доведених, ймо-вірних та можливих запасів вуглеводнів (SPE-PRMS) групи Нафтогаз, підготов-лений компанією Ryder Scott Company. Оцінка запасів Укрнафти не входила в цей звіт.

У 2015 році підприємства групи Нафто газ приростили запаси промислових катего-рій (код класів 111+121+122 відповідно до Класифікації запасів і ресурсів корисних копалин державного фонду надр, за-твердженої постановою КМУ від 05.05.97 №432):

Укргазвидобування: 4 291 млн куб. м природного газу (25,39 млн барелів нафтового еквіваленту), 92 тис. т нафти та 130 тис. т конденсату (1616 тис. барелів);

Укрнафта: 1 083 млн куб. м природного газу (6,41 млн барелів нафтового екві-валенту), 349 тис. т нафти та 120 тис. т конденсату (3414 тис. барелів).

Нафтогаз та Чорноморнафтогаз у 2015 році приростів запасів промислових категорій не отримали. При цьому підприємства групи Нафтогаз у 2015 році видобули (код класу 111):

• Укргазвидобування: 14 528,06 млн куб. м природного газу (85,96 млн барелів нафтового еквівален-ту), 117,96 тис. т нафти та 393,62 тис. т конденсату (3724 тис. барелів).

• Укрнафта: 1 502,98 млн куб. м природ-ного газу (8,83 млн барелів нафтового еквіваленту), 1577,36 тис. т нафти та 93,3 тис. т конденсату (12162 тис. барелів).

Нафтогаз у 2015 році не видобував вугле-водні.

80 81

Обсяг газу у ПСГна 31.12.2014

Укргазвидобування 13,5(без СД)

1,1СД, в яких Укргазвидобування

є міноритарним учасником

Укрнафта 1,5

Приватні видобувники 3,8

з Європи 9,2

з Росії 6,1

Приватні імпортери з Європи 1,1

Обсяг газу у ПСГна 31.12.2015

11,3 Безпосередньонаселенню

НАСЕЛЕННЯ

ВИДОБУВАННЯ

ІМПОРТ

БЮДЖЕТНІ ТА РЕЛІГІЙНІ ОРГАНІЗАЦІЇ

ПРОМИСЛОВІСТЬ

ВИРОБНИЧО-ТЕХНОЛОГІЧНІ ПОТРЕБИ

ПІДЗЕМНІ СХОВИЩА ГАЗУ

11,2 Безпосередньо промисловим споживачам

5,9 ТКЕ для населення

0,3 ТКЕ для промисловихспоживачів

0,02 Релігійні організації, в т. ч. ТКЕ для релігійних організацій

1,4 Бюджетні організації, в т. ч. ТКЕ для бюджетних організацій

ГАЗОВИЙ БАЛАНС УКРАЇНИ2015 рік, млрд куб. м

НАДХОДЖЕННЯГАЗУ36,4

ВИКОРИСТАННЯГАЗУ36,4

19,9

ВИ

ДОБУ

ВАН

НЯ

16,5

ІМП

ОРТ

15,4

НАФ

ТОГА

З17,2 Н

АСЕЛЕН

НЯ

11,5 ПРО

МИ

СЛО

ВІ

30,1 СПО

ЖИ

ВАЧАМ

3,3ВТП

2,5П

СГ

1,0 Розподільні мережі

0,5 Укргазвидобування

0,3 Укрнафта

2,5 Різниця відбір-закачування

0,4 Неоформлені обсяги

1,5 Укртрансгаз

11,5 14,0

( в т. ч. використано споживачами у 2015 р. - 33,8)

РИНОК ГАЗУ УКРАЇНИ2015 рік, млрд куб. м

1. Дані по АР Крим, м. Севастополь та неконтрольованих українською владою територіях відсутні

2. Група Нафтогаз відновила контроль за Укрнафтою з 22.07.2015 та з цієї дати враховує показники товариства у звітності

3. Власний газ загальним обсягом 0,9 млрд куб. м, використаний на ВТП видобувних підприємств та в якості сировини для виробництва скрапленого газу, не

надходить до зовнішніх газотранспортних мереж

4. ВТП Укртрансгазу додатково склали 1,5 млрд куб. м

5. Без врахування 0,4 млрд куб. м неоформлених обсягів газу. Без врахування можливих обсягів вторинного ринку

6. Діяльність з управління інфраструктурою, що має бути відокремленою від функцій постачання згідно Третього енергопакета ЄС

1,1СД, де УГВє міноритарнимвласником

67,1Транзит

17,2Для населення,

в т. ч. ТКЕ для населення

7,1ТКЕ для населення,

промисловості, бюджетнихустанов та релігійних

організацій

2,4ВТП Укртрасгазу

та газорозподільних мереж

2,4Для промисловості

1,2Для бюджетних установ,

в т. ч. ТКЕ для бюджетних установ2,7

Для промисловості, в т. ч. ТКЕ для промисловості

2,4Для виробничих потреб УТГ

та операторів розподільних мереж

30,9Транспортуванняв межах України

Структура постачальниківприродного газу

для промисловості,млрд куб. м.

9,3з Європи

6,1з Росії 28,3 до розподільчих м

ереж України

2,6 до кінцевих споживачів України

67,1 до Європи

12,8УГВ для населення

0,7УГВ для власнихвиробничих потреб

Видобуваннягазу

Імпортгазу

Транспортуваннямагістральнимигазопроводами

Підземнезберігання

газу

Максимальний рівень за рік перед початком

опалювального сезону в жовтні 2015 року

Потенційно – 31,0 млрд куб. м

Оптоваторгівля

Транспортуваннярозподільними

мережами

Постачаннямісцевим

споживачам

98,0 17,1

інші підприємтсва

підприємства групи Нафтогаз

червоною рамкою позначено сегменти ринку, які мають бути відокремленими

від функцій постачання згідно з Третім енергопакетом ЄС

15,4

1,1

0,2

23,5

8,9

27,9

0,4

20,5

11,9

Нафтогаз тримає в облгазах від 25%+1 акція або менше, за винятком

Кіровоградгаз (51%). ВТП облгазів склали додатково 0,9 млрд куб. м)

Нафтогаз,за прямими договорами

2,4Нафтогаз22%

78%8,6

Інші

Структура імпорту природного газув 2015 році, млрд куб. м.

9,3Нафтогазз Європи1,1

Інші компанії з Європи

6,1Нафтогаз з Росії

0,6Укрнафта

2, 3

6

4, 5

6

17,1

ІНФРАСТРУКТУРА

32,4 28,3 32,498,2

ІНФРАСТРУКТУРА ТОРГІВЛЯДЖЕРЕЛА ТОРГІВЛЯ

16,519,9

РАЗОМ ЗА СЕГМЕНТАМИмлрд куб. м

1

15,1

4,8

2


Протягом останніх 20 років інвестиції в роз-робку нафтових і газових родовищ в Україні були обмеженими. Це не давало можливості для суттєвого нарощення обсягів видобутку газу завдяки застосуванню новітніх технологій розвідки та видобутку. В 2015 році в Україні було вироблено 19,9 млрд куб. м газу (в 2014 році – 20,5 млрд куб. м) або 60% від загальних обсягів газу, використаних українськими споживачами. В 2015 році Україна імпортувала 16,4 млрд куб. м газу. При цьому обсяги газу в підземних схо-вищах за рік збільшилися на 2,5 млрд куб. м. Скорочення обсягу виробництва газу склало 0,6 млрд куб. м або 3%.

Обсяг виробництва газу державною компанією Укргазвидобування скоротився на 4% – з 15,1 до 14,5 млрд куб. м. Ці обсяги також включають видобуток в рамках договорів про спільну діяль-ність та видобутий газ, використаний підпри-ємством для власних виробничо-технологічних витрат.

Нафтогазовидобувна компанія Укрнафта в 2015 році скоротила обсяг видобування газу на 13% – з 1,7 до 1,5 млрд куб. м.

Через окупацію Росією АР Крим та м. Севасто-поль Україна минулого року не отримувала газ від іншого підприємства групи Нафтогаз – Чорно-морнафтогазу. За перші два місяці 2014 року цією компанією було видобуто 0,3 млрд куб. м газу (у 2013 році – 1,7 млрд куб. м).

Водночас, приватні виробники збільшили ви-добуток на 17% – з 3,3 до 3,9 млрд куб. м.

Уряд України прогнозує, що обсяг видобутку газу в Україні збільшиться до 27 млрд куб. м до 2020 року. Ухвалення у 2015 році низки зако-нопроектів у сфері енергетики відкрило нові можливості для покращення ситуації в галузі, але цих змін недостатньо для досягнення заяв-леної мети.

По-перше, перегляду вимагає фіскальна політи-ка щодо рентних ставок. Незважаючи на змен-шення з 1 січня 2016 року ренти на видобуток газу – для Укргазвидобування вона скоротилася з 70% до 50% – це високий рівень навантажен-ня для реалізації нових проектів.

По-друге, важливо ухвалити відповідні зако-нодавчі акти, які б дозволили місцевій владі залишати частку рентних платежів у місцевих бюджетах для інвестування у потреби регіону (зараз 100% рентних платежів спрямовуєть-ся до державного бюджету). Впровадження таких змін позитивно вплине на співпрацю між газовидобувними компаніями та місцевою громадою. Залученість місцевих громад є вкрай важливим фактором для успішного нарощуван-ня виробництва.

По-третє, потрібно усунути всі регуляторні бар'єри, які досі стримують розвиток га-лузі. Серед них ускладнена та непрозора

ВИДОБУВАННЯ ГАЗУНа відміну від багатьох країн Європи Україна має потенційну можливість повністю відмовитися від імпорту газу та забезпечувати свої потреби за рахунок внутрішніх ресурсів. Україна посідає четверте місце в Європі за обсягами видобутку і третє – за доведеними запасами природного газу, поступаючись лише Норвегії та Нідерландам.

процедура видачі спецдозволів, застарілі правила розробки нафтових та газових родовищ, відсутність централізованої бази геологічної інформації, необхідність отримувати права на земельну ділянку додатково до отримання спецдозволу. Нині для виконання робіт тривалістю шість місяців, наприклад, буріння, часто доводиться витрачати втричі більше часу на отримання погоджень і дозволів. Технічного врегулювання потребують і норми щодо оподаткування діяльності за угодами про розподіл продукції.

Нафтогаз підтримує реалізацію необ-хідних регуляторних змін, які прямо впливають на розвиток газової галузі та залучення інвестицій у видобуток газу в Україні.

УКРГАЗВИДОБУВАННЯ Дочірнє підприємство Нафтогазу Укр-газвидобування (УГВ) є найпотужнішим гравцем на ринку видобування природ-ного газу i газового конденсату в Україні. На УГВ припадає 73% загального обсягу видобутку українського газу.

Частка підприємства у загальному видобутку нафти та конденсату складає 500 тис. т або 21% ринку.

Станом на кінець 2015 року ресурсна база УГВ – 285 млрд куб. м доведених за-пасів газу, що в 3-6 разів більше, ніж у по-рівнюваних компаній посткомуністичних країн (Petrom, PGNiG, Romgaz, MOL).

УГВ веде розробку газових, нафто-газових і нафтогазоконденсатних родовищ у 11 областях України, хоча геологорозвідувальні роботи з пошуку нових родовищ вуглеводнів останніми роками були локалізовані в Дніпровсь-ко-Донецькій западині та Карпатсь-кому регіоні.

Весь товарний газ, видобутий підпри-ємствами, в яких Укргазвидобування здійснює контроль, закуповується Нафтогазом та постачається для потреб населення за ціною, встановленою державою.

На підприємствах Укргазвидобування працює близько 20 600 осіб.

КРИТИЧНИЙ РІКЗменшення обсягів видобутку газу Укргаз-видобуванням відбулося, зокрема, через тимчасову втрату контролю над активами, розташованими в зоні проведення АТО (185 млн куб. м), а також внаслідок значно-го дефіциту коштів на розвідку нових площ та розробку родовищ протягом декількох років поспіль.

Ресурсну базу компанії було виснажено: протягом семи років – з 2007 до 2013 – компанія отримала лише один спецдозвіл на розвідку нових площ замість орієн-товно 100 необхідних. Для забезпечення зростання видобутку темп прирощування запасів має перевищувати обсяги видобу-вання принаймні удвічі.

Протягом 2013-2015 років Укргазвидобу-вання видобуло близько 45 млрд куб. м газу, а приростило запасів лише на 29 млрд куб. м.

За 2015 рік підприємство виробило 172 тис. т скрапленого газу, що на 8% менше показника 2014 року. Одночасно відбулось незначне зменшення обсягів реалізації нафтопродуктів. Так, в 2014 році було реалізовано 362,7 тис. т нафтопродук-тів, а в 2015 році – 358,1 тис. т.

НОВА КОМАНДА – НОВА СТРАТЕГІЯ У червні 2015 року за рекомендацією Нафтогазу Кабінет Міністрів призначив но-вого керівника Укргазвидобування Олега Прохоренка. До призначення в Укргазви-добування він працював у міжнародній консалтинговій компанії McKinsey в Україні та в інших країнах, де консультував при-ватні компанії та державні установи, допо-магаючи їхньому реформуванню. З 2005 до 2007 року навчався в школі державного управління імені Кеннеді в Гарвардському університеті (США), де отримав ступінь магістра в сфері державного управління та громадської політики.

Протягом декількох місяців було сформо-вано нову команду керівників, які прийшли з приватних українських і міжнародних компаній. Загалом було змінено близько 2/3 керівників структурних підрозділів.

Видобування газу в Україні у 2014-2015 роках, млрд куб. м

20,5 19,9

2014 2015

3,3 3,90,3*

1,7 1,5

15,1 14,5

СТРУКТУРА ВИРОБНИЧОГО ЦИКЛУ УГВ ТА ОСНОВНІ ВИРОБНИЧІ ПОКАЗНИКИ ЗА 2015 РІКГеологічна розвідка

72% розвідки в Україні

141 родовище розвідане та в розробці

у 5 разів (порівняно з 2014 роком) збільшено обсяги сейсмічних робіт

285 млрд куб. м доведених запасів газу

Буріння

69 свердловин введено в експлуатацію

63 продуктивні свердловини добудовано

67 свердловин виведено з недіючого фонду

177 свердловин – проведено капітальний ремонт

173 068 м – обсяг експлуатаційного та пошуково-розвідувального буріння

Найбільша технологічна база:

2441 газова свердловина

194 нафтові свердловини

82 одиниці – парк бурових установок

Видобуток

14,5 млрд куб. м природного газу

393,6 тис. т газового конденсату

117,9 тис. т нафти

Переробка

1 млн т/рік потужності (номінальна)

172 тис. т скрапленого газу

390 тис. т світлих нафтопродуктів

Виробництво дизельного палива, бензину, скрапленого газу, мазуту та ін.

Реалізація

Природний газ реалізується через Нафтогаз

358,1тис. т нафтопродуктів (бензин, дизельне паливо) – реалізовано на комерційних аукціонах та через власну мережу АЗС

* Дані за 2014 рік – за 2 місяці** Валовий видобуток (включно з видобутком за договорами про спільну діяльність та виробничо-технологічними потребами)

Приватні підприємства

ДАТ «Чорноморнафтогаз»

ПАТ «Укрнафта»

ПАТ «Укргазвидобування»**

86 87


Першочерговим завданням нової команди стало запобігання критичному скороченню видобутку УГВ, яке було неминучим через ситуацію, в якій компанія працювала протягом попереднього десятиліття.

У 2015 році Укргазвидобування отримало 20 спецдозволів, в т. ч. 4 – на нові родовища, та вп’ятеро збільшило обсяги сейсмічних робіт.

Завдяки збільшенню надходжень та заходам з підвищення фінансової ефективності підприєм-ству вдалося інтенсифікувати роботи з експлуа-таційного та пошуково-розвідувального буріння, а також ввести в експлуатацію три дотисні компресорні станції.

Виконання першочергової програми дій дозволило уникнути значного падіння обсягів виробництва у 2015 році. У 2016 році обсяги виробництва вдалося стабілізувати та започатку-вати їхнє поступове зростання.

Окрім вирішення найбільш нагальних точкових проблем, новий менеджмент УГВ розробив довгострокову стратегію розвитку, план заходів, провів реорганізацію, суттєво змінив та підсилив технічний персонал, у тому числі залучивши міжнародних фахівців.

Спільно з командою Нафтогазу новий менедж-мент визначив шість ключових напрямків, які допоможуть впровадити сучасні європейські стандарти у роботу Укргазвидобування:

• боротьба з корупцією

• збільшення обсягів видобутку та переробки

• нарощення запасів

• оптимізація операційної моделі

• реформування внутрішніх функцій

• дерегуляція та вдосконалення законодавства

СТРАТЕГІЯ 20/20Укргазвидобування впроваджує програму «Стратегія 20/20», реалізація якої за п’ять років має вивести обсяги видобування газу на рівень 20 млрд куб. м на рік. Загальна вартість інвест-програми складає понад 80 млрд грн.

Для обґрунтування інвестпрограми було розпо-чато низку заходів з технічного аудиту, зокрема, проведено аудит геологічних запасів компані-єю Ryder Scott, аудит ключових управлінських процесів та аудит стану наземної інфраструктури компанією Deloitte, аудит кількості та потенціалу скорочення викидів компанією Petrad.

Більшість родовищ, які сьогодні експлуатують-ся, майже вичерпані. Тому, щоб здійснювати видобуток газу з виснажених родовищ, компа-нія робить акцент на інтенсифікації видобут-ку. Цей метод дозволяє за рахунок сучасних технологій, у тому числі проведення гідророз-риву пласта (ГРП), здійснювати видобуток газу значно дешевше порівняно з бурінням нової свердловини.

Інвестиції в сейсмічну розвідку за другу полови-ну 2015 року перевищили чотирирічний бюджет попередніх років, очікується, що це дозволить до кінця 2016 року розробити 3D моделі для 20 пріоритетних родовищ та вийти на 100 опе-рацій ГРП на рік.

Для реалізації стратегії збільшення обсягів видо-бутку Укргазвидобуванню необхідно інвестувати у технічне переоснащення, заходи інтенсифіка-ції видобутку, розвідку нових родовищ, буріння нових свердловин.

ПРОЗОРІСТЬ ЗАКУПІВЕЛЬСтаном на кінець 2015 року нова команда Укргазвидобування заощадила на закупівлях близько 500 млн грн. Це стало можливим завдяки ліквідації корупційних схем та переза-вантаженню всієї системи закупівель. Загальний ефект від економії на закупівлях та фінансових витратах, впровадження електронних аукціонів склав більше 1 млрд грн.

Зокрема, усі можливі закупівлі з серпня 2015 року було переведено до системи елек-тронних державних закупівель ProZorro, що

дозволило до кінця року провести 300 тендерів на суму майже 500 млн грн. Економія завдяки ProZorro за цей період склала 54 млн грн.

Ті закупівлі, які не можна було провести через електронні торги, було організовано за новою прозорою процедурою. Завдяки усуненню посередників за ключовими поставками – труби, долота, метанол та інше – компанія заоща-дила близько 420 млн грн у другому півріччі 2015 року. Окрім того, в компанії впроваджено антикорупційну процедуру, яка сприяє моніто-рингу контрагентів у ході виконання договорів на предмет дотримання антикорупційних обов'язків.

ЕФЕКТИВНІСТЬ РЕАЛІЗАЦІЇ ПРОДУКЦІЇУкргазвидобування послідовно підвищує ефективність продажу своїх продуктів. В 2015 році компанія провела прозорий публічний конкурс з відбору бірж для продажу нафтопро-дуктів та почала реалізовувати продукцію через електрон ні аукціони. Це дозволило підвищити конкуренцію за нафтопродукти компанії та заро-бити для Укргазвидобування додаткову маржу від реалізації.

Спеціальні аукціони з продажу частини ресур-су державних компаній проводилися і раніше, але відбувалося це через «кишенькову» біржу, на якій основну частину нафтопродуктів вику-повували великі торговці за «соціальною» ці-ною, а потім перепродавали за комерційною.

ПЕРЕЛІК ДОГОВОРІВ СД Рік

укладання договору

ТОВ «Карпатигаз» і компанія «МісенЕнтерпрайзіс АБ» 2002ТОВ Фірма «ХАС» 2004ТОВ «Цефей» 2004ТОВ ВКФ «Діон» 2004ТОВ «Карпатинадраінвест» 2004ТОВ «Техпроект» та ТОВ «Карпатигаз» 2004ТОВ «Надра Геоцентр» 2007

Укргазвидобування має намір збільшити обсяги видобування газу до 20 млрд куб. м на рік у 2020 році за програмою «Стратегія 20/20»

Завдяки усуненню посередників компанія заощадила близько 420 млн грн у другому півріччі 2015 року

Чому втримати обсяги видобування у 2015-2016 роках було непросто

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016П

94

28

14

29

41

14

9

13

914

4-3

128

145 140

140

177173

150

136

152

138 132

146 146

99

79

92

120

1 новий дозвіл за 7 років

обсяги бурінняскоротилисямайже вдвічі

Нові спеціальні дозволи на геологічне вивчення нових площ

Виконано пошуково-розвідувальногобуріння, тис. м

Нарахована рентна плата за газ Укргазвидобування, млрд грн

2013 2014 2015 2016 (прогноз)

Відповідно до Закону України «Про внесення змін до Податкового кодексу України щодо перегляду ставок окремих податків і зборів» встановлено тимчасові ставки рентної плати за користування надрами для видобування газу природного, що використовується для потреб населення, видобутого на глибині до 5000 метрів:

*на період з 1 квітня 2015 року до 1 квітня 2016 року – 70% вартості бази оподаткування

**на період з 1 квітня 2016 року до 31 грудня 2016 року – 50% вартості бази оподаткування

природний газ, видобутийна глибині

до 5000 м

понад 5000 м

1,4

20%

14% 14% 14% 14%

20% 58%(середня)

20%-70% * 70%-50% **55%(середня)

1,4

11,622,8

Ставка податку для УГВ, %

Укргазвидобування – це вертикально інтегрований видобувник газу та нафти з повним виробничим циклом

88 89


Крім того, Укргазвидобування припинило продаж деетанпропанбутанізованого конденсату (ДЕПБК), технологічного бензину, який був джерелом сировини для випуску кустарних нафтопродуктів. Нині з відфільтрованого конденсату методом подальшої переробки УГВ отримує високоокта-новий компонент, який є базою для виробництва бензину, що відповідає стандарту Євро-5.

У 2015 році було зменшено розміри лотів, що дозволило розширити ринок збуту і залучити до участі в аукціонах не тільки середні мережі, а й дрібних приватних торговців. Тепер в Україні продукція Укргазвидобування продається на конкурентних біржових торгах три-чотири рази на місяць. Завдання компанії на перспективу – щоденні біржові онлайн-торги.

Завдяки спрощеній процедурі реалізації мотор-ного палива, з вересня 2015 року Укргазвидобу-вання почало за прямими контрактами постачати низькооктановий бензин власного виробництва для потреб Міноборони та Держрезерву.

Укргазвидобування також активно працює разом з представниками Міненерговугілля над питан-ням переведення аукціонів з продажу скрапле-ного газу в електронний формат. Для того, щоб почати проводити торги в електрон ному форма-ті, необхідно внести зміни до застарілої постано-ви Кабінету Міністрів №570, яка не передбачає електронних торгів для скрапленого газу.

Іншим важливим кроком стало розширення каналів експорту готової продукції – від прямих контрактів з міжнародними трейдерами до

відкритих конкурсів на експорт. Крім того, було впроваджено технологію, яка дозволяє порівня-ти ціни на внутрішньому ринку і зовнішніх хабах і обрати найвигідніший варіант: продавати в Україні або за кордон.

Ця стратегія допомогла Укргазвидобуванню вий-ти на прямі контракти з головними трейдерами енергетичного ринку, які раніше відмовлялися від співпраці через сумнівних посередників. У 2016 році відбулася перша поставка найбіль-шому незалежному нафтотрейдеру в світі – VitolGroup BV (обіг якого за підсумками 2015 року склав 167 млрд дол.) моторного бензину за прямим контрактом. Сьогодні УГВ працює на експорт із 10–12 світовими трейдерами за спотовими контрактами. Ще одним прогре-сивним кроком, який був завершений вже у 2016 році, стала модернізація Шебелинського газопереробного заводу, який належить УГВ. Це дозволило запустити в серійне виробництво бензин стандарту Євро-4. У третьому кварталі 2016 року УГВ запустила виробництво бензину, що відповідає стандарту Євро-5. Виробництво дизельного палива Євро-4 передбачене з IV кварталу 2016 року.

ОПТИМІЗАЦІЯ ОПЕРАЦІЙНОЇ МОДЕЛІОкрім виробництва газу, нафти та конденсату, компанія на сьогодні має цілу низку непрофіль-них активів. Це – підсобні сільські господарства, будинки відпочинку, лікувально-оздоровчі

Ринкова вартість непрофільних активів Укргазвидобування оцінюється у понад 0,6 млрд грн

Статус розгляду справ станом на 09.09.2016Відповідач Сума/суть спору Результат станом на 09.09.2016

ТОВ «Виробничо- комерційна фірма «Діон»

про розірвання договору

Рішенням Господарського суду м. Києва від 22.03.2016 в задоволенні позову відмовлено. 01.04.2016 ПАТ «Укргазвидобування» подано апеляційну скаргу. Справа знаходиться на розгляді в Київському апеляційному господарському суді.

ТОВ «Цефей»про розірвання договору

У справі призначено судово-економічну експертизу. Рішення у справі не ухвалено.

ТОВ Фірма «ХАС»про розірвання договору

Рішенням Господарського суду Київської області від 20.05.2016 позов задоволено повністю, договір розірвано. 18.07.2016 ТОВ Фірма «ХАС» подано апеляційну скаргу. Ухвалою Київського апеляційного господарського суду від 22.07.2016 апеляційну скаргу повернуто скаржнику без розгляду. Ухвалою суду від 15.08.2016 поновлено строк оскарження та прийнято апеляційну скаргу до розгляду.

ТОВ «Карпатигаз», ТОВ НВФ «Техпроект»


Рішенням Господарського суду м. Києва від 18.04.2016 в задоволенні позову відмовлено. 29.04.2016 подано апеляційну скаргу. Постановою від 31.08.2016 року апеляційну скаргу УГВ задоволено, позов задоволено, договір розірвано.

ТОВ «Надра Геоцентр»


Рішенням Господарського суду Київської області від 05.04.2016 у задоволенні позову відмовлено. 20.04.2016 подана апеляційна скарга. Постановою Київського апеляційного господарського суду від 09.08.2016 апеляційну скаргу УГВ задоволено, позов задоволено, договір розірвано. ТОВ «Надра Геоцентр» подано касаційну скаргу.

ТОВ «Природні ресурси +»


Рішенням Господарського суду м. Києва від 24.05.2016 в задоволенні позову відмовлено. Подано апеляційну скаргу. Справа знаходиться на розгляді в Київському апеляційному господарському суді.

ТОВ «Карпатнадраінвест»

про розірвання договору (додаткова угода №2)

Рішенням Господарського суду Харківської області від 19.08.2016 позов задоволено, додаткову угоду №2 розірвано. ТОВ «Карпатнадраінвест» подано апеляційну скаргу.

Більшістьміжнароднихкомпанійвиводять певнівиробничіпроцесина аутсорсинг

Ключові фактори, що визначають операційну модель

Міжнародні компанії визначають, які виробничі процеси необхідно лишити в рамках компанії за наступними факторами:

Стратегічна значимість та економічна доцільність для бізнесу

Можливість заміщення послуги на ринку

Ліквідність бізнесу і його готовність до продажу

Sanda AramcoNIOC

CNPCONGC

PDVSAPertamina

StatoilGazprom

RosnestSurgunestogas

EGPCPetrobras

KPCPemex

SonatrachLibya NOC

ADNOCQatar Petroleum

SinopecPetronas

INOCEni

NNPCTotal

ChevronBP

Royal Dutch ShellConocoPhillips

Exxon MobilLukoil

УГВ

Стратегічна важливість

ТакТакТакТакТакТакТакТакТакТакТакТакТакТакТакТакТакТакТакТакТакТакТакНіНіНіНіНіНіНі

Так

Етап наявний

Етап відсутній

ДержавнаРозвідка

та розробка Видобуток Переробка Збут СервісиКомпанія

висока висока висока висока (75%) низька (75%)

заклади, магазини, заклади громадського харчу-вання, будинки культури, об’єкти виробництва продуктів харчування тощо.

В 2015 році було проведено інвентаризацію непрофільних активів і майна. За попе-редньою оцінкою, ринкова вартість непро-фільних активів Укргазвидобування складає понад 0,6 млрд грн. Ці активи сумарно гене-рують близько 30 млн грн збитків щомісяця, в обслуговуванні таких активів задіяно більше 1700 співробітників.

Укргазвидобування має намір у майбутньому вийти з низки непрофільних активів і зосере-дитись на основній діяльності – нарощуванні видобутку газу.

СТАН ТА ДІЇ З РОЗІРВАННЯ ДОГОВОРІВ СДВід початку роботи нової команди договори про спільну діяльність (СД) були однією з найбільш проблемних ділянок. На підприємства СД при-

падає приблизно 8% загального видобутку газу УГВ.

Станом на 2015 рік діяло 8 договорів про спільну діяльність за участю Укргазвидобування, які було укладено з 2002 до 2014 року, причому 5 з них було укладено у 2004 році. Офіційною метою створення СД було забезпечення необ-хідного рівня інвестицій, який був недоступний УГВ через зафіксовані на низькому рівні ціни реалізації газу.

Спільна діяльність організована таким чином, що УГВ не має оперативного контролю над цими активами. Кількість голосів УГВ у вищому органі управління за всіма договорами СД скла-дає не більше 50%, внаслідок чого УГВ позбав-лене можливості самостійно приймати рішення з питань діяльності СД. У багатьох випадках партнери УГВ у СД блокують прийняття таких рішень. Укладені угоди мають асиметричний розподіл прав та обов'язків не на користь УГВ.

Згідно з умовами цих договорів, внеском УГВ, здебільшого, є право користування свердло-

90 91


винами, а вкладами інших учасників – в ос-новному грошові кошти. Також за умовами договорів, партнери УГВ у СД зобов’язані були профінансувати та забезпечити капітальний ремонт свердловин, право користування якими передано до СД, та встановити вузли комерцій-ного обліку природного газу. Результатом такої спільної діяльності мало бути отримання прибут-ку за рахунок реалізації вуглеводнів, видобутих з відремонтованих свердловин.

В результаті аудиту договорів СД, проведеного новим менеджментом, було виявлено, що УГВ повністю виконало свої зобов’язання за усіма договорами СД, проте жоден з контрагентів не виконує своїх інвестиційних та виробничих зобов’язань за цими договорами в повній мірі.

Зокрема, невиконання плану видобутку за 2015 рік становило 360 млн куб. м газу (було видобуто лише 1,16 млрд куб. м при плані видобутку 1,5 млрд куб. м). У багатьох випадках партнери УГВ у СД не зробили у повному обсязі свої грошові внески, не виконали та не профі-нансували роботи з капітального ремонту сверд-ловин і не облаштували свердловини вузлами комерційного обліку.

Крім того, деякі з партнерів у СД приховують від УГВ свою звітність. Майже всі вони відмовилися перейти на МСФЗ та гармонізувати системи обліку з УГВ. Окремі СД мають заборгованість перед державним бюджетом, в той час як чинним законодавством передбачена солідар-на відповідальність учасників договорів СД за зобов’язаннями СД. Також аудитом договорів СД було встановлено, що деякі партнери УГВ у СД здійснювали реалізацію вуглеводнів, видобу-тих в межах СД, за заниженими цінами.

Протягом 2015 року нове керівництво УГВ вело досудові переговори з кожним із партнерів щодо виправлення ситуації. Ці переговори не привели до позитивних зрушень у СД. Напри-кінці 2015 року Укргазвидобування подало до суду сім позовних заяв про розірвання договорів СД та ініціювало повернення контролю над свердловинами, право користування якими було передано в СД.

Крім того, у 2016 році після тривалих досудових переговорів, УГВ вимушене було звернутися до Арбітражної палати м. Стокгольм з позовом про розірвання договору СД з ТОВ «Карпатигаз» та компанією «МісенЕнтерпрайзіс АБ», оскільки партнери УГВ ухиляються від виконання своїх зобов’язань за договором СД. Новий менедж-

мент не укладав і на сьогодні не планує укладати нові угоди про спільну діяльність щодо видобут-ку газу, оскільки такий формат партнерства себе не виправдав.

ПОСИЛЕННЯ ТЕХНІЧНИХ КОМПЕТЕНЦІЙ ПЕРСОНАЛУ ТА АУТСОРСИНГЗ метою координації роботи з інтенсифікації видобутку в 2015 році було закладено фунда-мент під переформатування технічної команди. Вперше в історії компанії вдалося залучити іноземних фахівців зі значним досвідом роботи з проведення операцій ГРП.

У структурі Укргазвидобування є багато послуг, які більшість міжнародних видобувних компаній виводить на аутсорсинг. В перспективі компанія має намір визначити, які непрофільні виробничі процеси слід передати аутсорсеру.

До складу Укргазвидобування входить найбіль-ше бурове підприємство України Укрбургаз. Однак через багаторічне недофінансування технології та обладнання, використовувані ком-панією, застаріли. Укргазвидобування планує залучати до роботи зовнішніх підрядників для постачання нового обладнання, матеріалів та послуг там, де це доцільно. Вихід на ці ринки такого нового потужного замовника як УГВ фактично створює нову екосистему сервісних компаній і може зменшити собівартість таких операцій в рази, від чого виграють всі видобувні компанії в Україні.

ЕКОЛОГІЯУкргазвидобування дотримується жорстких вимог до екологічної безпеки виробництва та його впливу на довкілля. Технології видо-бутку, які використовуються при проведенні операцій ГРП, відповідають сучасним євро-пейським екологічним стандартам та нормам і не становлять загрози навколишньому середовищу.

Компанія активно розширює та впроваджує ряд проектів співробітництва з міжнародними та національними організаціями, такими як ЄБРР, Світовий банк, Державний департамент США та Міністерство енергетики США тощо. Проекти мають на меті залучення до Укргазвидобування кращих міжнародних практик видобутку, інвести-цій та технічної підтримки міжнародних фахівців.

Протягом 2015 року на користь Укргаз-видобування вирішено 73 судові справи на загальну суму 1,5 млрд грн

СКОРОЧЕННЯ РИНКУ В 2015 РОЦІ У 2015 році обсяг використання природ-ного газу в Україні зменшився на 21% – до 33,8 млрд куб. м (без урахування обсягів використання газу в АР Крим та з березня 2015 року – у зоні проведення АТО) порівняно з 42,6 млрд куб. м у 2014 році.

Починаючи з лютого 2015 року, передача при-родного газу споживачам, які знаходяться у

зоні проведення АТО на територіях, не підкон-трольних українській владі, не здійснюється.

Попит на газ скоротився в усіх регіонах України та за всіма категоріями споживачів. Найбільше скорочення попиту відбулося в сегменті побутових споживачів.

У 2015 році побутові споживачі (без ураху-вання обсягів споживання газу в АР Крим та з березня 2015 року в зоні проведення АТО) використали на 25% менше газу, ніж

ІМПОРТ ТА ОПТОВЕПОСТАЧАННЯ ГАЗУУкраїна посідає сьоме місце в Європі (включно з Туреччиною) за обсягами використання природного газу. У 2015 році українські споживачі використали 33,8 млрд куб. м газу. Близько половини цього обсягу (16,4 млрд куб. м) було імпортовано. За 2015 рік державні та приватні компанії видобули в Україні близько 19,9 млрд куб. м газу. Протягом року запаси газу в ПСГ збільшилися на 2,5 млрд куб. м.

Вищі ціни на газ спонукали споживачів вперше за багато років ощадливіше ставитися до цього джерела енергії

ТОП-10 європейських країн за обсягом використання газу в 2015 році, млрд куб. м

80,472,6 67,5

Німеччина Італія Франція Україна БілорусьВеликобританія Туреччина Нідерланди Іспанія Польща

48,842,1 40,3 33,3 28,2

19,1 17,8

Джерело: Enerdata (щорічні дані енергетичної статистики за 2015 рік, за методологією Enerdata), білоруське державне інформагентство БелТА (дані щодо обсягів використання газу в Білорусі)

92 93


роком раніше: 11,3 млрд куб. м порівняно з 15,1 млрд куб. м.

Порівняно з попередніми 10 роками це пер-ше суттєве скорочення використання газу в цій категорії: за період з 2004 до 2013 року попит з боку населення зменшився лише на 1%.

Очевидними причинами скорочення попиту на газ з боку побутових споживачів є воєнні дії на Донбасі, які призвели до припинення поста-чання споживачам у зоні проведення АТО з лютого 2015 року, порівняно теплі зими у 2014 та 2015 роках, а також зміни у нормативах спожи-

вання для абонентів, які не мають лічильників газу.

Однак цими факторами неможливо пояснити усі обсяги скорочення споживання у 2015 році. Принаймні 2 млрд куб. м газу у загальному скороченні попиту з боку населення пояс-нюються передусім скороченням непрямого субсидіювання цін на газ для побутових спожи-вачів з державного бюджету, що призвело до підвищення роздрібних цін на газ та тепло для населення.

Підприємства теплокомуненерго за минулий рік скоротили використання газу для виробництва тепла для всіх категорій споживачів на 17%.

Враховуючи те, що фактичні дані щодо темпе-ратури в різних регіонах України не підтвер-джують, що зимові місяці 2015 року були в середньому суттєво теплішими за зимові місяці 2014 року, скорочення використання в цих категоріях, ймовірно, можна пояснити більш ощадливим використанням газу.

Завдяки зусиллям Нафтогазу щодо створення маршрутів та джерел постачання, альтернатив-них Росії, ціни закупівлі імпортованого газу для України знизилися до європейського рівня на початку 2015 року і продовжують коливатися відповідно до цін на газ у ЄС.

Доступ України до європейського ринку відіграв значну роль у реформі внутрішнього ринку газу. Коли навесні 2016 року ціни на газ на європейсь-кому ринку досягли своїх багаторічних мініму-мів, ціна імпортного паритету для газу в Україні також знизилася.

Використання природного газу в Україні, 2004-2015 роки (млрд куб. м.)

0

5

10

15

20

25

30

35

40

Промисловість

-43%

-1%

-40%

-17%

-51%

-42%-33%

-14%

-41%-23%

Населення ТКЕ та ТЕЦ Бюджетніорганізації

Витрати газуна транспортування,

добування

Використання газу в Україні млрд куб. м

2014 2015 +/– %Населення 15,1 11,3 -25%ТКЕ для населення 7,1 5,9 -17%Релігійні організації та ТКЕ для релігійних організацій

0,02 0,02 -27%

Разом за регульованими сегментами 22,1 17,2 -22%Бюджетні установи 0,7 0,5 -20%ТКЕ для бюджетних установ 1,1 0,9 -21%Промисловість 14,2 11,2 -21%ТКЕ для промисловості 0,4 0,3 -26%Виробничо-технологічні потреби, в т.ч. 3,7 3,3 -9%Разом за нерегульованими* сегментами 20,1 16,2 -19%Несанкціонований відбір, неоформлені обсяги

0,4 0,4 0%

РАЗОМ ВИКОРИСТАННЯ ГАЗУ 42,6 33,8 -21%

*Ці сегменти є нерегульованими з 1 жовтня 2015 року внаслідок впровадження Закону України «Про ринок природного газу»Результати обчислень можуть не збігатися через математичне округлення чисел

Таким чином, в країні склалася сприятлива ситуація для вирівнювання цін на газ для побутових споживачів із рівнем цін для про-мисловості: різниця була набагато меншою, ніж до створення Нафтогазом можливості імпортувати газ з ліквідного європейського ринку.

ІМПОРТ ГАЗУ Диверсифікація джерел поставок газу в Укра-їну залишалася одним з пріоритетів роботи Нафтогазу в 2015 році. Відповідно до зменшення попиту на газ в Україні скоротився й імпорт цьо-го ресурсу. Порівняно з 2014 роком у 2015 році він зменшився майже на 20%: з 19,5 млрд куб. м до 16,4 млрд куб. м.

При цьому обсяги імпорту газу з Європи збільшилися удвічі: з 5 млрд куб. м в 2014 році до 10,3 млрд куб. м в 2015 році, а з Російської Федерації, навпаки, скоротилися у 2,3 раза порівняно з 2014 роком: з 14,5 млрд куб. м до 6,1 млрд куб. м.

Таким чином, у 2015 році Україна закупила 37% імпортованого газу у Газпрому, решту – у євро-пейських постачальників.

Диверсифікація дозволила Україні знизити надмірну залежність від одного постачальника, яка у минулі роки робила газ інструментом політичного та економічного тиску на Україну (див. розділ Стратегія та реформа: Надійність постачання).

Щойно Нафтогаз продемонстрував, що може забезпечувати стабільні обсяги постачання імпортованого газу від альтернативних поста-чальників, Газпром змінив свою цінову тактику та став пропонувати ціни на тому ж, а деколи й нижчому рівні, що й постачальники з ЄС. Після завершення 1 кварталу 2015 року цінові пропозиції, які Нафтогаз отримує з кожного напряму, суттєво зблизилися.

За умови, що діє додаткова угода, яка регулює спірні питання в контракті на постачання газу до завершення арбітражного провадження між Нафтогазом та Газпромом, Нафтогаз обирає

Середньозважена ціна імпортованого газу, поквартально, дол./тис. куб. м

Середньозважена вартість газу, імпортованого з усіх

напрямів, виключно з тран-спортуванням до кордону

України, дол./тис. куб. м

Середньозважена вартість газу, імпортованого з

Європи, включно з тран-спортуванням до кордону

України, дол./тис. куб. м

Середньозважена ціна закупівлі газу в Європі

(в пункті поставки), дол./тис. куб. м

IV кв. 15 228 232 224III кв. 15 266 266 258II кв. 15 268 275 267I кв. 15 315 301 293

Частка російських поставок у внутрішньому використанні газу в Україні зменшилася з 34% у 2014 році до 18% у 2015 році

2012 2013 2014 2015 Травень 2016*

Середня ціна імпорту для Нафтогазу*Населення

ТКЕ (тепло для населення)

96 9764

40

81

57

196196

43 43

424,5397,0

293,8277,1

210,5

Ціна природного газу як товару для населення, дол./тис. куб. м

Джерело: Нафтогаз* Ціна імпорту в травні 2016 року дорівнює середньозваженій ціні за перший квартал 2016 року (оскільки в другому кварталі 2016 року газ не імпортувався), включно з тарифом за вхід в ГТС України (12,47 дол./тис. куб. м)94 95


джерело постачання виключно за ціною на поточний момент.

Завдяки можливості контрактувати газ на ліквідному європейському ринку та тому, що Газпром намагався конкурувати з європей-ськими постачальниками, Нафтогаз у повній мірі скористався зниженням цін на газ в ЄС. Середньозважена вартість газу, імпортова-ного з усіх напрямків, включно з транспор-туванням до кордону України, знизилася з 315 дол./тис. куб. м у 1 кварталі 2015 року до 228 дол./тис. куб. м у 4 кварталі 2015 року.

У 2015 році Нафтогаз був основним імпортером газу з російського та європейського напрямків. При цьому частка приватних компаній (трейде-рів та кінцевих споживачів) в імпорті з країн ЄС збільшилася з 3% у 2014 році до 7% у 2015 році.

Ця зміна стала можливою завдяки тому, що з 1 жовтня 2015 року почав діяти Закон «Про ри-нок природного газу», та іншим крокам, спря-

мованим на створення в Україні відкритого та конкурентного ринку газу.

ОПТОВА ТОРГІВЛЯ ГАЗОМ У 2015 році Нафтогаз як окрема юридична особа реалізував 23,5 млрд куб. м газу. Таким чином, частка Нафтогазу на ринку оптового постачання газу в Україні складала 73%.

При цьому обсяг ринку оптової реалізації газу для промисловості та інших споживачів, які оплачували газ за ціною для промисло-вості протягом 2015 року та які не є підпри-ємствами групи Нафтогаз, становив близько 13,9 млрд куб. м.

До цих категорій належить газ, придбаний промисловими та комерційними підприєм-ствами, бюджетними організаціями, ТКЕ для виробництва тепла для бюджетних організацій та промисловості, а також газ для виробничо- технологічних потреб газорозподільних мереж.

Частка Нафтогазу на цьому ринку склала близько 35%: реалізований обсяг дорівнює 4,9 млрд куб. м. Інші постачальники поставили цим категоріям споживачів близько 9,1 млрд куб. м газу.

Укргазвидобування та Укрнафта, газовидо-бувні підприємства групи Нафтогаз, викори-стали з власного ресурсу для своїх виробни-чих та технологічних потреб 0,5 млрд куб. м та 0,3 млрд куб. м відповідно. Ще близько 0,4 млрд куб. м газу було несанкціоновано відібрано в зоні бойових дій або не оформ-лено. Ці осбяги були забезпечені з ресурсу

У 2015 році приватні імпортери поставили 1,1 млрд куб. м газу – у 7,5 раза більше, ніж у 2014 році

Обсяги імпорту природного газу в Україну за напрямами 2014-2015 роки, млрд куб. м

2014 2015

Всього: 19,5 16,4з РФ 14,5 6,1з європейського ринку, всього: 5,0 10,3з території Словаччини (ГВС Будінце) 3,6 9,7з території Угорщини (ГВС Берегдароц) 0,6 0,5з території Польщі (ГВС Германовичі) 0,9 0,1

Результати обчислень можуть не збігатися у десятковому розряді через математичне округлення

Обсяги імпорту газу в Україні, млрд куб. м

Обсяг імпорту з Росії Обсяг імпорту з Європи

33

32,9 25,8

2,1

14,5

5

10,3

6,1

0,1

99,7%92,5%

7,5%

74,4%

25,6%62,8%

37,2%

0,3%

99,7%92,5%

7,5%

74,4%

25,6%62,8%

37,2%

0,3%

27,9 19,5 16,42012 2013 2014 2015

Нафтогазу та відображені у складі збитків компанії.

Нафтогаз реалізує газ власного видобутку та імпортований газ газорозподільним підпри-ємствам (облгазам) для подальшої реаліза-ції усім побутовим споживачам України та релігійним організаціям. Нафтогаз також по-стачає газ теплогенеруючим підприємствам (ТКЕ) за прямими контрактами. У 2015 році компанія була єдиним постачальником ре-сурсу для цих категорій споживачів.

Для потреб населення Нафтогаз поставив 11,3 млрд куб. м для індивідуального викори-стання та 5,9 млрд куб. м для використання ТКЕ з метою централізованого виробництва тепла для населення. Ще близько 1,2 млрд куб. м газу було поставлено Нафтогазом підприємствам ТКЕ для виробництва тепла бюджетним організаці-

ям та промисловості. Обсяг газу, поставлений для потреб релігійних організацій та ТКЕ для релігійних організацій, склав 0,02 млрд куб. м (17,2 млн куб. м) газу.

Крім того, Нафтогаз забезпечив 100% газу для власних потреб та виробничо-технологічних потреб (ВТП) Укртрансгазу (1,5 млрд куб. м), а та-кож близько 90% газу для ВТП газорозподільних підприємств (1,0 млрд куб. м). Цей газ реалізу-ється за ціною, встановленою для промислових споживачів.

Для потреб бюджетних організацій Нафтогаз поставив 0,3 млрд куб. м газу, що склало близько 60% від загального обсягу використання газу цим сегментом ринку.

На ринку промислових споживачів у 2015 році Нафтогаз реалізував 2,4 млрд куб. м газу. Частка Нафтогазу на цьому ринку склала 22%.

У 2015 році більше 1300 підприємств купували газ безпосередньо в Нафтогазу. Укладено близко 1800 договорів

Частка Нафтогазу на оптовому ринку газу України 2015 рік, млрд куб. м

Всього

Реалізація Нафтогазом як

окремою юридичною особою

Частка Нафтогазу

Населення 11,3 11,3 100%ТКЕ для населення 5,9 5,9 100%ТКЕ для релігійних організацій 0,02 0,02 100%Разом за регульованими сегментами 17,2 17,2 100%Бюджетні установи 0,5 0,3 60%ТКЕ для бюджетних установ 0,9 0,9 100%Промисловість 11,2 2,4 22%ТКЕ для промисловості 0,3 0,3 100%Виробничо-технологічні потреби, в т.ч.: 3,3 2,4 72%Укртрансгаз 1,5 1,5 100%Розподільні мережі 1,0 1,0 91%Газовидобувні підприємства групи* 0,8 0,0 0%Інші підприємства* 0,1 0,0 0%Разом за нерегульованими** сегментами 16,2 6,3 39%Разом за нерегульованими** сегментами, споживачі за межами групи Нафтогаз

13,9 4,9 35%

Несанкціонований відбір, неоформлені обсяги*** 0,4 0,0 0%РАЗОМ ОПТОВИЙ РИНОК ГАЗУ 32,5 23,5 73%РАЗОМ ВИКОРИСТАННЯ ГАЗУ 33,8

* Для забезпечення власних потреб газовидобувні підприємства використовують газ власного видобутку, а не купують його на ринку. Обсяги, використані газовидобувними підприємствами, не враховуються в розрахунку частки Нафтогазу на ринку оптового постачання**Ці сегменти є нерегульованими з 1 жовтня 2015 року внаслідок впровадження Закону України «Про ринок природного газу».*** Обсяги газу, що було несанкціоновано відібрано у зоні бойових дій, та неоформлені обсяги газу (близько 0,4 млрд куб. м) не враховуються в розрахунку частки Нафтогазу на ринку оптового постачанняРезультати обчислень можуть не збігатися у десятковому розряді через математичне округлення

96 97


споживачів в Україні. Крім того, компанія здійс-нює управління найбільшою в Європі системою із 12 підземних сховищ газу (ПСГ) сумарною потужністю понад 30 млрд куб. м, що розташо-вані на материковій частині України (див. розділ Підземне зберігання газу) та забезпечує сервіс-не обслуговування цієї інфраструктури.

Укртрансгаз – єдине державне підприємство енергетичного сектору України, діяльність якого сертифікована на відповідність міжна-родним стандартам системи менеджменту якості, системи менеджменту охорони навко-лишнього середовища, системи менеджменту охорони професійного здоров’я та безпеки праці, системи енергетичного менеджменту.

Укртрансгаз є найбільшою вітчизняною компанією в сфері послуг: в ній працює майже 21 тисяча працівників. Згідно з оцінкою EY вар-тість основних фондів Укртрансгазу на 1 січня 2016 року становила 422 млрд грн.

ТРАНСПОРТУВАННЯ ГАЗУ ДО КРАЇН ЄС Після значного скорочення обсягів транзиту територією України у 2014 році, у 2015 році об-сяг транзитного трафіку через Україну збіль-

шився. За підсумками 2015 року Україною у напрямку ЄС та Туреччини було протран-спортовано 64,2 млрд куб. м, що майже на 8% (на 4,8 млрд куб. м) більше, ніж у 2014 році (59,4 млрд куб. м).

СКОРОЧЕННЯ СПОЖИВАННЯ ПРИРОДНОГО ГАЗУ УКРАЇНОЮ Ще п'ять років тому Україна використовувала майже удвічі більше газу, ніж у 2015 році. Якщо у 2013 році українські споживачі використали 50,4 млрд куб. м, у 2014 – 42,6 млрд куб. м на рік, то у 2015 – 33,8 млрд куб. м природного газу.

Зменшення обсягів використання газу пов’язане з трьома основними факторами: підвищенням ціни на газ, природним фак-тором (температура зовнішнього повітря в опалювальний сезон), а також регуляторним фактором (зміна норм споживання природ-ного газу абонентами, які розраховуються за газ за нормами споживання та не мають лічильників).

ГТС України тісно пов’язана із системами газогонів сусідніх держав – Російської Федерації, Білорусі, Словаччини, Польщі, Угорщини, Румунії, Молдови – і через них інтегрована в загальноєвропейську мережу газопроводів.

Стратегічним пріоритетом України є повно-цінна інтеграція української ГТС в європей-ську газотранспортну мережу. Оператор української ГТС має працювати безпосе-редньо з усіма операторами суміжних ГТС, мати усі права та обов’язки, передбачені відповідним європейським законодавством.

ВІДОКРЕМЛЕННЯ ФУНКЦІЙ ОПЕРАТОРА ГТС Оператором ГТС України сьогодні є Укр-трансгаз, 100% акцій якого належать Нафто-газу. Як член Енергетичного Співтовариства Україна взяла на себе зобов’язання відокре-мити функцію управління оператором ГТС відповідно до вимог енергетичного зако-нодавства ЄС, зокрема Третього енергетич-ного пакета. Першим кроком до створення незалежного оператора ГТС стало ухвален-ня та впровадження в Україні Закону «Про ринок природного газу». Цей закон отримав

численні позитивні оцінки від учасників ринку та міжнародних партнерів України і спостерігачів.

У липні 2016 року уряд України ухвалив план дій щодо відокремлення управління оператором ГТС від групи Нафтогаз. Пла-ном передбачається, що ці функції будуть передані новоствореному підприємству, повністю незалежному від Нафтогазу. Пла-ном також передбачено низку заходів щодо визначення найбільш економічно обґрунто-ваного способу використання та управління підземними сховищами природного газу України.

Відокремлення функцій оператора ГТС передбачене планом протягом місяця після набрання чинності рішеннями по суті справ між Нафтогазом та Газпромом, які розглядає Арбітражний інститут Торгової палати Стокгольма (див. розділ Стратегія та реформа: Створення ефективного ринку газу в Україні).

УКРТРАНСГАЗУкртрансгаз забезпечує транспортування газу магістральними газопроводами для споживачів в ЄС, на Балканах та у Туреччині, а також для

ТРАНСПОРТУВАННЯ МАГІСТРАЛЬНИМИ ГАЗОПРОВОДАМИУкраїнська газотранспортна система (ГТС) є однією з найбільш надійних та потужних у Європі. Її пропускна здатність на вході сягає 302,1 млрд куб. м/рік, з них 21 млрд куб. м/рік з боку ЄС, на виході – 178,5 млрд куб. м/рік, у тому числі 146 млрд куб. м/рік – в напрямку країн ЄС та Туреччини. Протяжність українських магістральних газопроводів становить 38 тис. км.

Вперше за сучасну історію незалежності Україна пройшла опалювальний сезон 2015-2016 років без закупівлі російського газу

Прямий потік – традиційний та найбільш потужний маршрут доставки російського газу до Європи – проходить територією України

У грудні 2015 року Укртрансгаз успішно пройшов аудит міжнародного сертифікаційного органу TÜV SÜD (Німеччина)

98 99


Подальше зниження споживання газу є мож-ливим за рахунок, насамперед, впроваджен-ня заходів з енергоефективності та енерго-збереження у комерційному та житловому секторах. З іншого боку, попит на газ може збільшитися завдяки пожвавленню еконо-мічної активності підприємств внаслідок реалізації реформ та зміцнення економіки України.

ДИВЕРСИФІКАЦІЯ МАРШРУТІВ ПОСТАЧАННЯ ТА РЕФОРМА РИНКУ Забезпечення технічної потужності та можливостей для диверсифікації маршру-тів постачання газу в Україну залишалося одним із пріоритетів роботи Укртрансгазу в 2015 році. Можливості української ГТС вже зараз дозволяють отримувати з Європи понад 21 млрд куб. м/рік, що перевищує поточні річні потреби України в імпорті майже вдвічі.

В результаті реформи ринку газу в Укра-їні було створено умови для збільшення кількості приватних імпортерів. Зокрема, на початку 2015 року лише чотири незалеж-ні приватні газотрейдери постачали газ в Україну з боку Європи. На кінець 2015 року кількість таких постачальників перевищи-ла 10 компаній. Безпосередньо на газовий ринок ЄС вийшли деякі великі промислові споживачі з України. Обсяг газу, імпортова-ного приватними компаніями у 2015 році

з європейського напрямку, зріс у 7,5 раза – до 1,1 млрд куб. м проти 0,14 млрд куб. м у 2014 році (див. розділ Стратегія та рефор-ма: Реформа ринку газу).

Ефективне використання реверсних поста-вок із Європи суттєво змінило конкурентну картину українського ринку газу.

Незважаючи на те, що середня температура зимою 2015-2016 років була дещо вищою за традиційну для цієї пори року, Україна була підготовлена для проходження і більш суворої зими. Нафтогаз та Укртрансгаз забезпечили безперебійне постачання газу українським споживачам протягом всього сезону, включно із періодами сильних мо-розів та значних перепадів температури в січні 2016 року. Україна при цьому безпе-рервно забезпечувала надійне постачання російського газу до ЄС.

Цього результату вдалося досягти завдяки скоординованим зусиллям співробітників групи Нафтогаз, уряду України та міжнарод-них партнерів.

Словаччина: фізичний реверсЗбільшення газотранспортних потужностей зі Словаччини до України з 8 млрд куб. м до 15 млрд куб. м на рік з початку 2015 року дало можливість диверсифікувати по-стачальників газу для України та усунути необхідність закупівлі газу з Росії (див. розділ Стратегія та реформа: Надійність постачання та розділ Операційна діяльність: Імпорт та оптова торгівля).

Польща: новий інтерконекторУкртрансгаз продовжує роботу над розши-ренням газотранспортних потужностей між Польщею та Україною. У жовтні 2015 року Укртрансгаз та польський оператор газотран-спортної системи GAZ-SYSTEM завершили техніко-економічне обґрунтування (ТЕО) нового інтерконектора, та, відповідно, інте-грації газотранспортних систем обох країн. Планується, що будівництво інтерконектора між Україною і Польщею «Дроздовичі-Герма-новичі» має розпочатися у 2017 році та буде завершено до 2020 року.

Укртрансгаз планує залучити до майбутньо-го будівництва інтерконектора загальною протяжністю 99,3 км понад 1000 своїх пра-цівників.

Цей проект є важливим для створення зруч-них можливостей для споживачів, потен-ційно зацікавлених у зберіганні газу в ПСГ України.

Угорщина: сполучення мережВ травні 2015 року Укртрансгаз та угорський оператор FGSZ підписали Угоду про взає-модію на транскордонних газопроводах між Україною та Угорщиною. На підставі такої угоди оператори ГТС суміжних країн здійснюють обмін інформацією про потоки газу, їхній напрямок, обсяги, час, замовників, отримувачів тощо.

Угода повністю відповідає мережевому ко-дексу C/2015/2823, ухваленому Єврокомісією наприкінці квітня 2015 року. Його підписан-

ня стало першим кроком до налагодження повноцінної співпраці Укртрансгазу з опера-торами сусідніх ГТС.

Незважаючи на це, Укртрансгаз не може повноцінно співпрацювати з операторами окремих сусідніх країн-членів ЄС через взає-модію з Газпромом за окремими довгостро-ковими контрактами. Ця схема утворилася за радянських часів і не відповідає сучасному законодавству Енергетичного Співтовари-ства, членом якого є Україна.

Зокрема, Газпром не надає українській сто-роні так звані шипер-коди, або інформацію щодо окремих партій газу, що транспорту-ється територією України. Цю інформацію від російського постачальника отримують лише оператори суміжних ГТС у країнах ЄС. В результаті такої практики дочірня компанія Газпрому «Газпром експорт», яка здійснює постачання газу європейським споживачам, виконує частину функцій оператора ГТС, що є порушенням основоположних принципів Третього енергопакета ЄС.

Нафтогаз вимагає приведення поточної ситу-ації у відповідність до чинного законодавства в арбітражному провадженні проти Газпрому щодо контракту на транзит газу (див. розділ Стратегія та реформа: Надійність постачання).

У липні 2016 року Укртрансгаз підписав аналогічну Угоду про взаємодію з компанією SPTGN Transgaz, оператором румунської ГТС. Укртранс газ планує укласти такі угоди також із рештою операторів суміжних ГТС країн-чле-нів ЄС.

Україна зменшує обсяги використання природного газу,

Збільшення капіУкртансгазу,

тальних інвестицій Транспортування газу територією Українидля країн Європи у 2013-2015 роках,млрд куб. м

Збільшення фінансування ремонтівоб’єктів ГТС, млрд грн

86,150,4

0,762,242,6

0,5

2013 2013 20132014 2014 2014

67,1 33,8

1,2

2015 2015 2015

-23,9 -7,8

-0,2

4,9 -8,8 0,7

0,8

1,7

2014 2015

0,9

Опалювальний сезон 2015-2016 років Україна завершила з найбільшим за останні п’ять років обсягом газу у ПСГ – 8,6 млрд куб. м газу

Будівництво нового інтерконектора дозволить постачати в Україну до 8 млрд куб. м газу на рік з польського напрямку

Угоди про взаємодію є єдиною юридичною підставою для операційного співробітництва між операторами суміжних ГТС країн-членів Енергетичного Співтовариства

100 101


КАПІТАЛЬНІ ІНВЕСТИЦІЇНезважаючи на те, що українська ГТС експлу-атується вже понад 40 років, термін її експлуа-тації може скласти ще стільки ж, за умови про-ведення своєчасних капітальних ремонтів.

З метою забезпечення надійності роботи української ГТС, Укртрансгаз щорічно з квітня до вересеня проводить ремонт і технічне обслуговування магістральних газопроводів і об’єктів на них. Завдяки розгалуженості та високій гнучкості системи, ці роботи зазвичай виконуються в поточному режимі без обме-ження обсягів постачання газу споживачам в Україні або ЄС.

Обсяг фінансування ремонтних робіт об'єктів ГТС в 2015 році склав 1,7 млрд грн, що на 66% більше, ніж роком раніше. За виділені кошти було відремонтовано 95 км газогонів, що більше на 3% та 11%, аніж було виконано у 2013 та 2014 роках відповідно.

Вперше за останні 6 років було затверджено фінансовий план Укртрансгазу, що дозволило вже в 2015 році збільшити капітальні інвес-тиції у 2,4 раза – до 1,2 млрд грн (2014 рік: 0,5 млрд грн).

Зараз на підприємстві експлуатується майже 5 тисяч одиниць техніки, середній вік якої становить понад 20 років. Збільшення видатків дозволило придбати 160 одиниць спеціальної техніки, зокрема, 25 екскава-торів англійського виробництва, 11 аварій-них багатофункціональних машин на базі

КРАЗ-Рено, 70 повнопривідних дизельних пікапів Мазда та 54 автобуси для обслугову-вання об’єктів ГТС.

НАДІЙНІСТЬ ГТСДля оцінки надійності ГТС використовують декілька показників, один з яких – питома частота аварій на магістральних газогонах (кількість випадків на одну тисячу кіломе-трів).

За останні 20 років показник частоти аварій для магістральних газопрово-дів України не перевищував позначку в 0,06 випадку/тис. км. Для порівняння: для ро-сійської ГТС, схожої на українську за терміном експлуатації та технологічними рішеннями, значення питомої частоти аварії сягало рівня 0,22 випадку/тис. км.

У 2015 році кількість відмов на магістральних газопроводах України зменшилась на 21% і склала 27 випадків. Причиною переважної більшості відмов у 2015 році стали випадки навмисного пошкодження трубопроводів в прифронтових районах Донецької та Лугансь-кої областей.

Для порівняння: у 2010 році кількість відмов складала 41 випадок, а за останні десять років їх найбільшу кількість було зафіксовано у 2005 році – 72.

Укртрансгаз щорічно проводить масштабні протиаварійні та антитерористичні тренування.

Зокрема, у жовтні 2015 року Укртрансгаз спільно з МВС та ДСНС України за участі міжнародних спостерігачів провів анти-терористичні навчання на високогірній компресорній станції Воловець. За легендою учасники навчань здійснили локалізацію та ліквідацію розгерметизації магістрального газопроводу.

ПІДВИЩЕННЯ ПРОЗОРОСТІУкртрансгаз продовжує активно впроваджу-вати механізми прозорості та розкривати нові дані.

У 2015 році компанія відкрила доступ спо-стерігачам Європейської Комісії до об'єктів ГТС, в тому числі до газовимірювальних станцій для моніторингу транспортування природного газу територією України. Крім надання фізичного доступу моніторингової місії на об'єкти української ГТС, Укртрансгаз почав щоденну передачу даних щодо заявок на транспортування російського газу для європейських споживачів, фактичних обсягів надходження російського газу в Україну і фактичних обсягів транспортування газу для ЄС і України.

Максимальна прозорість забезпечується за рахунок публікації у відкритому доступі на платформі асоціації операторів ГТС Європи Entsog https://transparency.entsog.eu та на офіційному сайті Укртрансгазу щоденної звіт-ності про роботу ГТС України.

Всі заявки європейських країн-імпортерів природного газу публікуються на платфор-мі прозорості Укртрансгазу за адресою: http://utg.ua/live/.

ПІДВИЩЕННЯ ЕФЕКТИВНОСТІ РОБОТИ ГТСНайбільшою статтею витрат Укртрансгазу є газ для виробничо-технологічних потреб (ВТП).

Завдяки посиленню контролю над витратами та заходам з енергозбереження Укртрансгазу вдалося досягти зменшення витрат газу та фінансових витрат на одиницю протранспорто-ваного газу.

Зокрема, підприємство активно використовує мобільні лабораторії з пошуку витоків газу на трубопроводах, вдосконалює системи газо-вимірювання. За розрахунками Укртрансгазу, застосування електроприводних газопере-качувальних агрегатів дозволило компанії в 2015 році заощадити 216 млн грн.

У 2015 році Укртрансгаз зекономив близько 1,5 млрд грн (13%) на закупівлі газу для ВТП порівняно із плановими показниками.

Крім зменшення фінансових витрат, підпри-ємство домоглося також скорочення обсягів газу для ВТП, використаних на одиницю про-транспортованого газу – на 18% до 13,6 куб. м газу на тис. куб. м протранспортованого газу.

54 од. 70 од. 11 од. 25 од.

Оновлення автотранспортної та спецтехніки Збільшення обсягів проведених ремонтних робіт

ВІДРЕМОНТОВАНОГАЗОПРОВОДІВ, км

2015 95,1 2316 274 14,1

85,3 1385 198 8,7

92,1 3802 149 8,9

2014

2013

ЛІКВІДОВАНОДЕФЕКТІВ, од.

ВСТАНОВЛЕНОМУФТ, од.

ЗАМІНІНЕНОТРУБ, км

102 103

За даними Укртрансгазу, 2015 рік

УГОРЩИНА

ПОЛЬЩА

Дроздовичі

Кобрин

Мозир

Суджа

Валуйки

Серебрянка

Писарівка

Прохорівка

Платове

Ужгород

Берегове

Текове

Олексіївка

Орлівка

СЛОВАЧЧИНА

РУМУНІЯ МОЛДОВА

РОСІЯБІЛОРУСЬ

Потужність на вході: 25,5




Потужність на виході 32,5 на вході: 3,3


Потужність на виході 26,8

Потужністьна виході 3,5

Потужність на виході 4,5

Потужність на виході: 13,2 на вході: 5,5





Потужність на виході: 32,5 на вході: 3,3

АТО

УКРАЇНСЬКА ГТСмлрд куб. м

Надходження газув Україну

Транзит Україною

122,8134,4 137,7

118,0 114,2

81,8 83,5

67,162,2

86,184,3104,298,695,8

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

Проектна продуктивністьгазопроводів на виході з ГТС

Прикордонні газовимірювальні станції

Проектна продуктивністьгазопроводів на вході в ГТС

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

0,03

0

0,8

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

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

46,4

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

8,6

11,1

9,5

9,4

10,5

7,4

7,5

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

0

0,1

5,1

1

1,3

0,9

0

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

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

16,6

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

Обсяг транспортуваннягазу на вході в ГТС

Обсяг транспортування газу на виході з ГТС

СохранівкаПотужність

на вході: 46,08,1

3,7

4,4

4,4

5,7

4

3

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015


Україна володіє найпотужнішою мережею підземних сховищ газу (ПСГ) в Європі. За-гальна активна місткість підземних газових сховищ України, розташованих на підкон-трольних територіях, становить понад 30 млрд куб. м (що відповідає чверті обсягів ПСГ країн ЄС).

Укртрансгаз експлуатує 12 ПСГ на материко-вій частині України. При цьому Краснопопів-ське ПСГ об’ємом зберігання 0,4 млрд куб. м знаходиться на тимчасово непідконтрольній території України в Луганській області. Ще одне газове сховище обсягом близько 1 млрд куб. м, оператором якого є Чорноморнафто-газ, розташоване в окупованій АР Крим.

Укртрансгаз надає послуги із зберіган-ня газу в ПСГ як постачальникам, так і споживачам газу. З щодобовою оператив-ною інформацією про роботу газосховищ України можна ознайомитись на платформі прозорості Укртрансгазу (utg.ua/live), яка була запущена у 2015 році.

Аналогічні дані з 2014 року також пу-блікуються на європейській платформі прозорості AGSI+. Інформація оновлюєть-

ся щоденно та доступна за посиланням https:// transparency.gie.eu/.

Завдяки великому загальному обсягу ПСГ, Україна має майже 15 млрд куб. м вільних потужностей, які може запропонувати європейським споживачам. Найбільші сховища розташовані на західному кордоні України на перетині ключових газого-нів, що поєднують ГТС України, Білорусі, Польщі, Словаччини, Угорщини та Румунії. Основні обсяги транзитного газу з Росій-ської Федерації так само проходять цим газотранспортним маршрутом.

Україна запропонувала використати цей потужний газотранспортний вузол, а також розташовані поруч з ним ПСГ, як основу Східноєвропейського газового хабу. Цей проект обговорюється з зацікавленими сторонами, зокрема з оператором поль-ської ГТС в рамках підписаного в 2014 році меморандуму про співпрацю.

Українська система підземного зберіган-ня газу наразі є найбільшою за обсягом і пропонує найнижчі тарифи на послуги зберігання газу в Європі.

ПІДЗЕМНЕЗБЕРІГАННЯ ГАЗУ

106 107


Так, з 1 липня 2015 року з підприємств з газо-розподілу та газопостачання (облгазів) були виділені збутові підприємства.

Відокремлення постачання газу від надання транспортних послуг і вільне ціноутворення на ринку – це дві обов’язкові умови створення конкуренції на ринку постачання газу побуто-вим споживачам.

Нафтогаз сьогодні не є значним учасником ринку розподілу та постачання газу роз-дрібним споживачам. Єдиним профільним підприємством, що входить до групи Нафтогаз на цьому ринку та консолідується у фінансовій звітності групи, є Кіровоградгаз, де Нафтогаз володіє 51% акцій. Частка цього підприємства на ринку розподілу газу складає менше 1%.

На ринку постачання кінцевим споживачам Нафтогаз реалізує газ за прямими договорами лише юридичним особам, а саме:

1. Підприємствам теплокомуненерго (ТКЕ) та теплоенергоцентралям (ТЕЦ):

• для виробництва тепла для населення та релігійних організацій;

• для виробництва тепла для бюджетних та інших організацій.

2. Промисловим підприємствам та ТЕЦ для вироблення електричної енергії

3. Транспортним організаціям для покрит-тя їхніх виробничо-технологічних потреб, обсягів негативного розбалансування та власних потреб.

Крім того, Нафтогаз продає газ на оптовому ринку газопостачальним підприємствам, які реалізують його:

• населенню;

• бюджетним організаціям;

• релігійним організаціям;

• деяким промисловим підприємствам та ТКЕ.

СЕГМЕНТ ПОБУТОВИХ СПОЖИВАЧІВ Роздрібна реалізація газу побутовим спожи-вачам є одним із регульованих сегментів в українському ланцюгу вартості газу. Про-тягом 2015 та 2016 років роздрібна націнка регулюється державою, але з квітня 2017 року вона має буде лібералізована. Ринок

РОЗПОДІЛЬНИЙБІЗНЕСІнституційні зміни, що відбуваються зараз в Україні, є дуже важливими для подальшого функціонування побутового сегмента газового ринку. Вже ухвалений Закон «Про ринок природного газу» передбачає розділення функцій розподілу та продажу газу.

Станом на 31 грудня 2015 року в Україні газифіковано природним газом понад 13 млн квартир та приватних будинків (тут і далі – без врахування даних по АР Крим та м. Севастополь)

роздрібного постачання газу населен-ню має стати привабливим для нових компаній. Нафтогаз розглядає мож-ливість виходу на ринок роздрібного постачання в майбутньому.

Побутові споживачі діляться на різні категорії залежно від способів вико-ристання газу.

Категорія І: комплексне використання (опалення, підігрів води та приготу-вання їжі), 7,5 млн домогосподарств (57% загальної кількості побутових споживачів). На першу категорію при-падає 91% сукупного споживання газу населенням в Україні.

Категорія ІІ: лише підігрів води та приготування їжі, 1,1 млн домогос-подарств (9% загальної кількості побутових споживачів, використову-ють 3% газу). Друга категорія вико-ристовує газ для приготування їжі та нагріву води, але послуги опалення отримує від ТКЕ або з іншиз джерел.

Категорія ІІІ: лише приготування їжі, 4,5 млн домогосподарств (34% загаль-ної кількості побутових споживачів, використовують 6% газу). Ці домо-господарства зазвичай отримують послуги гарячого водопостачання та опалення від ТКЕ, які вони оплачують окремо від газу.

Другим великим споживачем газу в побутовому сегменті ринку є підпри-ємства ТКЕ, які забезпечують насе-лення тепловою енергією (послугами з постачання гарячої води та центра-лізованого опалення). Підприємства ТКЕ забезпечують потреби в опаленні 40% домогосподарств.

Процентне скорочення споживання газу для централізованого опалення у 2014-2015 роках є меншим порівняно з іншими видами побутового спожи-вання.

Це пояснюється подвійним впливом меншого зростання реальної ціни на опалення порівняно з іншими видами споживання газу та низьким рівнем забезпечення засобами вимірювання та контролю тепла.

СКРАПЛЕНИЙ ГАЗ (СПБТ)Негазифіковані та/або не підклю-чені до централізованого опалення домогосподарства, використовують у побуті балони зі скрапленим газом (СПБТ). У 2014 році близько 13% українських домогосподарств вико-ристовували у побуті газові балони.

Крім того, скраплений газ набуває популярності в якості пального для автомобілів. У 2015 році на долю скрапленого газу припадала майже чверть сукупного споживання авто-мобільного пального в Україні.

Найбільшим виробником скрапле-ного газу в Україні є Укргазвидобу-вання, підприємство групи Нафтогаз. У 2015 році воно виробило 172 тис. т скрапленого газу. Загальне спожи-вання скрапленого газу в Україні сягнуло 1,1 млн т.

СТИСНЕНИЙ ГАЗ (СПГ)Укравтогаз, підприємство, що на 100% належить Нафтогазу, здійснює виробництво стисненого природного газу (СПГ) шляхом компримування (стиснення) природного газу та його реалізацію через розгалужену мережу автомобільних газонаповнювальних

компресорних станцій (АГНКС). Кіль-кість АГНКС Укравтогазу налічує 90 одиниць по всій території України за-гальною потужністю 687,5 млн куб. м (в т. ч. 9 станцій знаходяться на територіях, які тимчасово не контро-люються органами державної влади України).

У 2015 році підприємством реалізо-вано в якості пального для автомобі-лів 65,3 млн куб. м СПГ, що на 32,9% менше від фактичних обсягів реаліза-ції за аналогічний період минулого року. Укравтогаз постачає приблизно третину обсягів стисненого природ-ного газу, реалізованого в Україні. Скорочення обсягів реалізації СПГ обумовлене зменшенням ринку його споживання через зростання ринко-вої вартості природного газу, що є сировиною для виробництва СПГ.

Важливою причиною зменшення обсягів реалізації стисненого газу є також високий рівень конкуренції з боку приватних АГНКС та АГЗС з реа-лізації скрапленого газу. Враховуючи здешевлення нафтопродуктів, ціни на СПБТ протягом 2015 року були суттєво нижчими за ціни на СПГ. Укравтогаз планує розширити спектр надання послуг шляхом облаштуван-ня на ряді наявних АГНКС пунктів ре-алізації СПБТ та інших супутніх послуг учасникам дорожнього руху.

Кількість побутових споживачів за категоріями на 31 грудня 2015 року, млн домогосподарств

I категоріяВикористовують

91% газу

ІI категоріяВикористовують

3% газу

ІІI категоріяВикористовують

6% газу

Лічильники встановлено

Лічильники не встановлено

7,460,07

0,253,28

0,87 1,19

7,381,11

4,47

108 109

55%91%

Вінницька

82%93%

Івано-Франківська

80%94%

Тернопільська

72%88%

Хмельницька

68%88%

Чернівецька

86%62%

Дніпропетровська

62%52%

Донецька***

66%79%

Волинська

67%98%

Закарпатська

63%88%

Житомирська

64%87%

Рівненська

88%82%

Львівська

69%79%

Сумська

51%89%

Кіровоградська

87%76%

Полтавська

66%80%

Черкаська

76%54%

Харківська

Оснащено лічильникамидомогосподарств у

даній групі

Всього по Україні

57%

9%

34%

99%

78%

27%

ГАЗИФІКАЦІЯ ТА ОБЛІК ГАЗУСтаном на 01.01.2016

72%Рівень газифікаціїдомогосподарствв Україні

72%Рівень оснащеності газифікованихдомогосподарств газовими лічильникамив Україні

Рівень оснащення газифікованих домогосподарствгазовими лічильниками

Домогосподарства, які використовуютьопалювальний котел (піч), газову плиту таводонагрівач

Домогосподарства, які використовують газову плиту та водонагрівач

Домогосподарства, які використовують лише газову плиту

Рівень газифікації регіону

19,5млн домогосподарств, з них газифікованих

14,0млн домогосподарств, з них на підконтрольній території

13,0млн домогосподарств

Всього в Україні:72%

72%

74%61%

Запорізька

68%19%

Київ

91%91%

Київська

73%

Крим*

71%77%

Луганська**

73%82%

Миколаївська

68%71%

Одеська

59%82%

Херсонська

63%79%

Чернігівська

79%

*Дані станом на 2014 рік**Дані по ПАТ «Луганськгаз» – станом на 1 липня 2014 року

***Дані по ПАТ «Донецькоблгаз» з 1 серпня 2015 року не повні


щини на нові джерела постачання нафти.

В умовах значного падіння світових цін на нафту зростають ризики перерозподілу тра-диційних ринків збуту між основ ними країна-ми-експортерами нафти, що може мати без-посередній вплив на обсяги транспортування нафти транзитом територією України до країн Центральної Європи. Зокрема, в разі зниження світових цін до рівня 20-25 дол./барель існує ймовірність часткового витіснення російської нафти сорту Urals з її традиційних ринків нафтою з країн Близького Сходу, собівартість видобутку якої є помітно нижчою.

Зараз нафтотранспортна система України за-вантажена лише на 15% від можливого рівня.

Протягом 2009-2015 років обсяги транспорту-вання російської нафти українською територі-єю скоротилися на 63% з близько 40 млн т до 15 млн т. Водночас, транзит російської нафти нафтопроводом «Дружба» залишається ос-новним джерелом доходу для Укртранснафти. В 2015 році доходи компанії від цього сегменту склали 83% від загального доходу та принесли прибуток у розмірі 1,7 млрд грн.

Укртранснафта наразі знаходиться в моно-польній залежності від єдиного постачальника

нафти з боку РФ – російської «Транснєфті», яка має право ексклюзивного контрагента.

За результатами 2015 року напрямок тран-спортування нафти всередині України є збитковим (535 млн грн збитків) через низькі тарифи та незначні об'єми транспортування нафти: за останні шість років цей показник впав на 81%, до 1,6 млн т на рік.

Причиною низького попиту на послуги тран-спортування нафти є невизначена ситуація з умовами роботи вітчизняних НПЗ. Лисичан-ський напрямок простоює через непрацю-ючий НПЗ та воєнні дії, фактично не працює напрямок «Одеса-Кременчук», вже тривалий час простоює «Мічурінськ-Кременчук». У зв’яз-ку із відсутністю прокачувань магістральним нафтопроводом «Одеса-Броди» також просто-ює морський нафтовий термінал «Південний». Аби мінімізувати витрати, Укртранснафта була змушена перевести в режим безпечного утримання близько 2 тис. км (41%) українських нафтопроводів.

Наразі стабільно працює лише друга черга нафтопроводу «Мозир-Броди-Держкордон» і функціонує незначна частина філії «Прид-ніпровські магістральні нафтопроводи», яка

УКРТРАНСНАФТА Укртранснафта – єдиний національний опе-ратор, що надає послуги з транспортування нафти трубопроводами на нафтопереробні заводи (НПЗ) України та транзиту нафти до країн Центральної та Східної Європи. Нафто-транспортна система включає 18 нафтопро-водів загальною довжиною 4767 км в одну нитку, 51 нафтоперекачувальну станцію (НПС), 11 резервуарних парків загальною ємністю 1083 тис. куб. м. Роботу підприємства забезпе-чують 4200 працівників. 100% акцій Укртранс-нафти належить Нафтогазу.

До складу Укртранснафти входять три філії: «Приднiпровськi магiстральнi нафтопроводи» (центрально-схiдний регiон України), «Ма-гiстральнi нафтопроводи «Дружба» (пiвнiчно-захiдний регiон України) та «Південні магі-стральні нафтопроводи» (південний регіон України).

У 2015 році Нафтогаз здійснив зміну менедж-менту підприємства. Внаслідок незадовільної роботи попереднього керівництва, яке контро-лювало компанію багато років поспіль, підпри-ємство знаходиться у складному стані. Нафто-газ звернувся до правоохоронних органів із

проханням розслідувати можливі порушення. Новий менеджмент розробив план дій, покли-каний розв’язати низку накопичених питань та зробити можливим розвиток підприємства.

ВИКЛИКИ У РОБОТІ КОМПАНІЇ

Падіння попиту на нафтотранспортні послугиМагістральними нафтопроводами України здійснюється транспортування нафти за двома маршрутами: транзит російської нафти територією України в напрямку Словаччини та Угорщини, а також транспортування нафти віт-чизняного видобутку на Кременчуцький НПЗ.

Найбільшим викликом для Укртранснафти є суттєве падіння попиту на послуги транспор-тування нафти протягом останніх років та неможливість швидко й адекватно реагувати на ці зміни.

Причиною падіння стало переорієнтування експортних потоків російської та казахської нафти на альтернативні маршрути транспорту-вання, скорочення переробки нафти заводами на території Словаччини та Чехії, перехід Угор-

ТРАНСПОРТУВАННЯ НАФТИ

Плещівка

ЧижівкаНовини

Броди

Куровичи

Жулин

Долина

Дрогобич

Борислав

Орів

Карпати

Головашівка

Гнідинці

Глинсько-Розбишевська

КременчукПерещепине Лисичанськ

Новоайдар

Великоцьк

ЛуганськаПролетарська

Широке

Андріївка

СнігурівкаМиколаївська

ПівденнийАвгустівка

Степова

Кам’яногірка

Чикалівка

УМОВНІ ПОЗНАЧЕННЯ

наявні нафтопроводи

перспективні нафтопроводи

нафтопереробні заводи

наявні нафтоперекачувальні заводи

перспективні нафтоперекачувальні заводи

Солочин

Карта нафтопроводів України

112 113


забезпечує постачання нафти з родовищ Укрнафти на Кременчуцький НПЗ.

Зниження рівня завантаження вітчизняних НПЗ відбулося через високу конкуренцію з боку білоруських, російських та прибалтій-ських НПЗ. Нафтопереробні підприємства даних країн в умовах безмитного імпорту нафтопродуктів на територію України знахо-дяться в більш вигідному становищі перед нафтопереробними підприємствами Украї-ни. Основними перевагами іноземних НПЗ є відсутність російського експортного мита при імпорті сировини (для НПЗ Білорусі) та технологічна розвиненість білоруських і при-балтійських НПЗ, яка дозволяє забезпечувати високий відсоток виходу світлих нафтопродук-тів з російської нафти сорту Urals.

Недофінансування капітальних інвестиційБагаторічне недофінансування необхідних ро-біт із забезпечення надійності об’єктів системи магістральних нафтопроводів протягом 2000-2014 років призвело до суттєвого фізичного і морального зношування нафтопроводів та технологічного обладнання. Рівень зношення основних фондів на кінець 2015 року склав 64%.

Внаслідок політики попереднього керівництва Укртранснафти кошти, одержані від діяльності системи магістральних нафтопроводів, вико-ристовувались для фінансування інших видів діяльності, а капітальні інвестиції здійснюва-лись лише у випадках критичної необхідності.

Через недофінансування інвестиційних програм протягом 2000-2014 років потреба в капітальних інвестиціях на 2016-2021 роки складає близько 10 млрд грн. Поточний розмір капітальних вкладень є недостатнім: у 2015 році цей показник склав 233 млн грн.

Залишається відкритим питання повернення технологічної нафти, яка знаходиться на збері-ганні в резервуарних ємкостях ПАТ «Укртатна-фта», ПАТ «НПК-Галичина» та ПАТ «Нафтохімік Прикарпаття».

Протягом минулих років було виведено з експлуатації для ремонту або проведення експертного обстеження резервуари загаль-ною номінальною місткістю 381 тис куб. м (35% від номінальної місткості), внаслідок чого у 2014 році компанія була вимушена розмістити

частину технологічної нафти в резервуарах інших підприємств, що спричинило невиправ-дані витрати Укртранснафти.

Непрозорість та низька операційна ефективністьОдним з найважливіших напрямів діяльності Укртранснафти в 2015 році стало вдоскона-лення операційної діяльності, завдяки чому процедури управління спростились і стали прозорішими.

У 2015 році, вперше за багато років, було проведено незалежний аудит Укртранс нафти міжнародною аудиторською компанією ПрАТ «Делойт енд Туш ЮСК». Вперше оцінка технологічної нафти була відображена за спра-ведливою вартістю, крім того, була здійснена переоцінка вартості основних засобів (остан-ній раз оцінка основних засобів здійснювалась у 2009 році).

П’ЯТЬ СТРАТЕГІЧНИХ ВЕКТОРІВ РОЗВИТКУ 25 листопада 2015 року, за результатами про-ведення відкритого конкурсу, новим керівни-ком Укртранснафти було призначено Миколу Гавриленка.

Відповідно до поточних викликів в роботі підприємства, нове керівництво працює над досягненням низки короткострокових та дов-гострокових цілей:

• Нарощування обсягів транзиту нафти до ЄС

Нарощування обсягів транзиту нафти до ЄС є одним із ключових стратегічних напрямів ро-боти Укртранснафти. Наразі компанія вивчає можливість створення нових транспортних маршрутів для залучення додаткових обся-гів транзиту нафти, серед яких і добудова трубопроводу «Одеса-Броди» до Адамово (Польща), який дозволяє інтегрувати україн-ський трубопровід з нафтопровідною систе-мою Польщі і почати постачання каспійської нафти до країн Східної Європи.

Розглядається можливість створення нового маршруту транзиту нафти для потреб Сло-ваччини, Чехії та Угорщини через систему «Одеса-Броди-Дружба», яка є технологічно з’єднаною і готовою до подібних транспорту-

вань. Потенційний ефект від збільшен-ня обсягів транзиту нафти до ЄС може становити понад 6 млрд грн на рік.

• Зниження збитковості сегмента транспортування нафти

Зупинка українських НПЗ безпосеред-ньо впливає на діяльність компанії. На сьогодні з шести НПЗ України працює лише Кременчуцький НПЗ, який пере-робляє до 2 млн т на рік нафти вітчизня-ного видобутку. Укртранснафта планує сприяти збільшенню обсягів транспор-тування нафти до вітчизняних НПЗ.

Послуги з транспортування нафти споживачам України надаються відпо-відно до діючих тарифів, затверджених НКРЕКП. Наразі тарифи не покривають витрат на транспортування нафти та експлуатацію системи. В планах компа-нії розробити та сприяти затвердженню нової методики розрахунку тарифів транспортування нафти. Потенційний ефект від зниження збитковості сегмен-та транспортування нафти становитиме мінімум 405 млн грн на рік.

• Диверсифікація бізнесу з метою підвищення прибутковості та ефек‑тивності власної діяльності

Основними напрямами зусиль Укртранс нафти щодо диверсифікації бізнесу буде оптимізація наявного портфеля непрофільного бізнесу,

участь у проекті створення системи мі-німальних запасів нафти і нафтопродук-тів (Директива №2009/119/ЄС), а також розвиток МНТ «Південний»: перевалка світлих та темних нафтопродуктів та перевалка нафти на авто– та залізнич-ний транспорт. Потенційний ефект від диверсифікації бізнесу оцінюється у понад 0,9 млрд грн на рік.

• Досягнення операційної доскона‑лості

Планом дій Укртранснафти передбаче-но запровадити сучасні системи обліку нафти та раннього виявлення випад-ків втручання в роботу магістральних нафтопроводів, вдосконалити ефектив-ність та енергоефективність ремонтів, підвищити прозорість бізнес-процесів (впровадити єдину корпоративну ERP систему, оптимізувати організаційну структуру та вдосконалити процеси закупівель), розробити та впровадити сучасну концепцію відбору, розвитку та мотивації персоналу. Потенційний ефект оцінюється на рівні 225 млн грн на рік.

• Впровадження нових стандартів прозорості

Протягом 2016–2021 років Укртранс-нафта плпнує розпочати публікацію річної фінансової звітності за МСФЗ, запровадити функцію GR (Government

Relations) та PR (Public Relations), що дозволить відстоювати необхідні зміни до законодавства та підвищити рівень довіри населення до компанії, вдоско-налить систему внутрішнього контролю та управління ризиками. Потенційний ефект – підвищення рівня довіри до компанії та запобігання шахрайству.

Очікується, що загальний потенційний ефект від реалізації програми у 2021 році дозволить збільшити обсяг транзи-ту нафти до 35 млн т, обсяг транспорту-вання на вітчизняні НПЗ – до 7 млн т та обсяг перевалки – до 3 млн т.

Фінансові результатиСеред найбільших досягнень компанії у 2015 році варто відзначити переведен-ня основних грошових надходжень та розрахунків до державних банківських установ, підвищення тарифів на послу-ги з транспортування нафти магістраль-ними нафто проводами для локальних споживачів та ухвалення рішення про спрямування на виплату дивідендів за 2014 рік 1,2 млрд грн (75% чистого прибутку Укртранснафти за результата-ми фінансово-господарської діяльності у 2015 році). Зазначена сума дивідендів перевищує всі оплачені компанією суми дивідендів у цілому, починаючи з моменту створення Укртранснафти у 2001 році.

29,825,2

17,2 17,6 16,9 16,8

3,5 3,3 3,3 3,1 2,7 2,5

8,7 7,53,7 2,5 1,5 1,6

2010 2011 2012 2013 2014 2015* 2015 рік – тільки бензини та дизельне паливо

Джерела: Нафтогаз, Міністерство енергетики та вугільної промисловості України, Держстат

Видобування нафти та газового конденсату

Транспортування нафти (включаючи транзит)

Виробництво нафтопродуктів*

Видобування та транспортування нафти, виробництво проктів в Україні, млн т

114 115


Родовища ПАТ «Укрнафта»нафтовінафтовогазоконденсатнігазоконденсатні

УКРГАЗВИДОБУВАННЯ

Укргазвидобування є найбільшою газовидобувною компанією в Україні, а також другим підприємством за обсягом виробництва нафти та конденсату: частка компанії у загальному видобутку газу складає 73%, нафти та конденсату – 21%.

Cтаном на початок 2016 року експлуатацій-ний фонд товариства складався з 2 482 га-зових та газоконденсатних свердловини, 196 нафтових свердловин. Парк бурових установок налічує 81 одиницю, в тому числі дві бурові в зоні АТО.

В розробці знаходилося 140 родовищ вуглеводнів, які розташовані у Харківській, Полтавській, Сумській, Донецькій, Дніпро-петровський, Луганській, Львівській, Івано- Франківській, Волинській, Чернівецькій та Закарпатській областях. Ступінь виснажен-ня початкових видобувних запасів газу на початок 2016 року по родовищах товари-ства склав 73%. Детальніше щодо виробни-цтва газу див. в розділі Видобування газу.

Основним переробним підприємством в структурі Укргазвидобування є Шебе-

линське відділення переробки газового конденсату та нафти. Крім того, компанія володіє наступними переробними потуж-ностями: Юліївська установка комплексної підготовки газу та Тимофіївська установка поглибленого вилучення вуглеводнів, які виробляють скраплений газ; технологічний цех стабілізації конденсату Базилівщина, який виробляє скраплений газ та стабіль-ний газовий конденсат; Яблунівське відді-лення з переробки газу, яке виробляє скра-плений газ, стабільний газовий конденсат та сухий відбензинений газ; Орховицька установка, яка виробляє бітуми.

Укргазвидобування є найбільшим вироб-ником скрапленого газу (суміші про-пан-бутанової технічної, СПБТ) в Україні. У 2015 році компанія виробила 172 тис. т скрапленого газу, що на 8% менше показ-ника 2014 року.

Товариством також вироблено 177 тис. т автомобільного бензину (на 13,6% менше показників 2014 року), 108 тис. т дизель-ного палива (на 8,5% менше показників 2014 року). Зменшення обсягів вироб-ництва пов’язано із зменшенням обсягів власного видобутку сировини. Реалізація

ВИДОБУВАННЯ НАФТИ

Підприємство%, що

належить Нафтогазу

Сира нафта та газоконденсат

Нафтопродукти1 Скраплений газ

обсяг %2 обсяг

% від

виробни-

цтва

% від

викори-

стання

обсяг

% від

виробни-

цтва

% від

викори-

стання

Укргазвидобування 100% 512 21% 286 18% 4% 173 44% 16%

Укрнафта50%+1

акція1671 68% - - - 154 39% 14%

Укртатнафта 3 43% - - 1300 82% 18% 55 14% 5%

Разом 2182 89% 1586 100% 22% 382 97% 35%

Примітки1. Бензини автомобільні та дизельне паливо

2. % від загального видобутку, виробництва, використання в Україні3. Не консолідується у фінансовій звітності групи Нафтогаз за 2015 рік

Видобуток сирої нафти та газоконденсату, виробництво нафтопродуктів та скрапле-ного газу підприємствами, в яких Нафтогаз є власником або співвласником, у 2015 році, тис. т.

116 117


Укргазвидобування задовільняє близько 5% попиту на нафтопродук-ти, а також близько 17% попиту на скраплений газ в Україні. Компанія має власну мережу АЗС в Харківській області, яка налічує 18 станцій. У 2015 році в цій мережі Укргазвидобування реалізувало приблизно 5% обсягу вироблених нафтопродуктів. Решту нафтопродуктів у 2015 році компанія реалізувала на аукціонах (публічних торгах) чи за прямими договорами. З червня 2015 року до 31 березня 2016 року нафтопродукти, виробле-ні Укргазвидобуванням, підлягають реалізації через роздрібну мережу автозаправних станцій Укргазвидобу-вання, на аукціонах (публічних торгах) чи тендерах (виключно для потреб Мі-ноборони, МВС, СБУ, Служби зовніш-ньої розвідки та інших центральних органів виконавчої влади, які здійсню-ють керівництво військовими форму-ваннями), або за рішенням Кабінету Міністрів України.

УКРНАФТА Нафтогаз є мажоритарним акціо-нером Укр нафти та володіє 50% + 1 акцією статутного капіталу товари-ства. 22 липня 2015 року на загальних зборах акціонерів головою правління Укрнафти було обрано громадяни-на Великобританії Марка Роллінса.

За відповідне рішення проголосувало 99,97% присутніх на зборах акціоне-рів.

Марк Роллінс приступив до виконан-ня своїх обов’язків наприкінці верес-ня 2015 року.

РЕЗУЛЬТАТИ 2015 РОКУ

Зміна менеджментуОднією з важливих подій 2015 року була зміна керівництва компанії. 26 листопада наглядова рада звільни-ла від виконання обов'язків усіх членів правління. На наступному засіданні наглядової ради (8 грудня) було за-тверджено нову структуру правління, а також умови трудових договорів з новими членами правління. Зараз посади членів правління обіймають кваліфіковані фахівці з міжнародним досвідом.

Виплата дивідендівУ 2015 році компанія в повному обсязі виконала зобов'язання з ви-плати дивідендів за 2011-2014 роки перед мажоритарним акціонером. До державного бюджету сплачено 2,41 млрд грн.

Також, незважаючи на важку еконо-мічну ситуацію, різке падіння світових цін на наф ту, в 2015 році Укрнафта увійшла в першу десятку найбільших платників податків України, заплатив-ши понад 5,3 млрд грн податкових платежів.

ВидобуванняУкрнафта є однією з найбільших нафто-газовидобувних компаній країни: частка компанії у загальному видобутку нафти та конденсату становить 67,9%, при-родного газу – 7,6%. Станом на кінець 2015 року Укрнафта експлуатувала 1 941 нафтову та 177 газових свердло-вин. Парк бурових установок налічував 58 одиниць. Товариство здійснювало експлуатацію родовищ, які розташовані у Полтавській, Чернігівській, Сумській,

Харківській, Дніпропетровській, Львів-ській, Івано-Франківській та Черні-вецькій областях. Ступінь виснаження початкових видобувних запасів нафти на початок 2016 року сягнув приблизно 84%, початкових видобувних запа-сів газу – 71%. У 2015 році видобуток Укрнаф тою нафти з конденсатом змен-шився на 11,5% порівняно з 2014 роком та становив 1671 тис. т, природного газу – 1503 млн куб. м, що на 13,5% мен-ше, ніж у 2014 році. Спад виробництва обумовлений природним виснаженням родовищ і відсутністю інвестицій у мо-дернізацію виробничих потужностей.

ПереробкаЗгідно з вимогами законодавства, Укр-нафта реалізує видобуту нафту та кон-денсат на аукціонах. Єдиним нафтопе-реробним заводом, що зараз працює в Україні, є Кременчуцький НПЗ, який входить до групи Укртатнафта (43% ак-цій в групі належить Нафтогазу). Укрнафта переробляє наф товий газ на трьох власних газопереробних заво-дах: Качанівському, Гнідинцівсь кому та Долинському. Всього у 2015 році було вироблено 154 тис. т скрапле-

ного газу, що на 5,3% менше, ніж за попередній рік.

РеалізаціяУкрнафта володіє однією з найбільших мереж автозаправних станцій в Україні: підприємству належать понад 500 АЗС у більшості регіонів країни. Частка продажу бензину та дизельного палива через мережу АЗС Укрнафти у 2015 році становила 17,3%, скрапленого газу – 9,6% від загального обсягу роздрібної реалізації цих видів палива в Україні. Укрнафта реалізує скраплений газ влас-ного виробництва. Бензин та дизельне паливо підприємство закуповує в інших постачальників.

ПЛАНИ НА 2016 РІКУ 2015 році компанії не вдалося пога-сити податкову заборгованість перед державним бюджетом і борг перед міноритарними акціонерами Укрнафти. Разом з тим, під час зміни керівництва відбулося суттєве збільшення дебітор-ської заборгованості та передплат, ви-даних за нафтопродукти, на суму більш ніж 9 млрд грн. Висновок незалежного аудитора щодо консолідованої фінансо-

вої звітності за 2015 рік містить заува-ження стосовно визнання та оцінки цієї суми станом на 31 грудня 2015 року.

Невирішеним залишається також питання спірних 10,1 млрд куб. м газу між Нафтогазом та Укрнафтою. Газ, про який йдеться, було видобуто Укрнафтою у 2006-2011 роках та за рішенням уряду спрямовано на споживання населен-ням. Згідно з законодавством, чинним на той час, Укрнафта мала продавати весь товарний газ власного видобутку Нафтогазу за ціною, встановленою дер-жавним регулятором НКРЕ, для подаль-шої реалізації цього газу населенню. Починаючи з 2005 року менеджмент Укрнафти ухилявся від оформлення договорів купівлі-продажу з Нафтогазом, мотивуючи свою відмову низьким рів-нем цін, встановлених НКРЕ. Нафтогаз неодноразово висловлював готовність оформити обсяги газу Укрнафти, пере-дані для споживання населенням, за цінами, встановленими державним ре-гулятором у відповідні періоди. За цими цінами вартість зазначених обсягів газу складає 3,75 млрд грн, що відображено в окремій фінансовій звітності Нафтогазу.

Для розв'язання ситуації, що склала-ся, в 2016 році керівництво Укрнафти звернулося до наглядової ради з про-позицією ініціювати процес досудової санації. Цей крок дозволить компанії реструктуризувати накопичену історич-ну заборгованість, яку компанія визнає і планує виплатити в повному обсязі. План санації передбачає узгодження графіку погашення податкового боргу та погашення заборгованості перед ін-шими кредиторами. Санація дозволить зупинити нарахування штрафів, пені та відсотків на цю історичну заборгова-ність на період виконання плану пога-шення боргів. Наглядова рада доручила голові правління Укрнафти Марку Рол-лінсу провести переговори з найбіль-шим кредитором компанії – Державною фіскальною службою України – та отри-мати позицію податківців щодо можли-востей погашення податкового боргу товариства, зокрема реструктуризації боргу в рамках процедури санації.

Виробничі показники

Одиниці виміру 2015 2014 Різниця,

%

Видобуток нафти з конденсатом (основна і спільна діяльність)

тис. т 1,671 1,888 -11,5%

Видобуток газу (основна і спільна діяльність)

млн куб. м 1,503 1,737 -13,5%

Виробництво скрапленого газу

тис. т 154 163 -5,5%

Реалізація мотор-ного палива

тис. т 594 677 -12,3%

118 119

ВИДОБУВАННЯНАФТИ І ГАЗУ ЗА КОРДОНОМ

ПРОЕКТ ALAM EL SHAWISH WESTERN DESERT Проект реалізується з 2007 року в рамках концесійної угоди на проведення нафто-вої розвідки та експлуатації між Нафто-газом, Арабською Республікою Єгипет і Єгипетською Генеральною Нафтовою Корпорацією (ЄГНК). З 2012 року проект здійснює спільне підприємство Petrosannan Company, утворене Нафтогазом і ЄГНК з рівними частками в статутному капіталі.

26 листопада 2015 року підписано Договір про продаж газу між Нафтогазом та ЄГНК, що дозволило компанії отримувати кошти за газ, постачання якого розпочалось у вересні 2014 року.

Протягом 2015 року завершено спору-дження 6 свердловин. Пройдено бурінням 19 384 погонні метри, що на 5% переви-щує показник 2014 року. Середньодобова швидкість проходки свердловин склала 54,3 метра.

Виробництво товарної нафти з конденса-том склало 2,330 млн барелів (318 тис. т), що на 20,7% більше, ніж у 2014 році.

Виробництво комерційного газу склало 192 млн куб. м, що на 378% більше, ніж у 2014 році.

За весь період проекту станом на 1 січня 2016 року пробурено 49 свердловин, з них 37 виявились продуктивними. Видобуто 7,686 млн барелів нафти (1,046 млн т) та 243 млн куб. м газу.

У 2015 році розпочато спорудження міжпромислового трубопроводу від родо-вища HG до родовища Е6 довжиною 18 км (станом на червень 2016 року знаходиться на стадії випробувань). З метою оптимізації витрат на виробниче обладнання розпо-чато підготовчі роботи зі спорудження ще двох міжпромислових трубопроводів, які дозволять задіяти установку підготовки нафти HG для обслуговування одразу чоти-рьох родовищ.

Станом на 1 січня 2015 року компанією Ryder Scott проведено незалежну оцінку запасів/ресурсів вуглеводнів філії Нафтогазу в Єгипті. Загальні видобувні запаси (підтвер-джені та вірогідні – 2Р) становили 1132 тис. т (8,2 млн барелів) нафти та 599,6 млн куб. м газу.

У 2015 році Нафтогаз продовжив розвивати свої закордонні інвестиційні проекти, а саме проект Alam El Shawish Western Desert в західній пустелі, та інвестиційні проекти в межах блоків South Wadi El‑Mathareeth та Wadi El‑Mathareeth у східній пустелі Єгипту.

ІНВЕСТИЦІЙНІ ПРОЕКТИ SOUTH WADI EL MAHAREETH ТА WADI EL MAHAREETHІнвестиційні проекти реалізуються в рамках підписаних 07.02.2012. Конце-сійних угод на проведення пошуку та подальшої розробки родовищ вугле-воднів між Арабською Республікою Єгипет (далі АРЄ), GANOUB EL-WADI HOLDING PETROLEUM COMPANY та дочірнім підприємством «Закордон-нафтогаз» Національної акціонерної компанії «Нафтогаз України» по блоках Wadi El Mahareeth та South Wadi El Mahareeth, розташованих у Східній пустелі АРЄ.

Нині інвестиційний проект знаходиться на першому етапі геологорозвідуваль-них робіт, основною метою яких є по-шук та розвідка родовищ вуглеводнів.

ПРОТЯГОМ 2015 РОКУ ВІДПОВІДНО ДО УМОВ КОНЦЕСІЙНИХ УГОД ВИКОНАНО:

– геодезичну розбивку сейсморозвідувальних ліній

– реєстрацію 62 2D сейсморозвідувальних ліній (3 450 км ліній

сейсмоприймачів, 2 988 км ліній пунктів ініціації,

48 714 пунктів ініціації)

– вивчення зони малих швидкостей методом перших вступів

– обробку наявних 2D сейсмічних досліджень за попередні

роки (1 306 пог. км)

– інтерпретацію наявних геолого-геофізичних матеріалів

(власними силами)

– роботи з вивчення зони малих швидкостей методом Up-

holes

245Disouq (500 square kilometres)RWE Dea (OP, 50 percent)EGPC (50 percent)Awarded: May 2011Expires: May 2031

248 Shushan (153 kilometres squared)Apache Oil Egypt (OP, 67 percent)Sinopec (33 percent)Awarded: May 2005Expired/Renewal: May 2014

249West Kanayis (1,524 square kilometres)Apache Oil Egypt (OP, 67 percent)Sinopec (33 percent)Awarded: May 2005Expired/Renewal: May 2014

250 North Tarek (311 square kilometres)Apache Oil Egypt (OP, 67 percent)Sinopec (33 percent)Awarded: May 2005Expired/Renewal: May 2014

252East Kanayes (72 square kilometres) IEOC (OP, 50 percent)EGPC (50 percent)Awarded: March 2012Expired/Renewal: March 2032

253El Fayum (1920 square kilometres)(El Fayum West)Merlon Petroleum El Fayum Company (OP, 100 percent)Awarded: July 2004Expires: July 2016

254West Wadi El Rayan 1, 2 and 3 (4,200 square kilometres) Petro Fayoum Company (OP, 100 percent)Awarded: October 2009Expires: January 2033

255Komombo (50 square kilometres) Dana Gas Egypt (OP, 25 percent)EGPC (50 percent)Sea Dragon Energy (25 percent)Awarded: December 2007Expires: December 2027

259 West Kalabsha (298 square kilometres) (A, B and C)Khalda Petroleum (OP, 100 percent)Awarded: November 2008Expires: November 2028

261Siwa (6,320 square kilometres) Apache Oil Egypt (OP 33.5 percent)Tharwa Petroleum (50 percent)Sinopec (16.5 percent)Awarded: June 2004Expired/Renewal: June 2012

264Theqah (1,760 square kilometres)(North & North West)IEOC (OP, 50 percent)Tharwa Petroleum (50 percent)Awarded: July 2004Expired/Renewal: July 2012

265 Burullus O�shore (400 square kilometres) BP Egypt (OP, 100 percent)Awarded: June 2005Expired/Renewal: June 2014

266West Burullus O�shore (800 square kilometres)Gaz de France Exploration Egypt –GDF Suez (OP, 50 percent)Dana Petroleum (50 percent)Awarded: September 2005Expired/Renewal: September 2013

267El Burg O�shore (1,000 square kilometres) (O�shore 1 and O�shore 2)BG Egypt (OP, 70 percent)Petronas Carigali Overseas (30 percent)Awarded: July 2005Expired/Renewal: July 2013

268North El Burg O�shore (617 square kilometres) BP Egypt (OP, 50 percent)IEOC (50 percent)Awarded: June 2005Expired/Renewal: June 2012

269West El Manzala (527 square kilometres) Dana Gas Egypt (OP, 100 percent)Awarded: June 2005Expired/Renewal: June 2012

270West El Qantara (421 square kilometres) Dana Gas Egypt (OP, 100 percent)Awarded: June 2005Expired/Renewal: June 2012

277 North Tineh O�shore (2,400 square kilometres) BP Egypt (OP, 100 percent)Awarded: November 2009Expired/Renewal: November 2012

278 South East El Mansoura (2,175 square kilometres) Melrose Petroleum (OP, 100 percent)Awarded: June 2005Expired/Renewal: June 2014

280North El Diyur (12 square kilometres)Diyur Petroleum (OP, 100 percent)Awarded: February 2006Expires: February 2026

281East Obaiyed (244 square kilometres) IEOC (OP, 100 percent)Awarded: February 2005Expired/Renewal: February 2014

282 West Sitra (17 square kilometres) Sitra Petroleum Company (OP, 100 percent)Shell Egypt (0 percent*)Awarded: November 2012Expires: November 2032

283 Alam El Shawish West (296 square kilometres)Alam Al Shawish Petroleum Company (OP, 100 percent)Awarded: February 2009Expires: February 2029

284Alam El Shawish East (165 square kilometres)Naftogaz Ukrainy (OP, 100 percent)Awarded: December 2006Expired/Renewal: December 2013

285Abu Sannan (1,130 square kilometres)Kuwait Energy (OP, 50 percent)Dover Investments (28 percent)Beach Petroleum (22 percent)Awarded: June 2006Expired/Renewal: June 2012

286Alamein – Yidma (582 square kilometres)El Hamra Oil Company (OP, 100 percent)Awarded: November 1963Expires: August 2030

287Alamein – Yidma (582 square kilometres)Apache (OP, 100 percent)Awarded: 2013

289North El Amyria (1,000 square kilometres)RWE Dea (OP, 100 percent)Awarded: July 2006Expires: July 2015

290South Siwa (25,000 square kilometres)Al Thani Corp Ltd (OP, 100 percent)Awarded: January 2007Expired/Renewal: December 2013

291West Komombo (23,640 square kilometres) Energean Egypt (OP, 70 percent)Karl Thomson Energy (20 percent)Groundstar Resources (10 percent)Awarded: September 17 2006Expired/Renewal: September 17,2014

299South Alamein (1,423 square kilometres) (A and C)TransGlobe Egypt – Cepsa (OP, 100 percent)Awarded: April 2007Expired/Renewal: April 2014

300 East Badr El Din (82.5 square kilometres) Apache Oil Egypt (OP, 67 percent)Sinopec (33 percent)Awarded: April 2006Expired/Renewal: April 2014

301East Ghazalat (366 square kilometres)Vegas Oil & Gas (OP, 50 percent)Transglobe Egypt (50 percent)North Petroleum (0 percent*)Awarded: June 2007Expired/Renewal: October 2014

302West Obayed (910 square kilometres)Vegas Oil & Gas (OP, 70 percent)Hellenic Petroleum (30 percent)Awarded: June 2007Expired/Renewal: June 2014

303East Lagia (2,989 square kilometres)Vegas Oil & Gas (OP, 100 percent)Awarded: November 2012Expires: November 2015

304Block 12 El Qa’a Plain (1,824 square kilometres) (Block 1 and 2)Dana Petroleum (OP, 27.5 percent)Petroceltic International (37.5 percent)Beach Energy (25 percent)Awarded: November 2012Expires: November 2016

311North El Maghara (2,334 square kilometres)National Petroleum Company (OP, 100 percent)Awarded: July 2007Expired/Renewal: July 2013

318Hallif (17.9 square kilometres)HBS International Egypt (OP, 100 percent)Awarded: April 2007Expired/Renewal: April 2013

319East Abu Sennan (640 square kilometres)Tharwa Petroleum (OP, 100 percent)Awarded: April 2007Expired/Renewal: April 2013

322Abu Qir (West, North Abu Qir) (300 square kilometres)Abu Qir Petroleum Company (OP, 100 percent)Edison International (0 percent*)Awarded: February 1974Expires: January 15 2029

326El Ghazaliyat – Block 11 (7,137 square kilometres)RAK Gas (OP, 20 percent)Arabiyya Lel Istithmaraat (80 percent)Awarded: June 2009Expires: December 2015

327North Gamasa O�shore Block (281 square kilometres) (Block 1a and 1b)BG Egypt (OP, 100 percent)Awarded: April 2009Expired/Renewal: April 2012

329North Damietta O�shore (1,604 square kilometres) (a and b)BP Egypt (OP, 33.33 percent)Shell Egypt (33.33 percent)Petronas Carigali Overseas (33.33 percent)Awarded: February 2010Expired/Renewal: February 2013

330South Idko Onshore (1,575 square kilometres)Petroceltic International (OP, 75 percent)Edison International (25 percent)Awarded: January 2014Expires: January 2017

331South Desouq Onshore (1,275 square kilometres) Sea Dragon Energy (OP, 100 percent)Awarded: April 2013

332North El Arish O�shore – Block 6(2,980 square kilometres) Dana Gas Egypt (OP, 100 percent)Awarded: April 2013Expires: April 2017

333North El Arish O�shore (2,980 square kilometres)Edison International (OP, 100 percent)Awarded: April 2013Expires: April 2017

334 Shorouk O�shore (3,765 square kilometres) IEOC (OP, 100 percent)Awarded: April 2013

335North Tennin O�shore (5,195 square kilometres) (a and b)BP Egypt (OP, 100 percent)Awarded: April 2013

336 North El Max O�shore (4,680 square kilometres) (a and b)BP Egypt (OP, 100 percent)Awarded: April 2013

338West Dakhla 1 (15,368 square kilometres) Dana Petroleum (OP, 100 percent)Awarded: December 2013Expires: December 2017

339 West Dakhla 2 (15,322 square kilometres)Dana Petroleum (OP, 100 percent) Awarded: December 2013Expires: December 2017

340Northwest Gindi (1,955 square kilometres)Edison International (OP, 100 percent)Awarded: September 2014

341Northwest Sitra (1,946 square kilometres)Transglobe (OP, 100 percent)Awarded: September 2013Expires: September 2020

342Southwest Meleiha (2,058 square kilometres)Eni (OP, 100 percent)Awarded: September 2014

343Southwest Alamein (2,888 square kilometres)HBS International (OP, 100 percent)Awarded: November 2014

344North Ghazalat (25 square kilometres)HBS International Egypt (OP, 100 percent)Awarded: July 2011Expires: July 2036

345North El Salhiya Onshore (1,527 square kilometres)Dana Gas Egypt (OP, 100 percent)Awarded: September 2014Expires: September 2021

346North El Mahala Onshore (1,028 kilometres)Total E&P Egypte (OP, 100 percent)Awarded: September 2014

347El Matariya Onshore (1,028 square kilometres)BP (OP, 50 percent)Dana Gas Egypt (50 percent)Awarded: September 2014Expires: September 2021

348North Port Fouad O�shore (3,397 square kilometres)Edison International (OP, 50 percent)Petroceltic (50 percent)Awarded: September 2014

349Karawan O�shore (4,565 square kilometres)Eni (OP, 50 percent)BP (50 percent)Awarded: January 2015

350North Leil O�shore (5,105 square kilometres)Eni (OP, 100 percent)Awarded: January 2015

*Participating in a joint venture thatforms the operating company.Source: EGPC, Egypt Oil & Gas

Александрія

Luxor

Aswan

339

290

341

342

261195

195

195

132

213

250

249

212

252 106

286

287225

225

299

146

4551

204

140

195

207

281

195

195101/137

259

259

217

133

344

34454/88/123

54/88/123

344

41/208

214 220

217282

52/89/123

206

216300

343

318

230

283

28/29/112/139

104285

319241

231

218

340

181

253

332

333

348

334

349

350

335

202

201

228240

322

289

172

228

330

245

0

149

235

278

331

346

234

311345270

269194347327

244

265

167/191

266

268

267

166

162

264

329198

8/75/127

336

304

303

104

215

215

291

255

326

254

253

280

205205

205

206

101/137219

206

301

220

248

182

338

1

131

302

138248

199

168

264277

239

7

8

9

10

Kilometres

0 1005025

Mediterranean Sea

Каїр

EGYPT

Єгипет

LIBYALIBYA

SUDANSUDAN

SAUDI ARABIASAUDI ARABIA

JORDANJORDAN

SYRIASYRIALEBANONLEBANON

Dakhla Oasis

Kharga Oasis

See reverse side for details.

AB

C

123456789

10

132 6825719428619111,68010,90015,74514,270

West Gabal El Zeit (reverse)Southeast Ras El Ush (reverse)Northeast Geisum (reverse)North Magawish (reverse)Northwest Shadwan (reverse)Northwest Sea Bird (reverse) North Al BarakaSouth Al Baraka (a, b and c)Southeast QenaKharit

Name mk.oN 2

GANOUB EL WADI HOLDING PETROLEUM COMPANY 2014 BIDDING ROUND

Name mk.oN 2

GENERAL PETROLEUM COMPANY 2015 BIDDING ROUND

ABC

36 rduS7 amrataM

52lsA

Maritime borderNational borderDisputed borderNational capital City

Exploration leaseDevelopment leaseRestricted areaBidding area

304

3

f

AB

C

A

3

© 2015 The Oil & Gas Year Ltd., The Oil & Gas Year Egypt 2015. All rights reserved.

EGYPT 2015 CONCESSIONS AND LICENCESCONCESSIONS/LICENCES

0Abu Madi (197 square kilometres)Petrobel Belayim Petroleum Company (OP, 100 percent)Awarded: July 1977Expired/Renewal: December 2013

1El Gelf El Kebeir ConcessionGanoub El Wadi Holding PetroleumCompany

8/75/127El Qaraa (186 square kilometres)Nile Delta Oil Company (OP, 100 percent)International Egyptian Oil Company(IEOC) (0 percent*)Awarded: January 1991Expires: January 2021

28/29/112/139Merged Khalda Operating LeasesKhalda Petroleum Company (OP, 100 percent)

41Meleiha (654 square kilometres)[East A, East B]Agiba Petroleum Company (OP, 100 percent)Awarded: August 1986Expires: August 2016

45West RazzakAgiba Petroleum Company (OP, 100 percent)Awarded: December 1989Expires: December 2019

51East Alamein (100 square kilometres)Alamein Petroleum Company (OP, 100 percent)Awarded: February 1984Expired/Renewal: February 2014

52/89/123 Sitra (322 square kilometres) Sitra Petroleum Company (OP, 100 percent)Shell Egypt (0 percent*)Awarded: December 1985Expires: December 2015

54/88/123Badr El Din (107 square kilometres) Badr El-Din Petroleum (OP, 100 percent)Awarded: January 1983Expires: January 2013, September2017

101/137West Qarun (46.2 square kilometres)Oasis Petroleum Company (OP, 100 percent)Sahara Petroleum (0 percent*)Awarded: July 1993Expired/Renewal: July 2013

106 South Razzak (355 square kilometres)Khalda Petroleum (OP, 100 percent)Awarded: July 1975Expires: December 2024

131Obaiyed West (555 square kilometres)Obaiyed Petroleum Company (OP, 100 percent)Awarded: November 1994Expired/Renewal: January 2015

132Matruh (900 square kilometres)Khalda Petroleum (OP, 100 percent)Awarded: November 1994Expires: December 2022

133Ras Qattara (331 square kilometres) Ras Qattara Petroleum Company (OP, 100 percent)IEOC (0 percent*)Awarded: January 1993Expired/Renewal: June 2027

138 Umbaraka (420 square kilometres)Khalda Petroleum (OP, 100 percent)Awarded: December 1963Expired/Renewal: December 2013

140Ras Kanayis (208 square kilometres)(A and B)Khalda Oil Company (OP, 100 percent)Awarded: December 1992Expired/Renewal: December 2012

146Burg El Arab (80 square kilometres)(North and South)Burg El Arab Petroleum (OP, 100 percent)Awarded: December 1996Expires: December 2016

149East Delta (North and South)(79.8 square kilometres)Petrodelta Company (OP, 100 percent)Awarded: October 1994Expires: June 2026

162Port Said North (950 square kilometres)PetroSaid Petroleum Company (OP, 100 Percent)IEOC (0 percent*)Awarded: February 1994Expires: February 2014

166O¢shore North Sinai (371 square kilometres)North Sinai Petroleum Company (OP, 100 percent)Awarded: April 1998Expires: April 2018

167Baltim East (267 square kilometres)(Baltim North, North East 1 and 2, South)Mediterranean Gas Company (OP, 100 percent)Awarded: January 1996Expires: January 2016

168 El Temsah (175 square kilometres) PetroTemsah Petroleum Company(OP, 100 percent)IEOC (0 percent*)Awarded: March 1996Expires: March 2026

172North Alexandria (274 square kilometres) BP Egypt (OP, 30 percent)Egyptian General Petroleum Corporation (EGPC) (50 percent)RWE Dea (20 percent)Awarded: April 2003Expires: April 2023

181Qarun (80 square kilometres) Apache (OP, 100 percent)Awarded: August 1995Expires: August 2015

182West Abu El Gharadig (50.8 square kilometres)Raml Petroleum Company (OP, 100 percent)Awarded: December 1996Expires: December 2016

191Baltim (84.4 square kilometres) IEOC (OP, 50 percent)EGPC (50 percent)Awarded: March 2013Expired/Renewal: March 2029

194El Manzala O¢shore (630 square kilometres)BG Egypt (OP, 50 percent)Dana Petroleum (50 percent)Awarded: July 2005Expired/Renewal: July 2013

195Khalda (980 square kilometres)Khalda Petroleum (OP, 100 percent)Awarded: April 1981Expires: November 2016

198East Delta Deep Marine (365 square kilometres)Deep Marine (OP, 100 percent)Awarded: October 2007Expires: October 2027

199Ras El Barr (184 square kilometres)(Seth)Pharaonic Petroleum Company (OP, 100 percent)BP (0 percent*)Awarded: July 1997Expires: July 2017

201Rosetta – North East, South West,West (295 square kilometres)Rashid Petroleum Company (OP, 100 percent)BG Group (0 percent*)Awarded: July 1997Expires: July 2017

202West Delta Deep Marine (1,676 square kilometres) Burullus Gas (OP, 100 percent)Awarded: February 1999Expires: June 2027

204 Ras El Hekma (22 square kilometres)Khalda Petroleum (OP, 100 percent)Awarded: January 2002 Expired/Renewal: January 2022

205East Bahariya (37.8 square kilometres)Qarun Petroleum (OP, 100 percent)Apache (0 percent*)Awarded: June 2003Expires: June 2023

206Northeast Abu El Gharadig (161 square kilometres) Tiba Petroleum Company (OP, 100 percent)Awarded: April 2004Expires: April 2024

207North East Obayed (801 square kilometres)Shell Egypt (OP, 100 percent)Awarded: November 2012Expires: November 2015

208Meleiha Deep Drilling (654 square kilometres)IEOC (OP, 76 percent)Lukoil (24 percent)Awarded: August 1986Expires: August 2016

210Wadi El Mahareeth (11,427 square kilometres) Naftogaz Ukrainy (OP, 100 percent)Awarded: February 2012

211Wadi El Mahareeth South (9,316 square kilometres) Naftogaz Ukrainy (OP, 100 percent)Awarded: February 2012

212North Alamein (West MediterraneanSea Block 1) (20 square kilometres)Khalda Petroleum Company (OP, 100 percent)Awarded: September 1998Expires: September 2018

213North Matruh (798 square kilometres)Shell Egypt (OP, 100 percent)Awarded: November 2012Expires: November 2015

214 (Ghazalat), Ghazalat (45.8 square kilometres) (A and B)HBS International Egypt (OP, 100 percent)Awarded: July 2011Expires: July 2036

215East Beni Suief (7,625 square kilometres)Apache Oil Egypt (OP, 33.5 percent)Dana Petroleum (50 percent)Sinopec (16.5 percent)Awarded: June 1996Expired/Renewal: June 2012

216Badr El Din-1 (107 square kilometres)Badr El Din Petroleum Company (OP, 100 percent)Awarded: January 1983Expired/Renewal: January 2013

217South Ghazalat A, B and C (1,883 square kilometres)TransGlobe Egypt (OP, 100 percent)Awarded: November 2013Expires: November 2016

218East Ras Qattara (4,326 square kilometres)Petroshahd (OP, 0 percent*)Sipetrol (50.5 percent)Kuwait Energy (49.5 percent)Awarded: 2004Expires: 2024

219North Alam El Shawish (2,164 square kilometres)Shell Egypt (OP, 100 percent)Awarded: November 2012Expires: November 2015

220South Dabaa (204 square kilometres) (1, 2, 3, 7, 9, 10)South Dabaa Petroleum Company(OP, 100 percent)Awarded: February 1999Expires: February 2019

225East Yidma (4,326 square kilometres)INA-Industrija Nafte (OP, 100 percent)Renegotiated: 2012Approved: October 2013

228North Idku A and B (300 square kilometres) North Idku Petroleum Company (OP, 100 percent)Awarded: November 2005Expires: November 2025

230North Ras Qattara (18 square kilometres)Apache Oil Egypt (OP, 23.45 percent)IPR TransOil (15 percent)Sinopec (11.55 percent)EGPC (50 percent)Awarded: July 2007Expires: July 2027

231North Bahariya East and West (119 square kilometres)North Bahariya Petroleum Company(OP, 100 percent)Sahara Petroleum (0 percent*)Awarded: August 2005Expires: August 2025

234El Qantara (3.5 square kilometres)Qantara Petroleum Company (OP, 100 percent)Awarded: June 2003Expires: June 2023

235 El Mansoura (2,175 square kilometres) Petroceltic (OP, 100 percent)Awarded: June 2013Expired/Renewal: June 2033

239North Bardawil (13 square kilometres)Petrobardawil Petroleum Company(OP, 100 percent)Awarded: March 2006Expires: March 2026

240West Mediterranean Deep Water(210 square kilometres)BP Egypt (OP, 40 percent)EGPC (50 percent)RWE Dea (10 percent)Awarded: October 2007Expires: October 2027

241El Diyur (15 square kilometres)Diyur Petroleum (OP, 100 percent)Awarded: July 2005Expires: July 2025

241El Diyur (14,115 square kilometres)IPR Group (OP, 100 percent)Awarded: May 2000Expires: May 2020

244West Baltim O�shore (804 square kilometres)IEOC (OP, 100 percent)Awarded: June 2004Expired/Renewal: June 2013

00X_PULL OUT MAP_Front_EGYPT_2015.qxp_Layout 1 02/03/15 17:23 Page C

Ліцензійні ділянкиНафтогазу

Ліцензійні ділянкиНафтогазу

(ДП «Закордоннафтогаз»)

Оренда на розвідку

Умовні позначення

Ділянки

Оренда на розробкуЗона обмеженьДілянки для аукціону

120 121


НАСЛІДКИ ЗБРОЙНОЇ АГРЕСІЇ

СИТУАЦІЯ НА СХОДІ УКРАЇНИ ТА У АР КРИМ Бойові дії на сході України, що розгорну-лися у 2014 році та, на жаль, продовжують-ся у 2015 та 2016 роках, мають серйозні наслідки для української економіки та су-спільства. Постраждали сотні тисяч людей, зруйновано міста та підприємства. Зазнали значних збитків і підприємства групи На-фтогаз, що опинилися у зоні антитерорис-тичної операції (АТО): виробничі об’єкти та інфраструктура підприємств магістральних трубопроводів Укртрансгазу, Укртрансна-фти, підприємств Укргазвидобування.

У 2015 році сума чистих збитків, пов’язаних зі збройною агресією РФ та відображених у консолідованій фінансовій звітності На-фтогазу, склала 1,6 млрд грн. Сума збитків включає, зокрема втрату запасів, знецінен-ня дебіторської заборгованості, а також списання ПДВ. Крім того, внаслідок окупації АР Крим компанія втратила ресурс газу власного видобутку – Чорноморнафтогаз, де видобувалося близько 2,0 млрд куб. м на рік.

СТАБІЛЬНЕ ПОСТАЧАННЯ ГАЗУ УКРАЇНСЬКИМ СПОЖИВАЧАМНафтогаз робить все можливе, аби зберегти цілісність газотранспортної системи України в надзвичайно складних умовах, коли було втрачено контроль над частиною майна, що опинилося на неконтрольованих Україною територіях у Донецькій та Луганській областях, а також на території окупованого Криму. Нафто-газу вдається забезпечувати стабільне поста-чання газу споживачам України практично у кожному населеному пункті, що знаходиться на контрольованій українською владою терито-рії. Компанія також виконує свої зобов’язання перед європейськими споживачами, забезпе-чуючи безперебійний транзит російського газу до країн ЄС.

Працівники групи Нафтогаз, які працюють на газових об’єктах компанії в Донецькій та Луган-ській областях, особливо на територіях поблизу лінії зіткнення, щодня, ризикуючи власним життям та здоров’ям, забезпечують постачання газу для українських споживачів. Вони також відновлюють роботу газової інфраструктури,

В надзвичайно складних умовах, що склалися внаслідок збройної агресії на сході України та окупації АР Крим, Нафтогаз забезпечує стабільну роботу газотранспортної системи України та надійне постачання газу мільйонам споживачів в Україні та в інших країнах Європи

пошкодженої внаслідок бойових дій, ліквідують аварії.

МАТЕРІАЛЬНІ ЗБИТКИ КОМПАНІЇ НА СХОДІ УКРАЇНИ1

Внаслідок бойових дій у Донецькій та Луганській областях Нафтогаз зазнав значних матеріальних збитків.

• З червня 2015 року припинилося надходження інформації про стан об’єктів газової інфраструктури у зоні АТО. Вартість майна Укртрансгазу, яке використовувалося для транспор-тування та розподілу природного газу і до якого немає безпечного та безперешкодного доступу, становить близько 296 млн грн.

• Кондрашівська установка комплек-сної підготовки газу Сєвєродонець-кого цеху з видобутку нафти, газу і конденсату, що є власністю газопро-

1Всю інформацію надано станом на 31 грудня 2015 року

мислового управління «Шебелинка-газвидобування» (підприємства Укр-газвидобування), та яка знаходиться у зоні проведення АТО, відрізана від електропостачання. Щодобові втрати видобутку природного газу ГПУ «Шебелинкагазвидобування» у зв’язку з проведенням АТО станов-лять близько 600 тис. куб. м.

• Значно пошкоджено інфраструктуру магістральних нафтопроводів філії «Придніпровські магістральні нафто-проводи»: технологічне та допоміж-не обладнання, будівлі та споруди, автотранспорт Лінійної виробничої диспетчерської станції «Лисичанськ» (смт Вовчоярівка, Попаснянський район, Луганська область).

• Залишаються захопленими неза-конними військовими формування-ми 9 із 15 автомобільних газонапов-нювальних компресорних станцій, розташованих у зоні АТО.

• У зв’язку з неможливістю здійснювати господарську діяльність на тимчасово неконтрольованій території, зупинена

ВІДНОВЛЕННЯ ПІДПРИЄМСТВАМИ НАФТОГАЗУ ГАЗОПОСТАЧАННЯ У ЗОНІ АТО

За період від початку АТО у квітні

2014 року до грудня 2015 року

на контрольованій Україною

території Донецької області, в

тому числі Маріуполі, працівники

підприємств Нафтогазу ліквідували

1658 пошкоджень газопроводів,

відновили газопостачання у

227 населених пунктах, у тому числі

у 79 731 приватному будинку та

3 934 багатоквартирних будинках.

Всього – для 251 640 абонентів,

24 підприємств і 36 комунально-

побутових об’єктів (у тому числі шкіл,

дитсадків, лікарень).

У Луганській області (дані по

контрольованій Україною території)

ліквідували 594 пошкодження

газопроводів, відновили роботу

117 газорозподільних пунктів,

відновили газопостачання у 331 з

334 відключених від газопостачання

населених пунктах, для

226 417 абонентів (173 209 приватних

будинків, 53 208 багатоквартирних

будинків) та 109 підприємств.

122 123


Напрямки поставок газу з Росії

52%СУДЖА

НА СЛОВАЧЧИНУ

22%ВАЛУЙКИ

НА РУМУНІЮ

РЕГІОНАЛЬНАГАЗОПРОВІДНА МЕРЕЖА, ЯКА ЗНАХОДИТЬСЯ В ЗОНІ АТО,НІКОЛИ НЕ ВИКОРИСТОВУВАЛАСЯДЛЯ ТРАНЗИТУ ГАЗУ ДО ЄС

12%ПИСАРІВКА

14%СОХРАНІВКА

0%ПРОХОРІВКА

0%ПЛАТОВЕ

АТО

Локальні структури: виявлені та підготовлені

Газові та нафтові родовища

Структури, ліцензіїна дослідження та розробкуяких належать Нафтогазу

Структури та родовища,ліцензії на дослідженнята розробку яких належатьЧорноморнафтогазуГазопроводи

Платформи, блок-кондуктори

Ізобати

Лінія розмежування акваторій

МОЛДОВА

ОДЕСА

ХЕРСОН

СКАДОВСЬК

СЕВАСТОПОЛЬ

СІМФЕРОПОЛЬ

РОСІЯ

РУМУНІЯ

ЧОРНЕ МОРЕ

Схема розміщення нафтогазових родовищ та перспективних ділянок україського сектору Чорного та Азовського морів

СКЛАД ВИРОБНИЧОЇ БАЗИ ЧОРНОМОРНАФТОГАЗУ:

• 18 вуглеводневих родовищ, 10 з яких перебувають в експлуатації;

• 11 морських газовидобувних стаціонарних платформ і бло-ків-кондукторів з розміщеним на них технологічним устаткуванням, засобами контролю та зв'язку;

• 4 плавучі самопіднімальні бурові установки «Сиваш», «Таври-да», В-312 «Петро Годованець», В-319 «UKRAINE»;

• технологічний флот у складі 24 одиниць плавзасобів (22 – знахо-

дяться в порту Чорноморськ, 2 – за кордоном), серед яких – судна постачання, кранові, буксирні, аварійно -рятувальні, протипожеж-ні, водолазні та інші;

• спеціалізований порт із причаль-ним фронтом довжиною 1700 м з добре захищеною акваторією, судноремонтним комплексом і ді-лянкою підводно-технічних робіт;

• берегова виробнича база забезпе-чення морських робіт та облаш-тування морських родовищ, що включає комплекс з виготовлення металоконструкцій, платформ, секцій морських газопроводів, ре-монтно-механічні цехи, складські

приміщення, вантажно-розванта-жувальні засоби;

• газотранспортна система Чор-номорнафтогазу, пов'язана з газотранспортною системою ма-терикової України, включає понад 1196 км магістральних газопрово-дів, у тому числі 286 км морських;

• підземне сховище газу активною ємкістю першої черги 1 млрд куб. м і повною ємкістю 3 млрд куб. м, пов'язане з газотранспортною системою;

• 45 газорозподільних станцій;

• 2 автомобільні газонаповнювальні компресорні станції.

діяльність 5 із 8 АЗС «Укрнафта» у Луганській області.

НАСЛІДКИ ВТРАТИ КОНТРОЛЮ НАД АКТИВАМИ В АР КРИМПАТ «ДАТ «Чорноморнафтогаз» (далі та в інших розділах цього звіту – Чорноморнафтогаз) є ви-робничим підприємством з видобутку, зберіган-ня і транспортування нафти та газу, 100% акцій якого належать Нафтогазу. До окупації АР Крим Російською Федереацією Чорноморнафтогаз здійснював повний комплекс робіт, починаючи

з пошуку та розвідки нових родовищ і закінчую-чи видобуванням та постачанням вуглеводневої продукції кінцевим споживачам.

Чисельність працівників Чорноморнафтогазу в 2014 році становила близько 4,6 тис. чоло-вік. Станом на 01.01.2014 сумарний розмір активів Чорноморнафтогазу становив близько 15 млрд грн.

Окупація АР Крим та втрата контролю У зв’язку з тимчасовою втратою контролю над територією АР Крим Чорноморнафтогаз позбув-ся всіх своїх виробничих потужностей та газових родовищ на півострові та шельфі.

Згідно з вимогами міжнародних стандартів фінансової звітності Нафтогаз визнав збитки, пов’язані з втратою контролю над майном на території АР Крим, на суму 13,8 млрд грн у своїй консолідованій фінансовій звітності за 2014 рік

124 125

СОЦІАЛЬНА ТА ЕКОЛОГІЧНАВІДПОВІДАЛЬНІСТЬ

Корпоративна соціальна відповідальність

Персонал

Корпоративна етика

Безпека праці

Розвиток місцевих громад

Екологія та безпека

Енергоефективність

Відповідальність перед споживачами

УКРАЇНА ПРОДОВЖУЄ ДОСТУПНІ ЮРИДИЧНІ ТА ДИПЛОМАТИЧНІ ДІЇ ЗАРАДИ ВІДНОВЛЕННЯ КОНТРОЛЮ НАД АКТИВАМИ В АР КРИМ ТА ОТРИМАННЯ ВІДШКОДУВАННЯ ЗАЗНАНИХ ЗБИТКІВ

• 13 березня 2014 року Міністерство юстиції України подало міждержавну заяву проти Російської Феде-рації щодо визнання окупації Криму незаконною, компенсації збитків, завданих цією окупацією, фіксації порушень конституційних прав громадян, які були вчинені в ході окупації і в подальшій діяльності окупа-ційної влади.

• 12 червня 2014 року Урядовий уповноважений у справах Європейського суду з прав людини направив до Європейського суду з прав людини доповнення до вищевказаної міждержавної заяви, яке стосувалося нових масових фактів порушення Російською Федера-цією прав, гарантованих Конвенцією про захист прав людини і основоположних свобод.

• 20 листопада 2014 року Міністерство юстиції України направило ще одне доповнення, до якого додано перелік з майже 4000 суб’єктів господарювання, майно яких знаходиться на тимчасово окупованій території та було «націоналізоване» самопроголоше-ними органами влади АР Крим, або діяльність яких контролюється органами влади Російської Федерації. До зазначеного переліку увійшло і Державне акціо-нерне товариство «Чорноморнафтогаз».

• 25 листопада 2014 року Європейський суд з прав людини комунікував справу «Україна проти Росії» з вимогою до Уряду Російської Федерації надати комен-тарі щодо прийнятності вищевказаної міждержавної заяви у строк до 25 березня 2015 року.

• 23 березня 2015 року Європейський суд з прав лю-дини повідомив сторони у справі про задоволення клопотання Російської Федерації про відстрочку до 25 вересня 2015 року для надання коментарів.

• 29 вересня 2015 року Європейський суд з прав люди-ни продовжив термін для надання пояснень Росією за позовами щодо анексії Криму та агресії на Донбасі до 31 грудня 2015 року.

• 13 травня 2016 року Європейський суд з прав людини повідомив, що міждержавна заява «Україна проти Ро-сії» перебуває на стадії розгляду Європейським судом питання щодо її прийнятності.

• 14 вересня 2016 року Україна ініціювала арбітражне провадження проти Російської Федерації відповід-но до конвенції ООН з морського права (UNCLOS), з метою захисту своїх прав в прилеглих до Криму морських зонах.

У березні 2014 року незаконна влада окупованого Криму ухвали-ла рішення про націоналізацію майна Чорноморнафтогазу, яке згодом було внесено до статутного капіталу незаконно створеної компанії Кримське республіканське підприємство (КРП) «Чєрно-морнєфтєгаз».

Націоналізація незаконною владою окупованого Криму активів Чорноморнафтогазу є порушенням норм міжнародного права. Відтак, у квітні 2014 року новостворений Чєрноморнєфтєгаз було включено до санкційних списків країн Європейсь кого Союзу, Спо-лучених Штатів Америки, Канади, Норвегії, Швейцарії, Австралії, Японії та Ліхтенштейну.

У серпні 2014 Чорноморнафтогаз був перереєстрований у Києві. Підприємство працює над відновленням правовстановчих доку-ментів, перереєстрацією спеціальних дозволів на користування надрами на території півострова та на шельфі, перереєстрацією плавзасобів Чорноморнафтогазу в Одеському морському торго-вельному порту, а також бере участь у судово-претензійній роботі.

Наразі компанія контролює Стрілкове газове родовище, розміще-не на Арабатській стрілці, що знаходиться поблизу с. Стрілкове Генічеського району Херсонської області та здійснює видобуток газу відповідно до договору про спільну діяльність з ПрАТ «Пласт».

Дії для відновлення контролю та відшкодування збитківЗавдяки спільним зусиллям Нафтогазу, Чорноморнафтогазу та Посольства України в Мексиці Україна домоглася зняття арешту з краново-монтажного судна Титан-2.

На виконання постанови Кабміну від 19.08.2015 №6051 щодо захисту майнових прав та інтересів України у зв’язку із тимчасо-вою окупацією частини території України, наприкінці 2015 року Нафтогаз уклав угоду з американською юридичною компанією Covington & Burling LLP для забезпечення захисту прав та інтересів України під час врегулювання спорів, пов’язаних із втратою або неможливістю використання компанією майна та неотриманням доходів на території АР Крим та м. Севастополя.

Згідно з угодою компанія Covington & Burling LLP представлятиме інтереси групи Нафтогаз у міжнародних судових інститутах з ме-тою відновлення контролю над активами, втраченими внаслідок російської окупації Криму, і відшкодування всіх завданих збитків.

У лютому 2016 року Російській Федерації було вручене офіційне письмове повідомлення Нафтогазу про інвестиційний спір, викли-каний незаконним захопленням Російською Федерацією інвести-цій групи Нафтогаз на території Криму, в рамках двосторонньої угоди про взаємний захист інвестицій між Росією та Україною.

1 Детальніше – дивіться текст Постанови №605 «Деякі питання діяльності Національної акціонерної компанії «Нафтогаз Укра-їни» http://zakon3.rada.gov.ua/laws/show/605-2015-%D0%BF

126

Безпека праціГрупа Нафтогаз інвестує у підвищення рівня безпеки робочих місць своїх пра-цівників та вживає необхідних заходів для зниження виробничого травматиз-му з урахуванням найкращих міжнарод-них практик.

Розвиток місцевих громад та благодійністьГрупа Нафтогаз реалізує соціальні програми з розвитку інфраструктури, підтримки лікарень, дитсадків та шкіл, а також сприяє розвитку культури та спорту.

Бізнес-етика Група Нафтогаз впроваджує сучасні норми корпоративної етики та прагне укріпити репутацію групи як відпові-дального роботодавця для співробіт-ників, як надійного ділового партнера та прозорої й відкритої компанії для українського суспільства.

Взаємодія із зацікавленими сторонамиГрупа Нафтогаз дотримується системного підходу до взаємодії із зацікавленими сторонами: акціонерами та інвесторами, співробітниками компанії, місцевими громадами, органами місцевого само-врядування, бізнес-спільнотою, фінан-сово-кредитними установами, органами державної влади, контролюючими орга-нами, підрядниками та постачальниками, представниками наукової спільноти, ЗМІ.

Відповідальність перед споживачамиГрупа Нафтогаз забезпечує надійне та безпечне постачання природного газу споживачам.

Далі у розділі «Корпоративна соціальна відповідальність» наведено детальну інформацію про те, що саме робить гру-па Нафтогаз по кожному з пріоритетних напрямків КСВ.

Ми визначили для себе пріоритетні напрямки діяльності у сфері корпоративної соціальної відповідальності (КСВ), зважаючи на масштаб впливу групи Нафтогаз на соціальну, еко-номічну та екологічну сфери, враховуючи специфіку діяльності наших підприємств, а також з урахуванням питань, важливих для зацікавлених сторін. Ми також взяли до уваги досвід міжнародних компаній та рекомендації міжнародних стандартів у сфері КСВ.

Зважаючи на те, що група Нафтогаз є одним з найбільших роботодавців України, турбо-та про співробітників, створення гідних та безпечних умов праці для них, а також їх професійний розвиток – це один з найголов-ніших пріоритетів для нас. Також важливим для компанії є зменшення впливу виробничих підприємств на навколишнє середовище, адже їх діяльність має істотний вплив на повітря, водні та земельні ресурси. Розуміючи те, що на підприємствах групи Нафтогаз працює зна-чна частина мешканців міст та селищ, де ми здійснюємо діяльність, а газ, що транспорту-ють підприємства групи Нафтогаз, отримують мільйони українців по всій території країни, ми забезпечуємо соціальний розвиток місцевих громад та України в цілому.

ПРІОРИТЕТНІ НАПРЯМКИ ДІЯЛЬНОСТІ ГРУПИ НАФТОГАЗ У СФЕРІ КОРПОРАТИВНОЇ СОЦІАЛЬНОЇ ВІДПОВІДАЛЬНОСТІ

Добробут та розвиток персоналуГрупа Нафтогаз піклується про добробут своїх працівників, забезпечує гідний рівень оплати праці та підвищує рівень соціальної захищеності, а також сприяє їх професійному розвитку.

Охорона навколишнього середовища та енергоефективністьГрупа Нафтогаз реалізує проекти, спрямовані на зменшення впливу діяльності підприємств групи на навколишнє середовище, а також на підвищення енергоефективності виробни-цтва. Крім того, ми сприяємо розвитку еколо-гічної культури серед наших працівників та в українському суспільстві.

ДІЯЛЬНІСТЬ ГРУПИ НАФТОГАЗ У СФЕРІ КОРПОРАТИВНОЇ СОЦІАЛЬНОЇ ВІДПОВІДАЛЬНОСТІ ҐРУНТУЄТЬСЯ НА НАСТУПНИХ ПРИНЦИПАХ:

дотримання прав людини та вимог чинного законодавства України

інтеграція принципів соціальної відповідальності у щоденну діяльність компанії

управління нефінансовими ризиками

слідування кращим практикам у сфері КСВ

урахування інтересів зацікавлених сторін

оцінка ефективності діяльності компанії у сфері КСВ та її постійне вдосконалення

інформаційна прозорість, відкритість та підзвітність

Група Нафтогаз є однією з найбільших компаній України. Ми усвідомлюємо суспільну значимість результатів нашої роботи для економіки країни та українського суспільства і вважаємо, що наша діяльність у сфері корпоративної соціальної відповідальності – це наш внесок у сталий розвиток України.

КОРПОРАТИВНА СОЦІАЛЬНА ВІДПОВІДАЛЬНІСТЬ


128 129

няно з аналогічною роботою в приватному бізнесі.

Нафтогаз також підвищує рівень добробуту та соціальної захищеності співробітників і надає їм соціальні гарантії та компенсації, що передбачені чинним законодавством України та визначені у колективних дого-ворах і галузевих угодах, які укладені між Міненерговугілля України, Нафтогазом та Профспілкою працівників нафтової і газової промисловості України.

Структура витрат підприємств Нафтогазу на соціальний розвиток та соціальні заходи включає оздоровлення та відпочинок пра-цівників, медичне обслуговування, матері-альну допомогу при народженні дитини, а також малозабезпеченим та багатодітним сім'ям, виплати пенсіонерам і ветеранам та багато іншого. Працівники підприємств компанії підтримують ідею здорового способу життя: займаються волейболом, влаштовують турніри з міні-футболу, шахів, настільного тенісу та інших видів спорту.

ПРОФЕСІЙНИЙ РОЗВИТОК ПРАЦІВНИКІВВ умовах реформування компанії, під-вищення вимог до якості праці, а також впровадження нових технологій вироб-ництва надзвичайно важливим є постійне оновлення професійних знань та навичок працівників.

Можливість професійного розвитку важ-лива і для працівників компанії, а отже, вона сприяє тому, аби на підприємства Нафтогазу приходили працювати найкращі спеціалісти галузі, які бачать довгострокову перспективу та можливості для кар’єрного росту.

Корпоративна система навчання та роз-витку персоналу Нафтогазу побудована таким чином, щоб забезпечити високий рівень професійно-технічних компетенцій працівників, який відповідає поточній і перспективній потребі ведення бізнесу, всебічну підготовленість персоналу для реалізації стратегічних проектів компанії, а також, щоб підсилити управлінські функції в компанії.

Компанія навчає та підвищує кваліфікацію своїх працівників, використовуючи такі основні інструменти:

• підготовка, перепідготовка та підвищен-ня кваліфікації працівників у навчаль-

но-курсових комбінатах підприємств компанії;

• навчання працівників Нафтогазу у вищих навчальних закладах-партнерах нафтогазового профілю (з якими укладе-но угоди про співпрацю);

• перепідготовка та підвищення кваліфі-кації в спеціалізованих центрах післяди-пломного навчання;

• курси англійської мови для співробітни-ків компанії;

• обмін знаннями та досвідом з провідни-ми іноземними компаніями.

Базовими навчальними закладами для перепідготовки та підвищення кваліфікації керівників і професіоналів Нафтогазу є Інститут післядипломної освіти Івано-Фран-ківського національного технічного універ-ситету нафти і газу, Львівський університет безпеки життєдіяльності, Міжгалузевий навчально-атестаційний центр Інституту електрозварювання ім. Є. Патона, Націо-нальний авіаційний університет, Інститут метрології і стандартизації, Головний на-вчально-методичний центр Держгірпром-нагляду України, асоціація незалежних експертів України «Укрексперт», Національ-ний університет «Львівська політехніка», Кременчуцький державний політехнічний університет ім. М. Остроградського та інші.

Взаємодія з навчальними закладамиКомпанія зацікавлена, щоб на її підприєм-ства приходили працювати кращі студенти та випускники провідних вищих навчаль-них закладів з рівнем підготовки, що від-повідає світовим стандартам. З цією метою Нафтогаз активно співпрацює з вищими та професійно-технічними закладами України за такими напрямами:

• професійна орієнтація випускників шкіл, залучення до роботи в Нафтогазі кра-щих студентів та випускників провідних вищих навчальних закладів з рівнем підготовки, що відповідає світовим стандартам;

• стажування викладачів для ознайомлен-ня з виробничими процесами, технікою, технологіями, що використовуються на підприємствах компанії, а також участь працівників підприємств компанії в ро-боті екзаменаційних комісій із захисту дипломних робіт випускників.

Наразі багато зусиль докладається, аби у групі Нафтогаз працювали кваліфіковані, досвідчені та енергійні лідери в усіх ланках управління. Це дозволить забезпечити сталий розвиток компанії та надання споживачам якісних товарів та послуг відповідно до їхніх потреб.

КОМАНДА НАФТОГАЗУ Нафтогаз є одним з найбільших роботодавців України. На підприємствах, що входять до групи Нафтогаз, працюють 77 308 співробітників. Це ін-женери з буріння, розробки родовищ, експлуата-ції та ремонту обладнання, впровадження нових технологій, підготовки і транспортування газу та нафти, геологи та геофізики, механіки, електрики та інші фахівці нафтогазової галузі. Крім того, в компанії працюють управлінці, аналітики, фінансисти, менеджери з персоналу, корпоратив-них комунікацій та інші. Всі вони – найцінніший актив компанії.

Нафтогаз розвиває у своїх співробітниках якості, яких вимагає процес реформування групи та які є необхідними для успішної роботи у нових умовах. Серед них – постійне вдосконалення знань та навичок, а також відповідальність та результативність у виконанні завдань, спрямо-ваних на досягнення стратегічних цілей групи Нафтогаз.

СИСТЕМА УПРАВЛІННЯ ПЕРСОНАЛОМВ 2014 році у компанії розпочався процес реформування корпоративної системи управ-ління, відбулася зміна керівництва, що також вплинуло на стратегію Нафтогазу щодо управ-ління персоналом. У компанії розроблена та ухвалена нова HR-стратегія, яка реалізується за такими напрямами: підвищення організа-ційної ефективності, побудова ефективних HR-процесів, зміна управлінських практик, підвищення рівня залученості та мотивації працівників.

ВИНАГОРОДА ТА СОЦІАЛЬНЕ ЗАБЕЗПЕЧЕННЯ ПРАЦІВНИКІВ Компанія дбає про своїх співробітників та забез-печує їм гідну винагороду за виконану роботу. У 2015 році середньомісячна заробітна плата штатних працівників на підприємствах компанії складала 7 388 грн, що на 54% вище, ніж в цілому у промисловості України.

В основу політики Нафтогазу щодо оплати праці покладено принципи прозорості, об’єктивності та конкурентоспроможності заробітної плати порів-

ПРІОРИТЕТИ КОМПАНІЇ У СФЕРІ УПРАВЛІННЯ ПЕРСОНАЛОМ:

забезпечення стабільної та гідної заробітної плати

створення сприятливих та безпечних умов праці

соціальне забезпечення співробітників

навчання та професійний розвиток співробітників

Головний актив компанії – висококваліфікований персонал, мотивований на ефективну роботу. Він є запорукою успіху групи Нафтогаз і водночас суспільства в цілому, адже кінцевим власником компанії, по суті, є громадяни України.

ПЕРСОНАЛ

У 2015 році підвищили кваліфікацію 17 428 працівників підприємств групи, з яких 5 655 – керівники і професіонали. Навчено новим професіям (підготовка, перепідготовка, суміжні професії) – 2 697 працівників.120 співробітників Нафтогазу пройшли навчання/підвищили кваліфікацію у зовнішніх навчальних закладах, з них 21 співробітник лінійного та вищого менеджменту та 99 лінійних працівників. У 2015 році було організовано курси англійської мови, де навчаються 115 працівників головного офісу компанії


130 131

Діалог з профспілкамиКомпанія впроваджує соціально орієн-товану політику, створюючи для своїх працівників комфортні та безпечні умови праці та забезпечуючи соціаль-ну підтримку згідно з колективними угодами.

Нафтогаз веде конструктивний діалог з Профспілкою працівників нафтової та газової промисловості України та Профспілкою працівників газових гос-подарств України. В рамках галузевих

угод та колективних договорів компанія, її підприємства та профспілки виступа-ють соціальними партнерами у вирі-шенні соціально-економічних, трудових, правових та інших питань. Завдяки їх спільним зусиллям забезпечується вико-нання більшості положень галузевих угод та колективних договорів.

З метою реалізації принципів соціаль-ного партнерства на підприємствах компанії забезпечується погодження з профспілковими комітетами роз-порядчих документів, що стосуються

питань умов оплати праці, трудових, соціальних, культурно-побутових та інших питань соціального захисту працівників.

В рамках ведення соціального діалогу на галузевому рівні створюються від-повідні комісії за участю представни-ків підприємств компанії та галузевих профспілок для ведення переговорів щодо укладання галузевих угод. Про-водяться спільні засідання з підве-дення підсумків виконання галузевих угод.

Кожного року укладаються договори про cпівпрацю з навчальними закладами з метою підготовки спеціалістів та їх працевлаштування, забезпечення проведення практики студентів на виробництві. В рамках розвитку та залучення кращих кадрів до нафтогазової галузі Нафтогаз вже 17 років співпрацює з Івано-Франківським університетом нафти та газу в напрямках підви-щення кваліфікації фахівців галузі та прийняття на практику/стажування кращих студентів.

Група Нафтогаз спільно з Міністерством енер-гетики та вугільної промисловості України та Івано-Франківським університетом нафти та газу розробляють спільну програму розвитку нафто-

газовидобувного комплексу України на період до 2026 року. В рамках цієї програми розробляється план сприяння проходження студентами вироб-ничих практик та подальшого працевлаштуван-ня випускників в Україні.

РОБОТА З МОЛОДИМИ СПЕЦІАЛІСТАМИМолоді спеціалісти – випускники Івано-Франківсь-кого національного технічного університету на-фти і газу, Полтавського геологорозвідувального технікуму, Дрогобицького коледжу нафти і газу та інших навчальних закладів – щороку приходять на роботу на підприємства компанії. Нафтогаз приділяє особливу увагу роботі з ними.

Молоді спеціалісти проходять стажування на ро-бочих місцях з подальшим призначенням їх на посади фахівців, професіоналів і керівників. Тер-мін стажування встановлюється підприємствами з урахуванням індивідуального рівня професій-ної підготовки молодого спеціаліста. Проходжен-ня стажування відбувається за індивідуальними планами. Основне місце в планах відводиться поглибленому вивченню конкретних обов’язків за посадою з метою набуття практичних і органі-заторських навичок.

Молоді спеціалісти також залучаються до актив-ної роботи в семінарах, конференціях, беруть участь у розробці пропозицій щодо підвищення ефективності виробництва. Найбільш таланови-та молодь висувається на керівні посади.

гендерна структура

освіта працівників

Структура персоналу Нафтогазу категорії персоналу*

Середньомісячна зарплата на підприємствах Нафтогазу у порівнянні з середньомісячною зарплатою у про-мисловості України, 2014-2015 роки, грн

Витрати Нафтогазу на соціальний розвиток та соціальні заходи 2015 рік, млн грн

вікова структура

167 співробітників компанії мають вчений ступінь кандидата або доктора наук.

55641 особа (72%)Кваліфіковані та інші робітники

* категорії персоналу – згідно з класіфікатором професій України

12714 осіб (16%)Професіонали, фахівці

8459 осіб (11%)Керівники

494 особи (1%)Технічні службовці

43 618 осібвід 35 до 50 років

20 708 осібдо 35 років

12 982 особистарші 50 років

78%Чоловіки

22%Жінки

43 372працівників

вища освіта

27 438 працівниківповна вища освіта

15934працівників

неповна базовавища освіта

33 936 працівниківінша освіта

411преміювання

257матеріальна

допомога,у т.ч. на оздоровлення

працівників

23медичнеобслуговування

86оздоровлення та відпочинокпрацівників та членів їх сімей

378інші соціальні пільгита виплати відповідно до колективнихдоговорів

65973988

73884789

2014

2015

промисловість України (згідно з даними Держстату України)

підприємства групи Нафтогаз

Незважаючи на складну економічну ситуацію в державі, спільними зусиллями керівників Нафтогазу та галузевих профспілок протягом 2015 року здійснювалось соціальне забезпечення працівників нафтогазової галузі

Стратегія Нафтогазу щодо залучення висококласних кадрів передбачає розробку комплексу заходів, спрямованих на по-силення бренду та покращення репутації компанії. За резуль-татами експертних рейтингів та на думку фахівців, які шукать роботу, Нафтогаз входить до числа найпривабливіших робото-давців: • За даними дослідження кадрового порталу rabota.ua, Нафтогаз

переміг у 2015 році у номінації «Найцікавіший роботодавець». За статистикою порталу було зафіксовано 17 000 переглядів однієї вакансії компанії, що свідчить про важливе визнання зусиль Нафтогазу щодо змін у підходах до управління персоналом та корпоративного управління загалом.

• За результатами дослідження міжнародного кадрового порталу HeadHunter, Нафтогаз посів п'яте місце у рейтингу найприва-бливіших роботодавців України-2015 у сегменті «Професіонали технічних і природничих спеціальностей».


132 133

СИСТЕМА УПРАВЛІННЯ У СФЕРІ ГІГІЄНИ ТА БЕЗПЕКИ ПРАЦІ Система управління у сфері гігієни та безпеки праці є частиною інтегрова-ної системи корпоративного управ-ління виробничими процесами на об’єктах компанії.

Загальне керівництво роботою компанії з питань охорони праці здійснює голова правління компанії. Для впровадження стратегії компанії у сфері гігієни та безпеки праці було створено Департамент з охорони праці, екологічної та промислової безпеки.

Організація системи управління у сфері гігієни та безпеки праці з відповідними функціями охоплює усю діяльність підприємств компанії з цих питань відповідно до їх функ-ціональних структур та складається з 4-х та 5-ти рівневого керування

(від робочого місця до апарату управління).

Основним документом, відповідно до якого всі підприємства Нафтогазу здійснюють свою діяльність у сфері гігієни та безпеки праці, є Політика компанії у сфері гігієни та безпеки праці, яка спрямована на мініміза-цію ризиків виникнення нещасних випадків та інших інцидентів, про-фесійних захворювань працівників у процесі виробничої діяльності.

Стратегія Нафтогазу у сфері гігієни та безпеки праціУ 2016 році в Нафтогазі планується розпочати розробку нового норма-тивного документа щодо управління гігієною та безпекою праці, від-повідно до якого усі підприємства компанії будуть здійснювати свою діяльність з цих питань. Цей норма-тивний документ замінить чинний у компанії галузевий стандарт у

В Нафтогазі діє Кодекс корпоративної етики, в якому визначені етичні норми ведення бізнесу компанії, а також правила взаємодії співробітників один з одним, з партнерами, конкурентами, державою та суспільством. Кожен працівник поділяє корпоративні цінності компанії та усвідомлює їх обов’язковий харак-тер у рамках своєї професійної діяльності.

Впроваджуючи сучасні норми корпоративної етики, Нафтогаз прагне зміцнити репутацію компанії як відповідального роботодавця для співробітників, як надійного ділового партнера та прозорої та відкритої компанії – для україн-ського суспільства.

Відповідно до найкращих міжнародних практик у сфері корпоративної етики, одні з основних положень Кодексу корпоративної етики Нафто-газу стосуються дотримання прав людини та забезпечення рівних можливостей. Компанія дотримується прав людини, визнає їх важли-вість та підтримує принципи, що визначені у Загальній декларації прав людини, Конвенції про захист прав людини та основних свобод, деклараціях і конвенціях Міжнародної органі-зації праці та інших міжнародних документах у сфері прав людини. У Компанії поважається особиста свобода, права і гідність людини, не допускаються будь-які форми дискримінації або утиски на робочому місті.

Неприпустимою є дискримінація або надання переваг залежно від походження, соціального і майнового стану, расової та національної приналежності, віку, статі, мови, політичних по-глядів, релігійних переконань, роду і характеру занять, сексуальної орієнтації, місця проживан-ня та інших обставин.

Основними критеріями для прийняття рішень стосовно персоналу є кваліфікація працівни-ка, професійні здібності, фактичні досягнення та інші критерії, пов’язані з роботою фахівця. Нафтогаз підтримує та заохочує ініціативність і винахідливість працівників, сприяє розвитку та реалізації умінь і здібностей персоналу.

Кодекс корпоративної етики Нафтогазу також визначає важливим елементом взаємодії держави, бізнесу та суспільства корпоратив-ну соціальну відповідальність перед своїми співробітниками та членами їх родин, перед мешканцями населених пунктів, де компанія здійснює свою діяльність, та перед українським суспільством у цілому.

Кодекс корпоративної етики компанії розробле-ний на основі загальновизнаних норм ділової поведінки. Кодекс корпоративної етики компа-нії вдосконалюється відповідно до найкращих міжнародних практик.

Охорона життя та здоров’я працівників – один з пріоритетів роботи Нафтогазу. Компанія створює комфортні та безпечні умови праці, впроваджує міжнародні стандарти та найкращі практики у сфері управління гігієною та безпекою праці, а також вживає всіх необхідних заходів для зниження рівня виробничого травматизму.

БЕЗПЕКАПРАЦІЕТИКА

Нафтогаз впроваджує сучасні стандарти корпоративного управління, орієнтуючись на найкращі світові практики. У 2014 році в компанії розпочалося реформування системи корпоративного управління, що має на меті зробити її більш ефективною та прозорою для акціонерів, партнерів, інвесторів.

КОРПОРАТИВНА

Головні цінності компанії: надійність, професіоналізм, відповідальність та розвиток

Детальніше ознайомитися з Кодексом корпоративної етики компанії можна на сайті www.naftogaz.com

запровадження відповідального ставлення та лідерства перших керівників у забезпеченні належного рівня гігієни та безпеки праці

постійне здійснення заходів для запобігання виробничому травматизму та професійній захворюваності серед працівників компанії та персоналу підрядників

дотримання вимог чинного законодавства, нормативно-правових актів, правил і стандартів України та компанії у сфері гігієни та безпеки праці, безпеки дорожнього руху

систематичне здійснення ідентифікації небезпек, оцінювання та мінімізація ризиків у сфері гігієни та безпеки праці

встановлення та реалізація цілей у сфері гігієни та безпеки праці (визначення пріоритетних ризиків та розроблення програм для досягнення цілей)

використання безпечної та справної техніки (машини, механізми, устаткування, транспортні засоби)

підвищення рівня знань та компетентності працівників компанії у сфері гігієни та безпеки праці

здійснення інвестицій у персонал (мотивація працівників до формування та ефективного функціонування системи управління гігієною та безпекою праці, зміна ролі працівників з пасивної на активну, закладення стимулюючої основи для безпечної поведінки)

постійне удосконалення системи управління гігієною і безпекою праці та її характеристик з урахуванням положень відповідних міжнародних стандартів та кращих міжнародних практик, зокрема OHSAS 18001

ПРІОРИТЕТНІ НАПРЯМКИ ДІЯЛЬНОСТІ КОМПАНІЇ У СФЕРІ ГІГІЄНИ ТА БЕЗПЕКИ ПРАЦІ:


134 135

роботу з виявлення, оцінювання та мінімізації ризиків виникнення нещасних випадків. Для цих цілей в Укртрансгазі розроблено «Ме-тодику визначення небезпек та оцінювання ризиків», на основі якої складено реєстри небезпек та ризиків, що містять коригувальні (запобіжні) дії щодо запобігання виробничо-му травматизму.

Інші підприємства компанії здійснюють підготовчі роботи з розроблення, впрова-дження та подальшої сертифікації до кінця 2017 року систем управління охороною праці відповідно до стандарту OHSAS 18001. Процес виконання цієї роботи передбачає декілька етапів, у тому числі: створення робочої групи з фахівців, які будуть відповідальні за роз-робку цієї системи, та їх навчання, розробка відповідних процедур, визначення організа-ції, яка проведе обов’язковий діагностичний аудит, тощо.

ВИТРАТИ (ІНВЕСТИЦІЇ) НАФТОГАЗУ НА ОХОРОНУ ПРАЦІПідприємства Нафтогазу щорічно розробля-ють та фінансують заходи, спрямовані на створення безпечних і здорових умов праці, запобігання нещасним випадкам і професій-ним захворюванням на виробництві.

У 2015 році інвестиції Нафтогазу в заходи з охорони праці на підприємствах склали 136,4 млн грн. Обсяг фінансування цих заходів на виробничих підприємствах компанії в се-

редньому склав 2,15 % від фонду оплати праці цих підприємств за 2014 рік, що перевищує нормативну частку (0,5%), встановлену чинним законодавством України про охорону праці.

Найбільше коштів було спрямовано групою Нафтогаз на:

• забезпечення працівників засобами інди-відуального захисту, в тому числі спеціаль-ним одягом, взуттям;

• упорядкування основних фондів (примі-щень, обладнання) відповідно до вимог нормативних документів з охорони праці;

• надання працівникам спеціального харчу-вання;

• усунення та мінімізацію впливу на праців-ників небезпечних і шкідливих виробни-чих факторів;

• проведення навчання з питань охорони праці;

• організацію і проведення медичних огля-дів працівників.

ЗАХОДИ З ОХОРОНИ ПРАЦІ ТА ПРОМИСЛОВОЇ БЕЗПЕКИ, ЗДІЙСНЕНІ НАФТОГАЗОМ У 2015 РОЦІЗ метою поліпшення роботи з охорони праці та безпеки дорожнього руху, запобігання нещасним випадкам та дорожньо-тран-спортним пригодам в 2015 році в компанії

сфері управління охороною праці1. Система управління у сфері гігієни та безпеки праці розробляється з урахуванням:

• положень ДСТУ OHSAS 18001:2010 «Сис-теми управління гігієною та безпекою праці. Вимоги» (OHSAS 18001:2007);

• відповідних документів Міжнародної організації праці та Міжнародної асоціа-ції соціального забезпечення, зокрема, Сім «Золотих правил»2 з організації управління охороною праці, міжнарод-ного принципу «Zero Accident – нульо-вий травматизм на виробництві».

Впровадження міжнародних стандартів З підписанням Угоди про асоціацію між Україною та Європейським Союзом безпека праці на виробництві як один з основних показників, що безпосередньо впливає на міжнародний імідж компанії, набуває осо-бливої ваги. Тому, однією зі стратегічних цілей Нафтогазу є забезпечення впрова-дження міжнародних та європейсь ких стан-дартів, кращих практик у сфері управління гігієною та безпекою праці.

1 Галузевий стандарт СОУ 74.1-20077720-025:2006 «Система управління охороною праці НАК «На-фтогаз України». Основні положення»

2 Сім «Золотих правил» розроблені Між-народною асоціацією соціального забез-печення, ISSA, International Social Security Association

Нафтогаз впроваджує європейські стандар-ти, що передбачають лідерство керівника підприємства у забезпеченні функціонуван-ня ефективної системи управління охоро-ною праці та його відповідні дії, зокрема:

• безпека та гігієна праці має стати пріорите-том у діяльності підприємства;

• визначення обов’язків та відповідальності управлінського персоналу та працівників у сфері управління гігієною та безпекою праці;

• постійне реагування на небезпечні умови праці та поведінку персоналу;

• документальне оформлення політики під-приємства щодо безпеки та гігієни праці.

Компанія постійно поліпшує систему управ-ління гігієною і безпекою праці з урахуванням положень відповідних міжнародних стандар-тів та кращих міжнародних практик.

Впровадження міжнародного стандарту OHSAS 18001 на підприємствах компанії У грудні 2015 року Уктрансгаз пройшов сер-тифікаційний аудит, за результатами якого було підтверджено відповідність системи управління охороною праці вимогам OHSAS 18001:2007 та ISO 90013. Згідно з положен-нями стандарту, Укртрансгаз проводить

3 ISO 9001 «Системи управління якістю. Вимо-ги» – міжнародний стандарт, який встановлює вимоги до системи менеджменту якості.

ОСНОВНІ ПРИНЦИПИ ПОЛІТИКИ НАФТОГАЗУ У СФЕРІ ГІГІЄНИ ТА БЕЗПЕКИ ПРАЦІ:• пріоритет життя і здоров’я працівників, повна відповідальність роботодавців

за створення належних, безпечних і здорових умов праці;

• здійснення контролю за дотриманням вимог гігієни та безпеки праці;

• реалізація завдань з гігієни та безпеки праці на основі комплексних заходів та програм, впровадження досягнень у галузі науки і техніки;

• використання економічних методів управління гігієною та безпекою праці;

• координація діяльності дочірніх підприємств і компаній, господарських това-риств, акціонером (засновником, учасником) яких є Нафтогаз, у сфері гігієни та безпеки праці;

• впровадження європейського та світового досвіду організації роботи щодо поліпшення умов і підвищення безпеки праці.

Протягом 2015 року на підприємствах компанії атестовано за умовами праці 1905 робочих місць. За результатами атестації розробляються та вживаються заходи щодо покращення умов праці


136 137

• сучасних європейських директив та нор-мативно-правового забезпечення системи управління охороною праці, ролі вищого керівництва підприємства в управлінні охороною праці;

• ініціативи та відповідальності роботодав-ців за забезпечення здорових та безпеч-них умов праці, наслідків недотримання вимог виробничої безпеки, стану вироб-ничого травматизму в цілому по Україні;

• шляхів співпраці державних наглядових органів з суб’єктами господарювання у забезпеченні конституційного права працівників на безпечні умови праці.

ПОКАЗНИКИ ВИРОБНИЧОГО ТРАВМАТИЗМУКомпанія вживає необхідних заходів для зниження рівня виробничого травматиз-му та впроваджує міжнародний принцип «Zero Accident – нульовий травматизм на виробництві». На жаль, незважаючи на всі зусилля, яких вживає компанія аби запобіг-ти травматизму працівників на виробни-цтві, у 2015 році сталося 22 нещасні випад-ки, пов’язані з виробництвом, внаслідок яких травмовано 24 працівники, у тому числі 5 – смертельно.

Смертельні випадки сталися внаслідок дорожньо-транспортних пригод на дорогах загального користування, падіння, травму-

вання при роботі з приладами, що пере-бувають під тиском, обвалення ґрунту та травмування металевим канатом, що вико-ристовувався для встановлення превентора на гирло свердловини. На підприємствах компанії проводиться детальний аналіз при-чин виробничого травматизму, за результа-тами якого розробляються та вживаються необхідні запобіжні заходи. Крім того, згідно з діючою у компанії системою охорони праці, щокварталу, на рівні підприємств та компанії в цілому, проводиться аналіз нещасних випадків, що сталися на вироб-ництві, та стану профілактичної роботи з охорони праці. Запроваджується особливий режим контролю за станом охорони праці у зв’язку з нещасними випадками із смертель-ними і тяжкими наслідками. Проводиться службове розслідування нещасних випадків із тяжкими наслідками та дорожньо-тран-спортних пригод. Посадові особи, інші працівники, винні у допущенні нещасних випадків та дорожньо-транспортних пригод, притягаються до відповідальності.

ПЛАНИ НА 2016 РІК Процес європейської інтеграції Украї-ни передбачає кардинальні зміни в усіх сферах суспільної діяльності, в тому числі, зміну ставлення до умов та безпеки праці. Визначення їх пріоритетними у виробничих процесах та реальне впровадження між-народних та європейських стандартів стає головним завданням компанії.

видано низку розпорядчих документів (нака-зів) стосовно аналізу стану охорони праці та безпеки дорожнього руху на підприємствах, а також про підготовку та проведення Дня охорони праці та подальше удосконален-ня системи управління охороною праці на підприємствах компанії.

У квітні-травні 2015 року на підприємствах проведено заходи з нагоди Всесвітнього дня охорони праці та Дня охорони праці в Украї-ні під гаслом: «Приєднуйтесь до формування превентивної культури охорони праці».

Підготовлено та затверджено керівництвом компанії Рекомендації щодо впровадження на підприємствах Нафтогазу проекту Сім «Золотих правил» як передового міжнарод-ного досвіду з питань управління охоро-ною праці, опрацьованого Міжнародною асоціацією соціального забезпечення. На підприємствах компанії визначено філії, структурні одиниці, виробничі підрозділи, де передбачено реалізувати пілотні про-екти щодо впровадження Семи «Золотих правил».

Наприкінці 2015 року в Нафтогазі створено Робочу групу з питань охорони праці, до складу якої увійшли представники групи Нафтогаз, Профспілки працівників нафтової і газової промисловості України, Федерації роботодавців гірників України, редакції журналу «Охорона праці», міжнародні екс-перти та аудитори з охорони праці. Робоча група розробила план заходів Нафтогазу на 2016 рік, який включає зокрема, розробку

Методики щодо ідентифікації небезпек та оцінювання ризиків виникнення нещасних випадків в компанії, складання реєстрів цих ризиків та ін.

Навчання працівників компанії з питань охорони праці та промислової безпекиБезпечні умови праці залежать не лише від технічного стану виробничих об’єктів та обладнання, але і від культури безпечної праці, а також від відповідального ставлення працівників до дотримання вимог охорони праці та промислової безпеки. Тому Нафтогаз приділяє значну увагу навчанню працівників з питань охорони праці.

Компанія у 2015 році організувала та провела тренінг-семінар з розвитку та просування культури охорони праці на її підприємствах, галузеву та робочі наради щодо:

• євроінтеграційних процесів України з управління гігієною та безпекою праці;

• адаптації національного законодавства з охорони праці до європейського законо-давства;

• практичних дій керівництва та персоналу підприємства стосовно оцінки ризиків виникнення нещасних випадків, способів управління ризиками, зниження рівня травматизму шляхом впливу на поведінку працівників в комплексі із впровадженням технічних аспектів;

Виробничий травматизм на підприємствах групи Нафтогаз, 2014-2015 роки

23

8

2014

24

5

2015

Витрати (інвестиції)Нафтогазу на охорону праці, 2014-2015 роки, млн грн

87,2

2014

136,4

2015

потерпілі внаслідок нещасних випадків на виробництві

смертельні випадки на виробництві

КОМПАНІЯ ПРАГНЕ ВПРОВАДИТИ СІМ «ЗОЛОТИХ ПРАВИЛ» З УПРАВЛІННЯ ОХОРОНОЮ ПРАЦІ, ЯКИМИ КЕРУЮТЬСЯ ПРОВІДНІ ДЕРЖАВИ ЄВРОПЕЙСЬКОГО СОЮЗУ:1. Відповідальність та лідерство у

забезпеченні охорони праці.

2. Виявлення небезпек та ризиків (систематична ідентифікація не-

безпек та ризиків: оцінка ризиків та аналіз нещасних випадків, про-фесійних захворювань та аварій).

3. Визначення цілей щодо охорони праці (визначення пріоритетних ризиків та цілей профілактичних програм).

4. Створення безпечної системи (системна організація охорони праці та безпеки дорожнього руху).

5. Використання безпечної та справ-ної техніки, систем протиаварійно-

го захисту та керування техноло-гічними процесами.

6. Підвищення кваліфікації (до-тримання кваліфікаційних вимог, навчання та інструктажі керівників і робітників).

7. Інвестиції в персонал (мотивація пра-цівників до формування та ефективно-го функціонування системи управ-ління охороною праці та безпекою дорожнього руху, зміна ролі працівни-ків з пасивної на активну, закладення основи для безпечної поведінки).


138 139

СИСТЕМА УПРАВЛІННЯ ЕКОЛОГІЧНОЮ БЕЗПЕКОЮ. ПІДХОДИ КОМПАНІЇ ДО РОЗВИТКУ МІСЦЕВИХ ГРОМАДДля місцевих громад компанія реалі-зує соціальні програми у тих сферах, де фінансова підтримка найбільш необхідна, та забезпечує довготривалі результати: розвиток інфраструкту-ри, газифікація населених пунктів, підтримка лікарень, дитсадків та шкіл, розвиток культури та спорту.

СОЦІАЛЬНІ ПРОГРАМИ КОМПАНІЇ З РОЗВИТКУ МІСЦЕВИХ ГРОМАД

Соціальні інвестиції групи Нафтогаз у розвиток місцевих громад у 2015 році склали близько 43 млн грн.

Одна з дочірніх компаній групи На-фтогаз – Укргазвидобування – у Харків-ській, Полтавській, Львівській областях проводить роботи з розвідки родовищ, буріння свердловин та видобутку газу. На підприємствах Укргазвидобування працює значна частина місцевих меш-канців. Компанія розуміє, що розвиток селищ, міст і цілих районів багато в чому

На корпоративному рівні:• розроблення та впровадження «Сис-

теми управління у сфері гігієни та безпеки праці» в Нафтогазі відповід-но до вимог міжнародного стандарту OHSAS 18001:2007 «Системи управління гігієною та безпекою праці. Вимоги», відповідних документів Міжнародної організації праці та Міжнародної асоціації соціального забезпечення, зокрема, Сім «Золотих правил», у тому числі:

• впровадження єдиної технічної політики у сфері гігієни та безпеки праці, аналіз стану травматизму на виробництві, умов праці та аварійності, розроблення профі-лактичних заходів;

• розроблення та впровадження методик постійної ідентифікації небезпек, оціню-вання ризиків виникнення нещасних випадків, інцидентів, професійних захво-рювань, дорожньо-транспортних пригод та аварій на виробництві, реалізація необхідних засобів управління (менедж-менту);

• розвиток менеджменту у сфері гігієни та безпеки праці підприємств, сприяння впровадженню підприємствами компанії системи управління гігієною та безпе-кою праці, організація нефінансового аудиту і сертифікації за міжнародними стандартами OHSAS 18001:2007 «Системи управління гігієною та безпекою праці. Вимоги»;

• виконання Плану екологічних і соціальних заходів (кредитна угода з ЄБРР);

• виконання Плану організаційно-техніч-них заходів з охорони праці на 2016 рік, Комплексних заходів для досягнення вста-новлених нормативів та підвищення рівня охорони праці.

На локальному (апаратному) рівні:• виконання в рамках Кредитної угоди

з ЄБРР Плану екологічних та соціальних заходів, які передбачають впровадження системи управління гігієною та безпекою праці, відповідних міжнародних стандартів менеджменту;

• забезпечення проведення ідентифікації небезпек та оцінювання ризиків виникнен-ня нещасних випадків, інцидентів в апараті компанії;

• реалізація заходів, спрямованих на впро-вадження британського стандарту PAS 1010:2011 «Керівництво з менеджмен-ту психосоціального ризику на робочому місці», методичних рекомендацій «Орієн-тири щодо попередження виробничого стресу. Практичні заходи щодо удоскона-лення роботи з попередження стресу на робочому місці», розроблених Міжнарод-ною організацією праці, менеджменту пси-хосоціальних ризиків, та для подальшого підвищення рівня культури виробництва в компанії.

Нафтогаз прагне бути відповідальним партнером для місцевих громад. Група Нафтогаз сплачує податки та створює гідні умови праці, а також сприяє соціально‑економічному розвитку територій, де вона працює, та сталому розвитку українського суспільства. Група Нафтогаз підтримує законодавчу ініціативу, що має на меті домогтися відрахування до місцевих бюджетів громад, на території яких відбувається видобування корисних копалин, до 5% від обсягу рентних платежів.

РОЗВИТОК МІСЦЕВИХ

ГРОМАД

ОСНОВНІ НАПРЯМКИ СОЦІАЛЬНИХ ІНВЕСТИЦІЙ ГРУПИ:

інфраструктура, в тому числі ремонти житлових будинків, будівництво та ремонти доріг, водогонів, газифікація населених пунктів

підтримка та розвиток освіти

підтримка та розвиток охорони здоров’я

підтримка та розвиток культури

підтримка та розвиток спорту

Принципи групи щодо здійснення соціальних інвестицій:

• Системність. Проекти Нафтогазу мають сприяти сталому розвитку територій, де працюють компанії групи.

• Актуальність та ефективність. Соціальні проекти Нафтогазу мають на меті покращення якості життя та вирішення соціальних проблем на територіях, де працюють компанії групи.

• Соціальне партнерство та залучення зацікавлених сторін, в тому числі діалог та співпраця з місцевою владою, громадськими організаціями, залучення їх до розробки та реалізації соціальних програм групи.

• Відкритість та прозорість. Інформація про соціальні проекти групи є відкритою для всіх зацікавлених сторін. Група публікує звіти щодо використання коштів на реалізацію соціальних програм.

Структура витрат (інвестицій) Нафтогазу на охорону праці,2015 рік, млн грн

5,2організація і проведення медичних оглядів працівників

2,3проведення атестації робочих місць

26,6приведення основних фондів підприємств у відповідність

з нормативними вимогами охорони праці

7,0надання працівникам спеціального харчування

6,6усунення та мінімізація впливу небезпечних

і шкідливих виробничих факторів на працівників6,2

навчання з питань охорони праці

28,2інші заходи

1,4придбання аптечок та їх укомплектування

0,3забезпечення працівників нормативними документамиз охорони праці

0,6забезпечення роботи кабінетів з охорони праці

51,8забезпечення працівників засобами індивідуального захисту

У грудні 2015 року три фахівці Служби охорони праці компанії підвищили кваліфікацію за напрямками: «Розробка та впровадження систем менеджменту на основі управління ризиками» та «Аудит і сертифікація систем менеджменту». Учасники заходу отримали відповідні сертифікати Академії систем менеджменту гігієни та безпеки праці та ТОВ «Технічні та управлінські послуги», яке є офіційним представником TÜV SÜD (м. Мюнхен, Німеччина) на території України і виконує послуги з аудиту та сертифікації


140 141

Працівники компанії, які від початку бойових дій на сході України займаються волонтерською діяльністю у військових ме-дичних закладах та підтримують українських військових, беруть безпосередню участь в ухваленні рішень щодо розподілу зібраних колективом коштів.

У 2014-2015 роках працівники Нафтогазу допомогли понад 50 військовим частинам, які беруть участь у воєнних діях у зоні АТО. Також із зібраних коштів надається допо-мога Головному військовому клінічному госпіталю (м. Київ), Ірпінському військовому госпіталю та Білоцерківському військовому госпіталю, де проходять лікування та реабі-літацію військовослужбовці, які постражда-ли внаслідок бойових подій на сході країни.

У 2016 році співробітники Нафтогазу про-довжують відраховувати кошти з власного заробітку на допомогу Збройним силам України.

Крім того, в лютому 2015 року Газ України (дочірнє підприємство Нафтогазу) передав 174 одиниці техніки Міністерству інфра-структури та Службі безпеки України для використання в зоні проведення АТО. Пере-дано легкові та вантажні автомобілі, а також екскаватори, бензоелектростанції, радіос-танції та інші технічні засоби.

За ініціативою Нафтогазу також було переда-но 50 квартир у місті Горішні Плавні Пол-тавської області (колишній Комсомольськ) до Міністерства внутрішніх справ України

для забезпечення житлом учасників АТО та їхніх родин.

ЗБЕРЕЖЕННЯ ІСТОРІЇ СТАНОВЛЕННЯ НАФТОВОЇ ПРОМИСЛОВОСТІ Нафтогаз вважає важливим зберегти для наступних поколінь історію становлення на-фтової промисловості в Україні. За підтрим-ки компанії у 2012-2013 роках був створе-ний та функціонує музей нафтопромислів Галичини у селищі Пнів Надвірнянського району Івано-Франківської області. Музей висвітлює хід розвитку техніки і технологій нафтогазової промисловості, починаючи з XVIII ст.

Крім того, компанія підтримує музей Івано- Франківського національного технічного у ніверситету нафти і газу.

На підприємствах, що входять до групи Нафтогаз є постійно діючі експозиції:

• Найбільш відомий в Україні музей нафто-вої і газової промисловості, що розташо-ваний у м. Борислав Львівської області.

• Музей газової промисловості України, Львівгаз.

• Музей (експозиція), що знаходиться в Київтрансгазі (Укртрансгаз).

залежить від її підприємств. У 2015 році Укргаз видобування уклало угоди про спів-робітництво з Харківською, Полтавською та Львівською облдержадміністраціями, згідно з якими компанія ремонтувала дороги та житловий фонд у маленьких містечках та селах, а також допомагала освітнім та медич-ним закладам.

• В рамках угоди про співробітництво з Харківською облдержадміністрацією Укргазвидобування у 2015 році відремон-тувало дахи житлових будинків, лікарні, будинок культури, спортивний зал та сис-тему опалення у школі у Балаклійському та Краснокуцькому районах. Компанія також відремонтувала систему опалення у школах Первомайського району. Крім того, було збудовано фізкультурно-оздо-ровчий комплекс, де зможуть займатися спортом та оздоровлюватися мешканці міста Первомайський.

• В рамках угоди про співробітництво з Полтавською облдержадміністрацією Укргазвидобування відремонтувало дороги в 11 районах Полтавської області: у Гадяцькому, Лохвицькому, Дикансько-му, Котелевському, Зіньківському, Чутів-ському, Карлівському, Решетилівському, Миргородському, Машівському, Новосан-жарському районах.

• У Львівській області на виконання угоди про співробітництво Укргазвидобування виділило 5 млн грн на відновлення до-рожнього покриття до м. Прилбич – місця народження митрополита Андрія Шеп-тицького.

БЛАГОДІЙНА ДІЯЛЬНІСТЬ Починаючи з 2014 року в Нафтогазі діє благо-дійна акція «Різдвяний вогник», яка підтримує дітей-сиріт та дітей, позбавлених батьків-ського піклування, дітей-інвалідів, дітей з ба-гатодітних та малозабезпечених сімей.

Спільними зусиллями працівників Нафто-газу було зібрано подарунки до Різдва та Дня Святого Миколая, які отримали дітки з сімей, які перебувають в складних жит-тєвих обставинах та знаходяться на обліку в Службі у справах дітей Фастівської РДА.

Допомога армії, добровольчим батальйонам та постраждалим під час проведення антитерористичної операції на сході України Починаючи з кінця 2014 року співробітники Нафтогазу щомісяця перераховують власні кошти в розмірі одноденного заробітку для допомоги військовим частинам у зоні проведення АТО та пораненим, які перебу-вають у військових шпиталях. За період дії акції і до кінця даного звітного періоду було зібрано на зазначені цілі понад 6 млн грн. На зібрані кошти закуплено військовий одяг, взуття, бронежилети, каски, карімати, термо-білизну, тактичні рюкзаки, окуляри, дизельні генератори, теплоконвектори, автомобільні шини, набори інструментів для ремонту військової техніки, запасні частини, медичне обладнання та медикаменти для військових частин та медичних рот, які дислокуються безпосередньо у зоні бойових дій.

Соціальні інвестиції Нафтогазу у розвиток місцевих громад, 2015 рік, напрямки

Вже кілька років поспіль працівники групи Нафтогаз на волонтерських засадах допомагають пораненим воїнам Збройних сил України, що перебувають на лікуванні в Національному інституті хірургії та трансплантології ім. О.О. Шалімова, обласному госпіталі для ветеранів війни Житомирської обласної ради, Білоцерківському військовому госпіталі (ВЧ А 3122), Ірпінському військовому госпіталі (ВЧ А 2923), Артемівській центральній районній лікарні, Національному військово-медичному клінічному центрі «Головний військовий клінічний госпіталь», клінічній лікарні «Феофанія»

області

12%Львівська обл(5 млн грн)

44%Полтавська обл (19 млн грн)

44%Харківська обл

(19 млн грн)

всього близько

43 млн грн 18%спорт

18%культура

5%медичні заклади

3%освітні заклади

12%інші

61%інфраструктура

всього близько

43 млн грн

Завдяки соціальним інвестиціям Нафтогазу газ надходить до найвіддаленіших куточків країни, ремонтуються дороги та житлові будинки, покращуються умови у медичних закладах, дитсадках та школах

142 143

Фізкультурно-оздоровчий комплекс «Газовик» в смт Червоний Донець, збудований на замовлення ГПУ «Шебелинкагазвидобування» (дочірня компанія Укргазвидобування)

ВЗАЄМОДІЯ ІЗ ЗАЦІКАВЛЕНИМИ СТОРОНАМИ Керуючись у своїй діяльності принципом інформаційної відкритості та прозорості, Нафтогаз відкритий до взаємодії з усіма зацікавленими сторонами щодо питань можливого екологічного та соціального впливу господарської діяльності підприємств групи. В Нафтогазі діє «Порядок взаємодії із зацікавленими сторонами», який розповсюджується на всі види діяльності компанії та застосовується до проектів, які мають значний вплив на довкілля та життя громад або до яких виявлений інтерес зацікавлених сторін.

Нафтогаз на своєму сайті розмістив текст Екологічної політики, оприлюднює річні звіти, де йдеться про заходи, яких вживає компанія для зменшення свого впливу на навколишнє середовище. Дочірні підприємства групи Нафтогаз регулярно готують та подають до державних органів виконавчої влади та управлінь статис-тики звітність щодо показників впливу господарської діяльності на навколишнє середовище, а також звіти щодо виконан-ня планів природоохоронних заходів.

ФІНАНСУВАННЯ ПРИРОДООХОРОННОЇ ДІЯЛЬНОСТІ Підприємства групи щорічно розробляють та фінансують плани комплексних природоохоронних заходів, спрямованих на охорону атмосферного повітря, охорону та раціональне використання водних ресурсів, охорону та раціональне використання надр і земельних ресурсів, а також поводження з відходами.

У 2015 році поточні витрати та капітальні інвестиції дочірніх підприємств Нафто-газу, спрямовані на охорону навколиш-нього середовища, склали 75,3 млн грн. Крім того, оплата послуг природоохорон-ного призначення склала 52,2 млн грн. Екологічний податок у 2015 році становив 30,4 млн грн.

ОЦІНКА ВПЛИВУ НА НАВКОЛИШНЄ СЕРЕДОВИЩЕ. ЕКОЛОГІЧНИЙ МОНІТОРИНГ ТА КОНТРОЛЬ Специфіка діяльності виробничих підприємств Нафтогазу, а саме – видобування нафти та природного газу з традиційних джерел, транспортування та зберігання газу і нафти – пов’язана із впливом на навколишнє середовище: повітря, водні та земельні ресурси. Маючи на меті мінімізувати вплив на навколишнє середовище, Нафтогаз проводить екологічну оцінку своєї господарської діяльності на усіх етапах – від розробки проектів (планування проектів, підготовка техніко-економічних обґрунтувань) до реалізації проектів, відповідно до чинного законодавства України та з урахуванням принципів європейського екологічного права.

Компанія виділяє такі основні види діяль-ності з екологічним впливом:

• геологорозвідувальні та бурові роботи під час пошуків, розвідки та підготовки до експлуатації нафтогазових об’єктів;

• видобування і транспортування нафти та газу і вирішення проблеми еколо-гічної безпеки під час експлуатаційних робіт;

• екологічна безпека при зберіганні нафти й газу, та при транспортуванні магістральними газо- та нафтопрово-дами;

• несанкціоновані врізання в трубопро-води, які призводять до втрат нафти і нафтопродуктів та нафтохімічного забруднення довкілля, а також по-шкодження газопроводів у результаті бойових дій.

Для контролю над екологічними ризика-ми компанія впроваджує ефективну систе-му управління охороною навколишнього середовища, а також реалізує природо-охоронні заходи, мова про які піде далі у цьому звіті.

СИСТЕМА УПРАВЛІННЯ ЕКОЛОГІЧНОЮ БЕЗПЕКОЮОсновним документом, відповідно до якого Нафтогаз здійснює свою діяльність у галузі охо-рони навколишнього середовища, є Екологічна політика.

Екологічна політика є основою для визначення екологічної стратегії компанії, планування та здійснення її природоохоронної діяльності, раці-онального використання природних ресурсів та підвищення рівня екологічної безпеки виробни-чих об'єктів підприємств групи.

Нафтогаз розробляє та реалізує низку захо-дів, які спрямовані на охорону і раціональне використання водних ресурсів, атмосферного повітря, надр, земельних ресурсів та пово-дження з відходами з урахуванням положень, завдань та цілей стратегії державної екологічної політики України на період до 2020 року та ін-ших законодавчих і нормативних документів. В компанії реалізується «Комплексний план заходів з охорони навколишнього природного середовища» на 2015-2020 роки1.

*Надалі у документі вживається скорочена назва – Комплексний план.

Для проведення узгодженої природоохоронної, енерго- і ресурсоощадної діяльності в рамках єдиної концепції в складі компанії працює Департамент з охорони праці, екологічної та промислової безпеки. Також при наглядовій раді компанії створено комітет з охорони праці, екологічної та промислової безпеки. Вищим керівником у системі управління охороною на-вколишнього середовища є голова правління.

Впровадження міжнародних стандартівПідприємства компанії удосконалюють підходи до управління своєю діяльністю у галузі охорони навколишнього середовища та впроваджують систему екологічного менеджменту відповідно до міжнародного стандарту ISO 14001 як невід’єм-ної складової інтегрованої системи менеджменту Нафтогазу. У 2015 році Укртрансгаз пройшов сертифікацію системи управління екологічною безпекою відповідно до ISO 14001. Цю ж систему впровадили також Укрнафта та Укргазвидобуван-ня. Відповідно до Комплексного плану заходів, на підприємствах групи у 2017 році заплановано впровадження системи екологічного управління відповідно до ISO 14001 в Укравтогазі, Укртранс-нафті, Укрспецтрансгазі, а також інших дочірніх компаніях та підприємствах групи.

ОСНОВНІ ПРИНЦИПИ ЕКОЛОГІЧНОЇ ПОЛІТИКИ НАФТОГАЗУ:

лідерство та відповідальність

баланс економічних, екологічних та соціальних інтересів

ефективний екологічний менеджмент

застосування найкращих технологій

пріоритет превентивних заходів

екологічна освіта та культура

відкритість інформації та прозорість комунікацій

Нафтогаз усвідомлює всю міру відповідальності перед нинішнім і майбутніми поколіннями за вплив своєї діяльності на навколишнє середовище. Серед головних пріоритетів компанії – гармонізація економічних інтересів підприємств Нафтогазу з екологічними та соціальними інтересами суспільства.

ЕКОЛОГІЯТА БЕЗПЕКА

Детальніше ознайомитися з Екологічною політикою компанії можна на сайті www.naftogaz.com

У своїй діяльності Нафтогаз керується принципами європейського екологічного права


144 145

Враховуючи значну кількість устано-вок-об’єктів дозвільної системи на під-приємствах нафтогазової галузі, Нафтогаз бере активну участь у різноманітних заходах, проектах та навчальних про-грамах щодо проблем, які вимагатимуть вирішення в процесі впровадження УСТВ. Компанія розпочала відбір об’єктів під-приємств для реалізації пілотних проектів з впровадження УСТВ.

Крім того, Комплексним планом на 2015-2020 роки передбачено здійснення заходів щодо забезпечення скорочення обсягу викидів парникових газів, зокрема, оптимізація технологічних режимів наяв-ного паливоспоживального обладнання та його модернізація, виявлення мобіль-ними лабораторіями витоків із запірної арматури та їх усунення за допомогою сучасного обладнання та високоефектив-них ущільнювальних матеріалів.

З метою скорочення емісії парникових газів необхідно вирішити ряд проблем, притаманних технологічним процесам транспортування газу, а саме:

• проведення широкомасштабної мо-дернізації обладнання магістральних газопроводів з широким залученням сучасних технологій;

• запровадження нових технологій при проведенні регламентних і ремонтних робіт, спрямованих на енерго- та ре-сурсозбереження та захист довкілля.

Посилення контролю Укртрансгазом за використанням газу на виробничо-тех-нологічні потреби (ВТП) сприяло тому, що економічний ефект від різниці між плановими та фактичними витратами газу у 2015 році склав 1,5 млрд грн. Якщо у 2013 році використали 2,4 млрд куб. м природного газу для ВТП, то у 2014 році – 1,8 млрд куб. м, а в 2015 – 1,5 млрд куб. м.

Завдяки регуляторним змінам, які ак-тивно підтримував Нафтогаз, у 2015 році вперше за багато років відбулося суттєве зменшення обсягів використання газу домогосподарствами. Економія близько 2 млрд куб. м газу не пояснюється такими факторами як втрата частини терито-рії, зміна температури або нормативів споживання газу. Це скорочення попиту на газ є результатом зміни у поведінці споживачів, що пояснюється, передусім, наближенням ціни на газ для населення до ринкового рівня та заміною державних крос-субсидій Нафтогазу на адресні субси-дії незаможним громадянам. Детальніше див. Аналіз: перехід від прихованих до адресних субсидій.

ОХОРОНА АТМОСФЕРНОГО ПОВІТРЯЗ метою запобігання забрудненню ат-мосферного повітря Нафтогаз у 2015 році реалізував заходи, що містяться у Плані

природоохоронних заходів компанії на 2015-2020 роки, в тому числі:

• здійснено ремонт і заміну аварійних ділянок трубопроводів;

• контроль за корозійним станом, елек-трохімічний захист, внутрішньотрубне діагностування трубопроводів;

• ревізія, ремонт і заміна запобіжних дихальних клапанів резервуарів і апаратів.

Впродовж 2015 року на підприємствах групи проведено інвентаризацію стаціонарних джерел викидів забрудню-вальних речовин в атмосферне повітря. На підставі проведених робіт отримано дозволи на викиди забруднюючих речо-вин в атмосферне повітря.

Загальний обсяг викидів забрудню-вальних речовин у атмосферне повітря стаціонарними джерелами об’єктів під-приємств компанії у 2015 році становив близько 4,1 млн т, що на 13% менше ніж у 2014 році.Згідно з даними статистичної звітності в останні роки в цілому на підприєм-ствах компанії спостерігається тенденція до скорочення викидів забруднювальних речовин, у тому числі метану, сполук азоту, оксиду та діоксиду вуглецю.Зменшення викидів в атмосферу у 2015 році в порівнянні з 2014 роком стало можливим завдяки, в тому числі, реалізації Нафтогазом низки проектів

Екологічний моніторинг та контрольНа всіх підприємствах групи Нафтогаз відповідно до чинного законодавства України та власних нормативних документів компанії проводиться контроль за рівнем техногенного навантаження на довкілля та аналіз стану екологічної безпе-ки в районах впливу виробничої діяльності підприємств. Здійснюється моніторинг стану поверхневих і ґрунтових вод та контроль викидів у атмосферне повітря, якості стічних вод, стану зе-мельних ресурсів, а також контроль за витоками природного газу. За результатами моніторингу та в разі необхідності компанія може коригувати заплановані природоохоронні заходи та опера-тивно реагувати на нештатні ситуації.

Усунення витоків природного газуОдним з дієвих шляхів зменшення втрат при-родного газу є виявлення та усунення витоків природного газу через нещільності кранових вузлів, фланцевих та різьбових з’єднань. Для цього в Нафтогазі було сформовано систему моніторингу витоків та забезпечено необ-хідним обладнанням і приладами мобільні лабораторії в кожному управлінні магістраль-них газопроводів Укртрансгазу. Усі мобільні лабораторії Укртрансгазу пройшли атестацію в ДП «Укрметртестстандарт» на технічну компетентність і незалежність з вимірювань та отримали відповідні свідоцтва. Виявлення місць витоків природного газу здійснюєть-ся методами електронної індикації (прилад для вимірювання об’єму витоків газу Hi-Flow

Sampler «Bacharach»), акустичного визначення витоків.

ВНЕСОК КОМПАНІЇ У БОРОТЬБУ ЗІ ЗМІНОЮ КЛІМАТУ Проблема зміни клімату знаходиться у центрі уваги екологів, науковців та світової спільноти. Нафтогаз робить свій внесок у боротьбу зі змі-ною клімату, активно долучившись до проек-тів Кіотського протоколу, один з ефективних механізмів якого – реалізація проектів спільного впровадження.

Перший період дії Кіотського протоколу закінчився у 2012 році. У 2015 році на 21-ій Конференції сторін рамкової конвенції ООН зі змін клімату у Парижі була підписана нова міжнародна угода щодо проблем клімату та прийняті нові механізми щодо зменшен-ня викидів. Країни- учасниці, в тому числі Україна, подали національні програми боротьби зі змінами клімату на планеті для формування тексту світової кліматичної угоди. Одним з інструментів, спрямованих на зниження викидів парникових газів, є впровадження національної системи торгівлі дозвільними одиницями на викиди парни-кових газів (УСТВ), що передбачено Директи-вою 2003/87/ЄС Європейського Парламенту та Ради Європи від 13 жовтня 2003 року, за якою Україна до 1 січня 2017 року повин-на здійснити повну імплементацію передба-чених нею заходів.

Поточні витрати та капітальні інвестиції дочірніх підприємств Нафтогазу на охорону навколишнього середовища, 2014-2015 роки, млн грн

Екологічні податки, сплачені підприємствами групи Нафтогаз, 2014-2015 роки, млн грн

66,7

72,8

2014 2014

75,330,4*

2015 2015

* Зменшення суми екологічного податку в 2015 році у порівняно з 2014 роком пов'язане із припиненням оподаткування екологічним податком викидів забруднювальних речовин в атмосферу пересувними джерелами забруднення з 01.01.2015

СПІВПРАЦЯ З МІЖНАРОДНИМИ ФІНАНСОВИМИ ІНСТИТУТАМИУ жовтні 2015 року було укладено кре-дитну угоду з ЄБРР у розмірі 300 млн дол., що призначена для закупівлі газу на за-хідному кордоні України1. Однією з умов надання кредиту ЄБРР була реалізація

1У травні 2016 року НАК «Нафтогаз України» виплатила останній транш позики за понов-лювальною кредитною лінією, узгодженою з ЄБРР минулого року. Протягом грудня 2015 року та січня 2016 року Нафтогаз повністю використав доступні кошти за кредитом у розмірі 300 млн дол. Виплати процентів та по-вернення кредиту відбулися вчасно. Кредитна лінія продовжує діяти до 2018 року

Урядом України плану дій щодо рефор-ми корпоративного управління в НАК «Нафтогаз України».

Процес реформування системи корпора-тивного управління в компанії розпо-чато в 2015 році2 з розробки плану дій, до створення якого долучилися експерти міжнародних компаній Baker & McKenzie та PWC.

Компанією підготовлено План дій щодо виконання Плану екологічних та соціаль-них заходів, передбачених кредитною 2Детальніше про реформування системи корпоративного управління читайте на сайті компанії: www.naftogaz.com, а також у розділі Корпоративне управління

угодою з ЄБРР. Основною метою Плану дій є покращення екологічно-соціальної діяльності Нафтогазу, її гармонізація з міжнародними стандартами, введення екологічної, соціальної та безпекової складових у низку виробничих та управ-лінських процесів (закупівлі, робота з підрядниками, земельні відносини, впровадження нових проектів, комуніка-ції, робота з персоналом, розроблення та впровадження методик оцінювання та керування ризиками за відповідними напрямками тощо). ЄБРР проводить мо-ніторинг впровадження нових стандартів звітності, прозорості, екологічної та соці-альної відповідальності у Нафтогазі.

У 2015 році затверджено Екологічну політику компанії та Типове положення про службу екологічної та радіаційної безпеки, оновлено та оптимізовано екологічну звітність підприємств

У першому періоді дії Кіотського протоколу (до 2012 року) Нафтогаз реалізував проекти спільного впровадження, що дозволило скоротити викиди на 20 млн тонн СО2 екв. Завдяки реалізації цих проектів було впроваджено енергозберігаючі заходи, залучено інвестиції в модернізацію технологічного обладнання компанії


146 147

ПОВОДЖЕННЯ З ВІДХОДАМИПідприємства компанії вживають заходів задля зменшення обсягів утворення відходів внас-лідок їх діяльності та зменшення негативного впливу відходів на навколишнє середовище.

Значна частка (понад 90%) відходів виробни-цтва підприємств компанії належать до IV класу небезпеки, тобто до категорії малонебезпечних. Частка відходів I класу небезпеки (надзвичайно небезпечних) на підприємствах компанії складає менше 0,1%. Найбільш поширеними відходами на підприємствах Нафтогазу є відходи буріння, нафтошлами, що утворюються в основному на об’єктах видобування та переробки нафти та газу, а також брухт чорних металів, побутові та буді-вельні відходи, відпрацьовані мастила, акумуля-тори, автомобільні шини та лампи денного світла. Для переробки нафтошламів використовуються установки розділення та переробки нафтошла-мів. Для їх утилізації використовуються технології повернення нафти у технологічний процес або регенерації забруднених ґрунтів безпосередньо на місці нештатних ситуацій. Решта відходів I-III класу небезпеки передаються підприємствами компанії на договірних засадах для подальшої утилізації спеціалізованим підприємствам.

Компанією розроблено «Програму поводжен-ня з відходами на підприємствах на 2016-2020 роки», якою передбачено розроблення планів управління відходами та участь у розро-бленні механізму повного покриття витрат згідно з принципом «забруднювач платить» та прин-

ципом розширеної відповідальності виробника (відповідно до вимог європейських директив 2008/98/ЄС, 2006/21/ЄС). У травні 2015 року Нафтогаз розпочав співпрацю з Державною академією післядипломної освіти та Мінприроди України в частині розроблення та впровадження технології дезактивації насосно-компресорних труб, забруднених джерелами іонізуючого випромінювання природного походження. В результаті співпраці має бути розроблено та погоджено в установленому порядку з Держав-ною інспекцією ядерного регулювання України та Міністерством охорони здоров'я України відповідну сучасну та безпечну технологію

з модернізації та ремонту обладнання, що дозволило скоротити витоки та втрати газу та використання природного газу на власні потре-би, серед яких:

• впровадження технологій ремонту дефек-тних ділянок без випускання газу з газо-проводу;

• максимальний відбір газу з ділянок газо-проводів перед ремонтними роботами;

• будівництво систем утилізації скидного тепла;

• впровадження сучасних електронних систем запалювання на газомотокомпре-сорах 10 ГМК;

• будівництво дотискувальної компресор-ної станції для збирання низьконапірного нафтового газу;

• реконструкція факельних господарств на об’єктах збирання нафти і газу;

• будівництво закритої системи підготовки нафти;

• утилізація газу, дегазація конденсату та нафти та ін.

РАЦІОНАЛЬНЕ ВИКОРИСТАННЯ ВОДНИХ РЕСУРСІВ Розуміючи цінність водних ресурсів, Нафтогаз намагається раціонально використовувати їх

у своїй господарській діяльності. У 2015 році обсяги використання води підприємствами компанії становили 7,02 млн куб. м, що на 7% менше, ніж у 2014 році.

Комплексний план на 2015-2020 роки включає також заходи щодо зменшення обсягів скидів забруднювальних речовин із зворотними водами, зокрема: рекон-струкція та модернізація споруд очистки господарсько-побутових стоків, будівниц-тво рубежів затримання і збору нафти на водних переходах. Протягом 2015 року на підприємствах групи проводились роботи з розробки документації для отримання дозволів на спеціальне водокористуван-ня, розроблялися проекти зон санітарної охорони водозаборів, проекти гранично допустимих скидів, регламенти скидів стічних вод, проводився контроль якості стічних вод, виготовлення паспортів водо-забірних споруд. Використання водних ре-сурсів підприємствами компанії у 2015 році здійснювалось у межах встановлених для них лімітів. Компанія забирає воду для використання у своїй діяльності з таких основних джерел, як артезіанські свердло-вини та поверхневі водойми. Стічні води виробничих об’єктів підприємств компанії для очистки скидають на очисні споруди, де вони проходять очистку механічними, хімічними та біологічними методами. Контроль якості стічних вод проводиться відповідно до технологічних регламентів власними аналітичними лабораторіями або за укладеними договорами.

Структура утворення відходів Нафтогазу, за класами небезпеки, 2014-2015 роки, тис. т

2014 2015

Загальний обсяг відходів, що утворилися на підприємствах Нафтогазу

137,3 102,5

з них:І клас небезпеки 0,1 0,1ІІ клас небезпеки 0,2 0,9ІІІ клас небезпеки 10,9 8,0

ІV клас небезпеки 126,1 93,5

Поводження з відходами на підприємствах Нафтогазу, 2014-2015 роки, тис. т

2014 2015

Обсяг відходів, що утворилися 137,337 102,514Обсяг відходів, що видалено 47,392 4,469Обсяг відходів, що утилізовано та знешкоджено 122,211 51,273Обсяг відходів, що передано стороннім організаціям

86,324 60,911

Викиди оксиду вуглецю (СО) підприємствами Нафтогазу, 2014-2015 роки, тис. т

Викиди метану підприємствами Нафтогазу, 2014-2015 роки, тис. т

Викиди неметанових летких органічних сполук підприємствами Нафтогазу, 2014-2015 роки, тис. т

17,9120,1 8,4

20142014 2014

15,9

71,1

8,2

20152015 2015

41%

11% 2%

Викиди діоксиду вуглецю (СО2) підприємствами Нафтогазу, 2014-2015 роки, тис. т

Викиди оксидів азоту (NОx) підприємствами Нафтогазу, 2014-2015 роки, тис. т

4554,6 14,8

2014 2014

3982,8 12,6

2015 2015

Масштабна модер-нізація паливоспо-живального облад-нання, передбачена проектами інвес-тиційних програм Нафтогазу:

• використання вітчизняного та імпортованого обладнання при заміні газоперека-чувальних агрегатів з ефективністю ви-користання палив-ного газу і екологіч-ними показниками, які відповідають міжнародному рівню;

• застосування но-вітніх технологій, зокрема турбодетан-дерних установок та використання аль-тернативних джерел енергії.

Загальні викиди забруднювальних речовин (без діокисду вуглецю)в атмосферне повітря підприємствами Нафтогазу, 2014-2015 роки, тис. т

162,7

2014

109,333%

13%15%

2015


148 149

ПОЛІТИКА ЕНЕРГОЕФЕКТИВНОСТІ Нафтогаз активно реалізує політику у сфері раціонального використання паливно-енер-гетичних ресурсів, енергоефективності та впровадження альтернативної енергетики.

Пріоритетними напрямками діяльності ком-панії є:

• проведення оцінки енергоефективнос-ті об’єктів підприємств нафтогазового комплексу України (енерегоаудит);

• модернізація або заміна морально за-старілого і фізично зношеного енерге-тичного обладнання;

• заміщення електроенергією природ-ного газу, який використовується для забезпечення роботи газотранспортної системи України;

• реалізація проектів з утилізації скидно-го енергопотенціалу теплоти відхідних газів газотурбінних приводів газопере-качувальних агрегатів;

• реалізація проектів з утилізації скидного енергопотенціалу надлишкового тиску природного газу;

• розвиток геотермальної енергетики з використанням фонду свердловин на родовищах компанії;

• реалізація проектів газозаміщення там, де це є економічно виправданим і тех-нічно можливим;

• впровадження системи енергетичного менеджменту відповідно до вимог між-народного стандарту ISO 50001.

ПРОГРАМА ЕНЕРГОЕФЕКТИВНОСТІ КОМПАНІЇДля досягнення цілей підвищення енергоефек-тивності компанія формує коротко– (щорічні) та довгострокові програми впровадження енергозберігаючих заходів. На підприємствах компанії діє «Програма підвищення енерго-ефективності на 2015-2020 роки», яка спрямо-вана на підвищення енергетичної ефектив-ності технологічних процесів видобування, зберігання, транспортування і розподілу при-родного газу та нафти на виробничих об’єктах Нафтогазу. Компанія розраховує, що завдяки заходам Програми енергоефективності вдасть-ся знизити рівень питомих витрат енергоре-сурсів підприємств орієнтовно на

Плани на 2016 рік:• Впровадження на підприємствах

групи системи екологічного ме-неджменту відповідно до міжна-родного стандарту ISO 14001.

• Екологізація діяльності Нафтогазу на основі міжнародних стандартів відповідно до Плану екологічних та соціальних заходів на 2015-2020 роки, передбачених кредит-ною угодою з ЄБРР.

• Реалізація заходів щодо впро-вадження національної сис-

теми торгівлі дозвільними одиницями, що передбачено Директивою 2003/87/ЄС Єв-ропейського Парламенту та Ради Європи від 13 жовтня 2003 року, згідно з якою Україна до 1 січня 2017 року повинна здійснити повну імплементацію.

• Виконання відповідних заходів Програми поводження з від-ходами на 2016-2020 роки, що дозволить поліпшити управління відходами, знизити наванта-ження на довкілля від діяльності компанії.

Підприємства Нафтогазу є одними з найбільших виробників та одночасно споживачів енергетичних ресурсів в Україні. Тому раціональне використання паливно‑енергетичних ресурсів та підвищення енергоефективності є одним з пріоритетних завдань компанії.

ЕНЕРГОЕФЕКТИВНІСТЬ ТА ЕНЕРГОЗБЕРЕЖЕННЯ

очистки/ дезактивації насосно-компресорних труб і безпечного поводження з відходами в процесі очистки.

ЗНИЖЕННЯ ВПЛИВУ НА НАДРА ТА ЗЕМЕЛЬНІ РЕСУРСИВнаслідок проведення компанією геологорозвіду-вальних, будівельних робіт, а також експлуатації свердловин, трубопроводів та інших виробничих об’єктів може відбуватися механічне порушення та забруднення земель.

З метою охорони ґрунтів та земель Комплексним планом компанії на 2015-2020 роки передбачені заходи щодо ліквідації аварійних витоків нафти і нафтопродуктів, зокрема, використання сорбен-тів, ліквідація та рекультивація нафтових амбарів. З метою оперативного реагування на можливі аварійні ситуацій, пов’язані з витоками нафти і нафтопродуктів, в Укрнафті, Укргазвидобуванні, Укртранснафті щорічно забезпечується попов-нення аварійного запасу препаратів та матеріалів для ліквідації наслідків таких ситуацій. Роботи з локалізації та ліквідації нафтозабруднень ви-конуються відповідно до вимог чинних норма-тивних документів. З метою зменшення впливу на довкілля планується впровадження сучасних технологій буріння та видобування вуглеводнів, оптимізація технологічних режимів, своєчасні ремонти наявного обладнання.

ЕКОЛОГІЧНА КУЛЬТУРАКомпанія розвиває екологічну культуру серед своїх співробітників, а також в українському суспільстві. Адже це – основа відповідального ставлення до навколишнього середовища та ра-ціонального використання природних ресурсів. У 2015 році компанія впровадила концепцію «Зе-лений офіс», розробивши власні «Зелені правила поведінки співробітників на роботі та в побуті». У приміщеннях підприємств групи розміщені інформаційні постери-нагадування щодо необ-хідності берегти ресурси (вимикати світло та кон-диціонери, йдучи з роботи, заощаджувати воду), використовувати функцію економного друку принтера і т. ін. Є серед «зелених правил» і реко-мендації, що стосуються побуту: встановлювати дома побутову техніку та прилади з ресурсозбері-гаючими властивостями, обирати екологічні види транспорту, купувати харчові товари у скляній та паперовій тарі та багато інших порад. Навчання «зеленим правилам поведінки» пройшли понад 50 працівників 22 підприємств компанії.

В компанії організовно збір відпрацьованих ба-тарейок і елементів живлення для їх подальшої безпечної утилізації.

Щорічно співробітники підприємств компанії долучаються до благоустрою та озеленення виробничих майданчиків і прилеглих тери-торій у своїх містах, а також беруть участь у щорічному всеукраїнському заході «За чисте довкілля».

Обсяги використання води підприємствами Нафтогазу, 2014-2015 роки, тис. куб. м

7554

2014

7017

2015

7%


150 151

мальних станцій з безпосереднім викорис-танням тепла.

У 2015 році Нафтогаз провів збір та попе-редній аналіз даних щодо наявних об'єктів (свердловини, що очікують ліквідації). На початковому етапі було проведено досліджен-ня понад 1000 свердловин та був складений реєстр родовищ компанії з пластовими темпе-ратурами понад 85°С відповідно до мінімаль-них технологічних вимог.

На початку 2015 року компанія взяла участь у семінарі ТАІЕХ з глибинної гео-термальної енергетики з метою набуття та переймання досвіду країн з розвинутим геотермальним сектором.

Компанія тісно співпрацює з Італійським Агентством зовнішньої торгівлі (Відділ торговельного обміну Посольства Італії) щодо отримання експертної допомоги для реалізації проектів отримання геотермаль-ної енергії із нафтогазових свердловин.

Подальша реалізація пілотних проектів потребує підготовки техніко-економічного обґрунтування для розробки проектно- технічної та кошторисної документації.

ПЛАНИ НА 2016 РІК:• Активізувати роботи стосовно впрова-

дження Програми енергоефективності компанії.

• Вдосконалити наявну систему енергетич-ного менеджменту з урахуванням вимог міжнародних стандартів серії ISO 50000.

• Розпочати реалізацію проекту технічного переоснащення систем індивідуального опалення та підігріву води для спожива-чів з використанням механізму енерго-сервісних договорів.

20% порівняно з базовим 2014 роком. Загалом за 2015-2020 роки планується досягти економії паливно-енергетичних ресурсів в обсязі 889,60 тис. т умовного палива (622,70 тис. т нафтового еквіва-лента), у тому числі:

• природного газу – 715,40 млн куб. м;

• електричної енергії – 88,60 млн кВт год;

• теплової енергії – 169,10 тис. Гкал.

РЕАЛІЗАЦІЯ ПОЛІТИКИ ЕНЕРГО ЕФЕКТИВНОСТІ У 2015 РОЦІНафтогаз разробив та почав впроваджен-ня Програми підвищення енергоефектив-ності компанії на 2015-2020 роки.

Найбільш вагомими заходами, спрямова-ними на підвищення енергоефективності і реалізованими у 2015 році, були:

• впровадження технологій ремонту де-фектних ділянок без випускання газу з газопроводу;

• виявлення та усунення втрат газу через ущільнення технологічного обладнан-ня;

• максимальний відбір газу з ділянок газопроводів перед проведенням ремонтних робіт;

• використання утилізованого тепла вихлопних газів газотурбінних уста-новок для теплопостачання замість роботи котельні;

• будівництво дотискувальних ком-пресорних станцій для збирання низьконапірного газу;

• модернізації анодного заземлення установок катодного захисту газо-проводів;

• впровадження енергоефективних джерел світла для зовнішнього та внутрішнього освітлення вироб-ничих і офісних приміщень;

• впровадження пристроїв частот-ного регулювання та м’якого пуску асинхронних двигунів.

У 2015 році Нафтогаз провів дослі-дження щодо можливості використан-ня виснажених нафтових та газових свердловин для видобутку геотермаль-ної енергії для забезпечення потреб споживачів у теплі та електроенергії.

За результатами зазначених дослі-джень планується реалізація двох пілотних проектів будівництва геотер-

Результати впровадження Програми енергоефективності у 2015 році: На підприємствах компанії досягнута економія паливно- енергетичних ре-сурсів у обсязі 252,172 тис. т умовного палива, в тому числі:• 192,859 млн куб. м природного газу• 24,891 млн кВт год електроенергії• 108,550 тис. Гкал теплової енергії

Зекономлені ресурсина підприємствах Нафтогазу, 2014-2015 роки

Всього (тис. т у. п.)

Природний газ (млн куб. м)

Теплоенергія (млн Гкал)

Електроенергія (млн кВт год)

Інші види палива (тис. т у. п.)

2015

2014

252,2200,1

192,9151,7

108,686,8

24,923,5

1,31,1

ОСНОВНІ ЦІЛІ НАФТОГАЗУ В СФЕРІ ЕНЕРГОЕФЕКТИ-ВНОСТІ:

підвищення рівня енергоефективності технологічних процесів

вдосконалення процесу управління енергоефективністю при здійсненні технологічних процесів

забезпечення результативного функціонування та постійного вдосконалення Системи енергетичного управління (менеджменту)

зниження рівня енерговитрат за рахунок раціонального використання енергоресурсів та впровадження передових інноваційних енергоефективних технологій

152 153

ників, до його виходу при транспортуван-ні транзитних обсягів за межі держави або при передачі газу до локальних газорозподільних мереж для постачання українським споживачам.

СИСТЕМА ЗАКУПІВЕЛЬ ГРУПИ НАФТОГАЗУ 2015 році група Нафтогаз долучилась до проведення електронних закупі-вель через державну систему ProZorro. Це дозволило забезпечити ефективне та прозоре проведення закупівель това-рів і послуг.

БЕЗПЕКА ТА НАДІЙНІСТЬ ПОСТАЧАННЯ ГАЗУНа жаль, безпека та надійність постачання газу надзвичайно ускладнилися в умовах воєнних дій на Донбасі. Впродовж 2014, 2015 та 2016 років працівники підприємств Нафто-газу неодноразово виконували свої обов’яз-ки, ризикуючи життям і здоров’ям заради безпеки мешканців і стабільного постачання газу українським домогосподарствам та під-приємствам, а також для виробництва тепла та електроенергії для них.

Нафтогаз стикається зі значними викликами щодо безпеки постачання газу. Для відпо-віді на ці виклики та управління ризиками з жовтня 2014 року в Нафтогазі діє управління промислової безпеки в складі департаменту економічної, промислової, інформаційної безпеки та управління ризиками, основні напрямки діяльності якого:

• формування єдиної політики з комплексно-го вирішення питань технічного нагляду і промислової безпеки;

• підтримання підсистеми Єдиної державної системи запобігання і реагування на над-звичайні ситуації;

• контроль виконання нормативних ви-мог з технічного нагляду, промислової безпеки, цивільного захисту та пожежної безпеки, запобігання та ліквідації надзви-чайних ситуацій на об’єктах;

• розроблення і впровадження системи під-готовки та готовності аварійно-відновлю-вальних бригад, аварійно-диспетчерських служб, лінійно-експлуатаційних служб до дій за призначенням;

• координація об’єктових тренувань і нав-чання з питань цивільного захисту.

ЗАБЕЗПЕЧЕННЯ ЯКОСТІ ГАЗУ Забезпечення якості газу під час поставок вітчизняним газорозподільним підприємствам та при транзиті газу до європейських країн – ще один напрямок відповідальності Нафтогазу перед споживачами. Забезпечення якості вклю-чає контроль відповідності фізико-хімічних па-раметрів газу державним стандартам, а також технічним умовам кон трактів та договорів.

Контроль якості газу здійснюється на кожному етапі: від входу газу в газотранспортну систему з-за кордону України або від внутрішніх вироб-

ВІДПОВІДАЛЬНІСТЬ ПЕРЕД СПОЖИВАЧАМИ

Детальніше про те, як група Нафтогаз забезпечує надійність постачання газу читайте у розділі «Безпека постачання газу»

Детальніше про систему закупівель читайте у розділі «Операційна ефективність»


154 155

Середні значення нижчої теплоти згоряння (калорійності) природного газу

8 092 — 8 199

8 200 — 8 299

8 300 — 8 399

8 400 — 8 499

8 500 — 8 599

ХЕРСОНСЬКА8 100

МИКОЛАЇВСЬКА8 274

ВОЛИНСЬКА8 112 РІВНЕНСЬКА

8 149

ДОНЕЦЬКА8 151

ЛУГАНСЬКА8 211

ХАРКІВСЬКА8 336

ЧЕРНІГІВСЬКА8 389

ЗАПОРІЗЬКА8 218

ЧЕРНІВЕЦЬКА8 178

ЖИТОМИРСЬКА8 178

ЧЕРКАСЬКА8 232

ДНІПРОПЕТРОВСЬКА8 432

ПОЛТАВСЬКА8 475

СУМСЬКА8 559

КИЇВСЬКА8 273

ВІННИЦЬКА8 251

ОДЕСЬКА8 258

КІРОВОГРАДСЬКА8 236

ЛЬВІВСЬКА8 182

ЗАКАРПАТСЬКА8 092

ХМЕЛЬНИЦЬКА8 198

ІВАНО-ФРАНКІВСЬКА8 202

ТЕРНОПІЛЬСЬКА8 200

Компанія прагне будувати свої відносини з ключовими зацікавленими сторонами на основі поваги, довгострокової співпраці та принципів оптимальної взаємодії. В ком-панії діє «Порядок взаємодії з зацікавленими сторонами», у якому сформульовані цілі та принципи взаємодії, а також визначені всі зацікавлені сторони компанії, сфери їх інте-ресів та форми взаємодії з ними.

ВЗАЄМОДІЯ КОМПАНІЇ З КЛЮЧОВИМИ ЗАЦІКАВЛЕНИМИ СТОРОНАМИКлючовими зацікавленими сторонами для групи Нафтогаз є працівники, підприємства групи, партнери, ЗМІ, конкуренти, держава та українське суспільство.

Компанія будує відносини із своїми пра-цівниками відповідно до вимог чинного

законодавства України та на основі довго-строкової плідної співпраці, підґрунтям якої є довіра, взаємна повага та орієнтованість на результат. Компанія інформує працівни-ків про важливі корпоративні події через офіційні сайти Нафтогазу та підприємств гру-пи, через корпоративні інтранет-портали, інформаційні стенди та дошки оголошень. Надзвичайно важливим інструментом отри-мання зворотного зв’язку від працівників є зустрічі керівництва компанії зі співробітни-ками та профспілками.

Взаємовідносини компанії та її підприємств будуються на основі відкритості, довіри, вза-ємної підтримки, поваги до професіоналізму один одного.

Компанія взаємодіє з діловими партнерами на основі довгострокової співпраці, взаємної вигоди, поваги, довіри та справедливості, об’єктивності та добросовісності.

Компанія постійно взаємодіє з представника-ми засобів масової інформації та будує відно-

Впровадження системного підходу до взаємодії із зацікавленими сторонами (ЗC) – акціонерами та інвесторами, співробітниками компанії, місцевими громадами, органами місцевого самоврядування, бізнес‑спільнотою, фінансово‑кредитними установами, органами державної влади, контролюючими органами, підрядниками та постачальниками, представниками наукової спільноти, ЗМІ – є пріоритетом для Нафтогазу. Адже ефективна взаємодія із зацікавленими сторонами – це необхідна умова для успішного вирішення економічних, екологічних та соціальних питань.

ВЗАЄМОДІЯІЗ ЗАЦІКАВЛЕНИМИСТОРОНАМИ

Детальніше ознайомитися з Порядком взаємодії компанії з зацікавленими сторонами можна на сайті Нафтогазу www.naftogaz.com

Укртрансгаз здійснює транспорту-вання природного газу для спожи-вачів України від постачальників газу імпортного й українського походження, що надходить до магі-стральних газопроводів Укртранс-газу від газовидобувних компаній групи Нафто газ (Укргазвидобування, Укрнафта), а також приватних видо-бувних компаній.

При прийманні природного газу до магістральних газопроводів Укртранс-газ обов'язково здійснює перевірку його якості. При цьому Укртрансгаз здійснює лише транспортування природного газу, що поставляється до магістральних газопроводів, та не має

технічної можливості змінювати його якість.

Контроль якості природного газу (у тому числі визначення його компо-нентного складу та теплоти згоряння), який передається до газорозподільних мереж, проводиться 67 спеціалізовани-ми хіміко-аналітичними лабораторіями Укртрансгазу.

Уктрансгаз, керуючись принципом прозорості, з березня 2015 року щомісяця публікує дані щодо якості газу в газотран-спортній системі по регіонах України. Залежно від близькості до свердловин, на яких ведеться видобування газу, пунктів входу імпортованого газу та підземних

сховищ теплота згоряння газу – один з ключових показників якості блакитного палива – в різних регіонах коливається від 7 950 до 8 600 ккал/куб. м, але в жодному випадку не виходить за межі державних стандартів, за якими мінімальну допусти-му теплоту згоряння встановлено на рівні 7 600 ккал/куб. м.

Компанія проводить заходи для інформування громадськості щодо фактичної якості газу та контролю за дотриманням якості на належному рівні. В травні 2015 року в Ужгороді про-ведено спеціальний захід для ознайом-лення представників ЗМІ з системою контролю якості газу на магістральних газопроводах.

Детальніше про контроль якості газу читайте на сайті Укртрансгазу utg.ua


156 157

Зацікавлені сторони Сфера інтересів/зацікавленості Форми взаємодії Інструменти взаємодії

Акціонери та інвестори

сталий розвиток компанії; прибуткова діяльність; покращення показників роботи;прозорість діяльності та звітності;позитивний імідж компанії

регулярне інформування;діалог

річний звіт;фінансові звіти;перевірки;переговори;консультації

Співробітники компанії

позитивний імідж компанії; сталий розвиток компанії; покращення умов праці; особистий розвиток; соціальні гарантії та пільги

діалог;регулярне інформування; виявлення думок та інтересів

колективний договір; кодекс корпоративної етики;громадська приймальня;корпоративний сайт;електронні мережі;листування/відповіді на запити;опитування/анкетування;навчання

Профспілки

виконання колективного договору; захист інтересів членів профспілки

діалог;регулярне інформування;спільна діяльність

колективний договір;конференції профспілок;комісія з трудових спорів; комісія з трудових питань;акції

Органи державної влади

сталий розвиток галузі та країни; дотримання норм законодавства; погодження проектів

регулярне інформування;діалог;спільна діяльність; участь у заходах, організованих зацікавленими сторонами

наглядова рада компанії;зустрічі; наради; конференції;звіти;листування

Контролюючі органи

дотримання вимог законодавства; моніторинг діяльності; дозволи та погодження

регулярне інформування

перевірки;звіти;листування

Органи місцевого самоврядування

реалізація соціальних програм; забезпечення робочих місць; забезпечення енергоресурсами; ціни на енергоносії;питання землевідведення;пом'якшення впливу діяльності; компанії на навколишнє середовище

регулярне інформування;діалог; спільна діяльність

листування; проекти; акції

Засоби масової інформації

прозорість діяльності; відкритість та доступність інформації; взаємовідносини з органами державної влади, органами самоврядування та громадськістю

регулярне інформування;діалог

прес-релізи; прес-конференції; інтерв’ю; розсилки новин; звіти

Карта зацікавлених сторін групи Нафтогаз та основні методи взаємодії з ними

сини з ними на принципах відкритості та прозорості, оперативності та готов-ності до діалогу, дотримання високих етичних стандартів спілкування.

Компанія взаємодіє з конкурентами на принципах поваги, завжди вітає та підтримує взаємовигідну співпрацю.

Компанія, усвідомлюючи суспільну зна-чимість своєї діяльності та відповідаль-ність перед державою та українським суспільством, прагне до побудови та підтримання стійких, конструктивних взаємовідносин з органами влади та місцевого самоврядування, які базують-ся на принципах законності, добросо-вісності, професіоналізму, партнерства, взаємної довіри, поваги та непохитно-сті зобов’язань. Здійснюючи діяльність у сфері корпоративної відповідальності, компанія робить свій внесок у сталий розвиток українського суспільства.

ІНФОРМАЦІЙНА ВІДКРИТІСТЬОдин з найважливіших принципів взає-модії компанії із зацікавленими сторона-ми – інформаційна відкритість. Компанія підтримує діалог з усіма зацікавленими сторонами та надає їм достовірну інфор-мацію про свою діяльність, використо-вуючи такі основні інструменти:

• публікація актуальної інфор-мації про діяльність підпри-ємств групи на сайті компанії http://www.naftogaz.com;

• публікація щорічних звітів про діяльність компанії, у тому числі про екологічні та соціальні аспекти;

• проведення круглих столів, кон-сультацій з місцевими громадами у регіонах діяльності компанії;

• інформування місцевих громад про соціальні та благодійні програми компанії.

«Порядок взаємодії з зацікавленими сторонами» розповсюджується на всі види діяльності компанії та застосову-ється до проектів, які мають значний вплив на довкілля та життя громад або до яких виявлений інтерес заці-кавлених сторін. Якщо компанія має намір реалізувати невеликі проекти, що потенційно не мають значного впливу на місцеве населення або інші зацікавлені сторони, можуть застосо-вуватися тільки такі заходи взаємодії, як публікація заяви про наміри в місцевих ЗМІ та організація органами місцевого самоврядування громадсь-ких слухань з метою ознайомлення громадськості з відповідним проектом та врахування громадських інтересів під час розроблення проектів.

ОСНОВНІ ПРИНЦИПИ ВЗАЄМОДІЇ ІЗ ЗАЦІКАВЛЕНИМИ СТОРОНАМИ ГРУПИ НАФТОГАЗ:

Чесність, відкритість, нульова толерантність до корупції

Дотримання вимог законодавства України під час проведення робіт та забезпечення комунікацій

Достовірність інформації

Відкриття комунікацій із ЗС на початковій стадії проекту, до його затвердження

Надання інформації у зручний для ЗС спосіб

Використання найбільш зручних для ЗС майданчиків, форм та способів розміщення інформації

Відсутність будь-якої упередженості та дискримінації щодо ЗС незалежно від віку, статі, віросповідання, культурних традицій

Забезпечення та підтримка двостороннього діалогу та зворотного зв’язку

Підходи до взаємодії компанії з ключовими зацікавле-ними сторонами компанії – працівниками, дочірніми підприємствами, партнерами, ЗМІ, конкурентами, дер-жавою та українським суспільством – також містяться у Кодексі корпоративної етики Нафтогазу на сайті компанії www.naftogaz.com

158 159

Зацікавлені сторони Сфера інтересів/зацікавленості Форми взаємодії Інструменти взаємодії

Фінансово-кредитні установи

виконання договірних зобов’язань; повернення кредитів

діалог;спільна діяльність

переговори;договори;меморандуми;фінансові операції

Організації-партнеривзаємовигідна співпраця; виконання зобов’язань; позитивний імідж компанії

діалог; спільна діяльність

корпоративний сайт;фінансові звіти;ділові зустрічі;переговори;консультації;проекти;акції

Підрядники, постачальники

виконання зобов’язань; своєчасність та надійність поставок; якість продукції (послуг)

діалог;вивчення думок та інтересів

тендерні процедури;договори;акти приймання-здачі робіт та послуг;опитування;листування

Споживачі

якісні та безпечні товари та послуги; забезпечення енергоресурсами;стале теплопостачання; ціни на енергоносії

діалог;вивчення думок та інтересів;участь у заходах, організованих зацікавленими сторонами

корпоративний сайт; конференції;зустрічі; опитування/анкетування;форуми;виставки;публікації в ЗМІ;рекламні акції

Місцеві громади, громадські і благодійні організації

пом'якшення впливу продукції і послуг на навколишнє середовище; партнерство для реалізації спільних проектів

регулярне інформування;діалог;участь у заходах, організованих зацікавленими сторонами

консультації;громадські слухання;наради;круглі столи;акції;соціальні та благодійні програми

Науково-освітні заклади сталий науково-технічний розвиток; підвищення рівня освіти

діалог;спільна діяльність;участь у заходах, організованих зацікавленими сторонами

меморандуми;договори;проекти;науково-дослідні роботи;конференції;круглі столи;семінари; виставки;курси підвищення кваліфікації;навчання

АНАЛІЗ ФІНАНСОВОЇ ЗВІТНОСТІ

Аналіз зауважень аудитора

Основні показники діяльності групи

Аналіз фінансових результатів

Аналіз балансу

Аналіз змін у капіталі

Аналіз руху грошових коштів

Управління ризиками

Прогноз на 2016 рік


160

ОПЕРАЦІЙНІ ДОХОДИ ТА АКТИВИЗА СЕГМЕНТАМИ В 2015 РОЦІмлрд грн

ГАЗ

НАФТА

ІНШЕ

ОПЕРАЦІЙНІ ДОХОДИ

АКТИВИ

66,9Оптова

та роздрібнаторгівля

природним газом 50,0Транспортуванняприродного газу

1,6Зберіганняприродного газу

21,2Виробництвоприродного газу

289,1Транспортуванняприродного газу

180,9Зберігання

природного газу

77,7Виробництвоприродного газу

38,7Оптова та роздрібнаторгівля природним газом

6,5Переробка сирої нафтита газового конденсату

2,8 31,4

3,3Транспортуваннясирої нафти

6,3Видобування сирої

нафти і газовогоконденсату

8,2Переробка сирої нафтита газового конденсату

17,4Видобування сирої

нафти і газового конденсату

26,3Транспортуваннясирої нафти

40,3Міжнародне

9,7Внутрішнє

0,4Зовнішні клієнти

4,8Зовнішні клієнти

16,4Підприємствагрупи Нафтогаз

20,1Промисловість

9,6Підприємства

групи Нафтогаз

20,3Населення

ТКЕ для інших 7,6

ТКЕ для населення 7,0

Бюджетні та інші установи 2,3

1,2Підприємствагрупи Нафтогаз

-27,3Поправка на

внутрішньогруповіпродажі

(елімінація)

139,7

131,2

586,4

669,7

51,916,1

АНАЛІЗ ЗАУВАЖЕНЬАУДИТОРА 2015Щодо звітності Нафтогазу за 2015 рік незалежні аудитори висловили умовно‑позитивну думку стосовно балансу та фінансових результатів групи. Більшість зауважень аудиторів не пов’язані з результатами 2015 року та стосуються порівнянності результатів 2015 року та попередніх періодів.

2013 рік 2014 рік 2015 рік

БАЛАНС6 зауважень,умовно-позитивнадумка

1 зауваження, умовно-позитивнадумка(2% активів)

3 зауваження,умовно-позитивнадумка(2% активів)

ФІНАНСОВІРЕЗУЛЬТАТИ

Відмовавід висловленнядумки

6 зауважень,пов’язаних зі звітністюза 2013 рік,умовно-позитивна думка(38% чистого збитку)

3 зауваження, умовно-позитивна думка(9% чистого збитку)

Зауваження аудитора (в дужках порядковий номер зауваження у звіті аудитора)

Вплив на :

Коментар керівництва НафтогазуБаланс на 31 грудня 2015 року

Фінансовий результат 2015 року

Відновлення контролю над ПАТ «Укрнафта»:Неможливість отримання достатніх аудиторських доказів для обґрунтування визнання, класифікації та подальшого обліку передплат виданих, дебіторської заборгованості та відповідних фінансо-вих витрат (1а, 1б)

так (1% активів)так (2% чистого збитку)

Більшість операцій, яких стосується зауважен-ня, було здійснено до дати відновлення контр-олю. Компанія планує заходи для проведення аналізу даних операцій, включаючи можли-вість їх експертної перевірки

Непідтверджені результати проведен-ня інвентаризації запасів станом на 31 грудня 2015 року та дату відновлення контролю (1в)

так (менше 1% активів)

так (максималь-но 3%, точний вплив немож-ливо визна-чити)

Компанія відновила контроль над ПАТ «Укр-нафта» у липні 2015 року, і планує заходи, щоб уникнути подібних коментарів у фінансовій звітності за 2016 рік

Неможливість визначення ефекту пере-оцінки основних засобів на дату віднов-лення контролю (1г)

нітак (неможливо визначити)

Технічні питання ведення обліку:

Використання різних облікових політик групою, асоційованими підприємствами та спільною діяльністю (СД); відсутність перевіреної аудитом фінансової інформа-ції СД (2)


так (менше 1% чистого збитку)

Компанія веде планову роботу щодо уніфікації облікових політик для цілей підготовки кон-солідованої фінансової звітності на підприєм-ствах групи. В той же час, необхідно зазна-чити, що можливості Нафтогазу впливати на облікову політику підприємств, щодо яких він не здійснює контроль, суттєво обмежені

Питання щодо викривлення даних звітності:

Можлива відмінність сутності витрат від їх юридичної форми згідно з первинни-ми документами на суму 1,4 млрд грн у 2015 році та на суму 2,3 млрд грн у 1 кварталі 2014 року (3)


так (3% чисто-го збитку)

Компанія розпочала корпоративне розсліду-вання щодо цих витрат. Крім того, частину документів щодо цих витрат було вилучено представниками прокуратури України в межах слідства, що проводиться останньою

Зауваження щодо результатів попередніх періодів, що впливають на порівнянність результатів 2015 року та попередніх періодів:Відсутність переоцінки основних засобів станом на 31 грудня 2013 року (4)

ні ні

Зауваження аудитора щодо результатів попе-редніх періодів не мають впливу на фінансову звітність за 2015 рік

Відсутність незалежної оцінки запасів вуглеводнів станом на початок звітного року та вплив на витрати по виснаженню за 2014 рік (5)

ні ні

Неможливість доступу до фінансової інформації та первинних документів Чорноморнафтогазу та інших активів, розташованих в Криму (6)

ні ні

Непідтверджені результати проведення інвентаризації станом на 31 грудня 2013 року (7)

ні ні

Думка, висловлена у звіті незалежного аудитора щодо консолідованої фінансової звітності

* Додатковим ефектом відновлення контролю над ПАТ «Укрнафта» є можлива рекласифікація двох сум між статтями Звіту про прибутки та збитки: частки у результатах асоційованих підприємств у розмірі 1,4 млрд грн та ефекту переоцінки раніше утримуваної інвестиції в ПАТ «Укрнафта» – 1,2 млрд грн. При цьому, дана рекласифікація не матиме впливу на загальний фінансовий результат 2015 року.


164 165

АНАЛІЗ ФІНАНСОВОЇЗВІТНОСТІ

2013 2014 2015 CAGR,%Основні виробничі показники групи*Доведені запаси вуглеводнів (SPE-PRMS), млн барелів нафтового екв. н. д. 1 619 1 521 - Валовий видобуток природного газу, млн куб. м 15 114 15 117 15 276 1%

ПАТ «Укргазвидобування» 15 114 15 117 14 531 -2%ПАТ «Укрнафта» - - 651 - Концесійна угода в Єгипті (частка групи) - - 94 -

Валовий видобуток нафти і газового конденсату, тис. т 738 637 1 313 33% в Україні 645 535 1 190 36% в Єгипті (частка групи) 93 102 123 15%

Обсяги реалізації природного газу, млн куб. м 32 123 29 232 21 796 -18%Транспортування природного газу за контрактом із Газпрому, млн куб. м 86 126 62 197 67 080 -12%Транспортування газу для споживачів України, млн куб. м 44 097 38 122 30 400 -17%Транспортування нафти, млн т 17,6 16,9 16,8 -2%Реалізація нафтопродуктів, тис. т 687 403 358 -28%Реалізація скрапленого газу, тис. т 206 177 232 6%Реалізація природного газу через мережу АГНКС, млн куб. м 130 97 65 -29%Основні фінансові результати групи (в млн грн, якщо не вказане інше)Дохід від реалізації 75 374 80 713 131 248 32%Валовий прибуток/(збиток) (752) (7 307) 8 521 - EBITDA (1 103) (25 050) (13 321) - Збиток до оподаткування, в т.ч. (15 492) (77 447) (38 203) 57%

Фінансові результати по регульованих сегментах** (26 765) (88 058) (57 272) 46%Виробництво природного газу (1 163) (3 861) 609 - Зберігання природного газу (661) (2 986) (2 176) - Продаж та постачання природного газу (24 941) (81 211) (55 705) -

Фінансові результати по нерегульованих сегментах 11 165 10 575 21 721 39%Транспортування та розподіл природного газу 9 435 7 448 21 732 - Переробка сирої нафти і газового конденсату та торгівля нафтопродуктами 1 437 1 995 1 110 - Транспортування сирої нафти 435 1 115 1 636 - Виробництво сирої нафти і газового конденсату 207 291 (2 060) - Інші (349) (274) (697) -

Нерозподілені доходи/витрати та елімінація 108 36 (2 652) - Вигода/(витрати) з податку на прибуток (1 591) 2 800 1 880 - Збиток від припиненої діяльності (874) (13 786) - - Чистий збиток, в т.ч. (17 957) (88 433) (36 323) 42%збиток, що належить акціонерам компанії (17 948) (88 373) (34 053) 38%

2013 2014 2015 CAGR,%Звіт про фінансовий стан групи (в млн грн, якщо не вказане інше)Всього активи, в т.ч. 237 918 516 043 669 700 68%

- основні засоби 181 428 456 548 571 054 77%Власний капітал 106 975 356 958 445 171 104%Неконтрольована частка в капіталі 60 20 5 287 839%Зобов'язання, в т.ч.: 130 883 159 065 219 242 29%

- довгострокові 33 888 97 114 124 978 92% - короткострокові 96 995 61 951 94 264 -1%

Робочий капітал (10 757) 13 098 30 702 - Капітальні інвестиції 4 234 3 672 6 523 24%Звіт про рух грошових коштів групи (в млн грн, якщо не вказане інше)Чистий рух грошових коштів від операційної діяльності (1) 7 155 (58 912) 2 022 -47%Чистий рух грошових коштів від інвестиційної діяльності (2) (3 231) (4 325) (4 978) 24%Витрати в межах фінансової діяльності (погашення позик, сплата відсотків та частки прибутку) (3)

(29 122) (44 161) (41 339) 19%

Зміна залишку коштів на рахунку (4) 109 1 174 5 373 602%Чистий рух грошових коштів до фінансування з держбюджету та інших джерел (дефіцит) (5=1+2+3+4)

(25 307) (108 572) (49 668) 40%

Джерела покриття дефіциту 25 307 108 572 49 668 40% - надходження від позик 19 483 11 962 19 968 1% - реалізація ОВДП, внесених до акціонерного капіталу 5 824 96 610 29 700 126%

* виробничі показники не враховують інформацію по Чорноморнафтогазу, оскільки група втратила контроль над активами товариства через незаконну анексію АР Крим Російською Федерацією. Показники Укрнафти враховуються з дати відновлення контролю групою – з 22 липня 2015 року** регульовані сегменти - це ті, по яких для більшої частини реалізованої продукції, товарів та послуг ціни та тарифи регулюються державою. Інші сегменти належать до нерегульованих

ФІНАНСОВІ КОЕФІЦІЄНТИ

Компанія

Опера-цій ний

прибуток/ (збиток), %

від виручки

Чистий прибуток/

(збиток), % від виручки

ROE, % ROA, %Коефіцієнт ліквідності

Загальний Борг / Влас-ний капітал,

%

Загаль-ний Борг

/ Загальні активи, %

Грошові кошти від

операційної діяльності / Капітальні

інвестиції, % Нафтогаз: 2013 рік -9,0% -23,8% -15,7% -7,1% 44,0% 55,6% 25,0% 195,7%2014 рік -37,5% -109,6% -24,8% -17,1% 71,2% 17,2% 11,9% -1762,6%2015 рік -5,4% -27,7% -8,2% -5,4% 93,2% 16,1% 10,7% 39,3%Компанії-аналоги:BP 1,1% -2,9% -6,5% -2,4% 128,0% 54,0% 20,3% 102,6%Conoco Phillips

10,2% 11,8% 5,2% 3,0% 166,2% 42,6% 24,8% 118,4%

Газпром 18,7% 9,3% 4,3% 3,1% 234,7% 26,7% 19,2% 41,4%GAS NATURAL

12,5% 7,0% 9,8% 3,8% 119,6% 97,7% 37,6% 198,1%

NOVATEK 29,6% 15,6% 17,3% 8,4% 71,0% 83,8% 40,8% 242,0%Kazmunaigaz 72,8% 47,8% 13,4% 12,1% 880,0% 0,6% 0,6% -71,5%ENI -4,1% -13,8% -17,5% -7,0% 135,2% 51,8% 20,6% 112,1%PGNiG 4,3% 7,9% 24,9% 4,2% 217,7% 84,4% 14,2% 321,6%OMV -8,5% -5,6% 9,0% -3,8% 106,2% 35,6% 15,6% 102,3%MOL -5,3% -6,3% -14,1% -6,5% 94,3% 36,7% 17,0% 141,6%Середнє значення

13,1% 7,1% 4,6% 1,5% 215,3% 51,4% 21,1% 130,9%

Медіана 7,2% 7,5% 7,1% 3,1% 131,6% 47,2% 19,7% 115,2%


166 167

АНАЛІЗ ФІНАНСОВИХ РЕЗУЛЬТАТІВ

Доходи та валовий збитокВ цілому по групі доходи (виручка) виросли на 63% порівня-но з минулим роком і склали 131,2 млрд грн, при цьому:

• доходи по регульованих сегментах (продаж та поста-чання природного газу, виробництво природного газу та зберігання природного газу) зросли на 30% та склали 62,5 млрд грн, що пояснюється зростанням цін реаліза-ції природного газу та тарифів на послуги ПСГ, а також відображенням в звітності показників Укрнафти (почина-ючи з 22 липня 2015 року група відновила контроль над Укрнафтою та включила показники діяльності товариства до загальних показників групи. До цього часу інвестиція в Укрнафту відображалась в звітності у складі інвестицій в асоційовані та спільні підприємства);

• доходи по нерегульованих сегментах (видобуток сирої нафти і газового конденсату, транспортування та розподілу природного газу, транспортування сирої нафти, переробка

сирої нафти і газового конденсату та торгівля нафтопродук-тами, інше) зросли на 112% та склали 68,7 млрд грн. Збіль-шення доходів по нерегульованих сегментах в основному стало наслідком зростання обсягу транзиту природного газу та відображення в звітності показників Укрнафти.

В 2015 році частка доходів по регульованих сегментах зменшилась на 12,2% відносно 2014 року та склала 47,6% від загальних доходів групи.

За результатами діяльності у 2015 році вперше за останні 4 роки (з 2011 року) група отримала валовий прибуток в сумі 8,5 млрд грн. (в 2014 році валовий збиток склав 7,3 млрд грн). Формування валового прибутку стало можли‑вим за рахунок зростання прибутку по нерегульованих се‑гментах вдвічі з 13,6 млрд грн до 27,6 млрд грн. Регульовані сегменти, які в 2015 році забезпечили 47,6% доходів групи, незважаючи на те, що з 01.04.15 було розпочато процес при-ведення цін на природний газ до економічно обґрунтованого рівня, в цілому залишились збитковими та призвели до зменшення валового прибутку групи на 19,7 млрд грн.

ФОРМУВАННЯ ФІНАНСОВИХ РЕЗУЛЬТАТІВ ПО СЕГМЕНТАХ

РЕГУЛЬОВАНІ СЕГМЕНТИ

Сегмент виробництва природного газу

Формування доходів по сегментах, млрд грн

Валовий прибуток/збиток, млрд грн

201375,4

201480,7

2015

2014 2015

131,2

Регульовані сегменти

Реалізація газу



Нерегульовані сегменти

Транспортування газу

Переробка нафти та газового конденсату

Видобуток нафти та газового конденсату


Інше








Інше

Загальний валовий прибуток/збиток

%-рентабельність

48,4%

49,5%

-14,7

13,9 13,6

59,8% 47,6%

50,5% 40,2% 52,4%

56,4% 43,6%

3,0%

3,7%0,3%

38,0%

5,0%4,8%

2,5%2,1%

0,4%

30,0%

6,4%0,4%

2,4%1,0%

0,6%0,6%

39,9%

7,7%0,3%

1,9%0,7%

-20,9 -19,7

27,6

2013 2014 2015

-14,0 -22,1 -21,3

1,0 2,8-0,1

0,2

1,6 2,2 3,4

-1,2

0,6 1,9 1,6

-0,6

9,5 22,611,7

-30%

-2%

-39%

-27%

39%

42%

45%

52%

-70%

-35%

-5%

16%

-30%

13%

-72%

2013

* Включаючи додатковий валовий прибуток від елімінації внутрішньогрупових операцій в сумі 0,6 млрд грн

-0,8 -7,3 8,5*

Основні показники сегмента, млн грн (якщо не вказано інше) 2013 2014 2015 CAGR,%Валовий видобуток природного газу, млн куб. м 15 114 15 117 15 276 1%в т.ч.

ПАТ «Укргазвидобування» 15 114 15 117 14 531 -2%спільна діяльність 1 093 1 083 1 075 -1%виробничо-технологічні потреби 422 445 468 5%сировина для виробництва скрапленого газу 92 92 86 -3%власні потреби 84 88 83 0%реалізація для забезпечення потреб населення 13 423 13 409 12 819 -2%

ПАТ «Укрнафта» з урахуванням СП (з 22.07.16)* - - 651 -спільна діяльність - - 291 -газ, використаний на виробництво аміака - - 360 -

Концесійна угода в Єгипті (частка групи) - - 94 -Дохід (виручка), в т.ч.: 5 133 7 474 21 198 103%

- продаж газу Нафтогазу для потреб населення 4 687 4 685 16 362 87% - продаж стороннім організаціям з урахуванням послуг по видобутку природно-го газу

446 2 789 4 836 229%

Валовий прибуток/збиток (97) 959 2 752 -% від виручки -2% 5% 13% -

Результат сегмента (прибуток/збиток до оподаткування) (1 163) (3 861) 609 -% від виручки -23% -52% 3% -

Розмір активів, віднесених до цього сегмента 30 053 44 839 77 702 61%ROA (результат сегменту/активи), % -4% -9% 1%

Капітальні інвестиції 2 053 2 598 4 196 43%

* до доходів сегмента віднесено тільки доходи від реалізації природного газу СП, оскільки газ, що видобувається ПАТ «Укрнафта» використовується для виробництва аміаку і доходи від його реалізації відносяться до сегменту «Переробка сирої нафти і газового конденсату та торгівля нафтопродуктами»

Валовий видобуток природного газу групи в 2015 році склав 15,3 млрд куб. м, що більше за обсяг газу, видобутий в 2014 році на 0,2 млрд куб м. Зростання видобутку стало наслід-ком врахування в фінансовій звітності з 22 липня 2015 року результатів діяльності Укрнафти (+0,7 млрд куб. м) та розпо-чатою з 2015 року реалізацією природного газу, видобутого в межах концесійної угоди в Єгипті (+0,1 млрд куб. м). Видобуток природного газу Укргазвидобування в 2015 році по відношен-ню до 2014 року зменшився на 0,6 млрд куб. м.

Дохід (виручка) від реалізації природного газу власного ви‑добутку та послуг по видобутку газу виріс в 2015 році по від-ношенню до 2014 року майже втричі та склав 21,2 млрд грн (в 2014 році: 7,1 млрд грн), при цьому:

• дохід від реалізації газу для потреб населення (продаж для Нафтогазу) зріс в 3,5 раза та склав 16,4 млрд грн. Таке зростання при зменшенні обсягу реалізації на 0,6 млрд куб. м стало наслідком підвищення цін для Укргазвидобування з 01.04.15 з 349 грн/тис. куб. м до 1 590 грн/тис. куб. м без ПДВ,

так що в середньому по року ціна реалізації газу Укргазвидо-бування склала 1 276 грн/тис. куб. м без ПДВ.

Підвищення ціни реалізації газу Укргазвидобування дозво‑лило забезпечити в 2015 році формування валового при‑бутку від реалізації природного газу для Нафтогазу для потреб населення. В 2014 році Укргазвидобування втрачало 28 грн на кожній тисячі кубічних метрів газу, реалізованого Нафтогазу, в 2015 році маржа Укргазвидобування стала позитивною та склала 94 грн/тис. куб. м. Формування від’ємної маржі для газу, що реалізовувався Нафтогазу, в 2014 році стало наслідком відображення групою в обліку основних засобів за справедливою вартістю, яка виявилась значно вищою за облікову вартість і відповідним зростанням амортизаційних відрахувань, в тому числі і в складі собівартості видобутого газу. В 2015 році також було залучено незалежних оцінюва-чів для визначення справедливої вартості активів групи, що вплинуло на зростання амортизаційних відрахувань у складі собівартості газу власного видобутку, крім того розмір рент-


168 169

Середньозважена ціна та собівартість газувнутрішнього видобутку Укргазвидобування, дол/тис. куб. м

Структура розподілу доходу Укргазвидобування від реалізації для Нафтогазу (без ПДВ)

Середньозважені цінина природний газ, дол/тис. куб. м

2013

2013 2014 2015

2014

349 349

2015

1276

Маржа УГВ

Джерела фінансуваннякапітальних інвестицій

Платежі до бюджету(рента та податок на прибуток)

Виробничі витрати

Ціна імпортованого природного газу на кордоні з Україною

Ціна реалізації газу Укргазвидобування для Нафтогазу

Інші витрати Амортизація Рента

собівартість (бухгалтерська собівартість без урахування вартості капіталу)

111-28

3,5

11,6

1,3

1,81,41,5

2,2

1,41,1

377238

118394

99

196

88778

112

165

100

76

84396

44 29 58

294 277

10,2 млрд грнзростання платежівв бюджет

5,2 млрд грн витрати на капітальні інвестиції,

необхідні для збереженняобсягів видобування на існуючому

рівні, без зростання видобутку

4,7 4,7

16,4

2013 2014 2015

Сегмент продажу та постачання природного газу Основні показники сегмента, млн.грн. (якщо не вказано інше) 2013 2014 2015 CAGR,%Обсяги реалізації природного газу, млн куб м 32 123 29 232 21 829 -18%в т.ч.

- споживачі, які підпадають під дію положення про покладення спеціальних обов’язків (ПСО)

25 201 22 140 17 180 -17%

- інші споживачі 6 922 7 092 4 649 -18%Закупівельна ціна імпортованого природного газу, дол.США/тис.куб.м 396 294 277 -16%Дохід (виручка), в т.ч.: 46 275 53 257 66 881 20%

- продаж зовнішнім споживачам 36 447 45 493 57 265 25%в т.ч.

- споживачі, що підпадають під ПСО 12 812 12 731 27 303 46% - інші споживачі 23 635 32 762 29 962 13%

Валовий прибуток/збиток (13 727) (22 100) (21 289) 25%% від виручки -30% -41% -32% 4%

в т.ч. - споживачі, що підпадають під ПСО (16 335) (27 297) (22 131) 16% - інші споживачі 2 608 5 197 842 -43%

Результат сегмента (збиток до оподаткування) (24 941) (81 211) (55 705) 49%% від виручки -54% -152% -83% 24%

Розмір активів, віднесених до цього сегмента 29 869 28 347 38 747 14%ROA (результат сегменту/активи), % -84% -286% -144% 31%

Капітальні інвестиції 30 262 298 215%

Загальне споживання природного газу в Україні (без вироб-ничо-технологічних витрат) в 2015 році по відношенню до 2014 року зменшилось на 22%, що стало наслідком економіч-ної кризи та падіння виробництва, проведення бойових дій на Сході України, а також застосування енергозберігаючих тех-нологій та економного використання газу населенням. Обсяг реалізації природного газу групою зменшився при цьому на 25% в порівнянні з 2014 роком та склав 21,8 млрд куб. м. Таким чином частка групи в загальному обсязі реалізації в 2015 році зменшилась на 3% з 76% до 73% за рахунок частки ринку реалізації промисловим споживачам.

Виручка від реалізації природного газу стороннім спожива‑чам зросла на 26% або на 11,8 млрд грн. порівняно з минулим роком і склала 57,3 млрд грн (2014 рік: 45,5 млрд грн). Зростан‑ня виручки в грошовому еквіваленті на фоні зменшення обсягів реалізації в кількісному еквіваленті зумовлене підви-щенням цін на природний газ для населення та ТКЕ на 259% та 67% відповідно в середньому по року та для промислових споживачів на 42% протягом року. За рахунок зменшення обсягу реалізації виручка зменшилась на 11,5 млрд грн, а за рахунок підвищення цін зросла на 23,3 млрд грн.

Незважаючи на значне підняття цін на природний газ, яке забезпечило зростання доходу на 11,8 млрд грн, за рахунок зростання ціни імпортованого газу в гривневому еквіваленті внаслідок девальвації національної валюти валовий збиток по сегменту «Продаж та постачання природного газу»

зменшився лише на 0,9 млрд грн в порівнянні з 2014 роком та склав 21,2 млрд грн.

Основною причиною формування валового збитку є реалі-зація імпортованого газу для потреб населення за встанов-леною НКРЕКП ціною, яка значно нижча за ціну придбання імпортованого газу (в 2015 році ціна імпортованого газу була більша за ціну реалізації газу для населення в 3,8 раза, в 2014 році: в 6,1 раза). Населення (на приготування їжі та опалення, в т.ч. через ТКЕ) щорічно споживає близько 20 млрд куб. м природного газу (в 2015 році споживання зменшилось по відношенню до 2014 року на 5 млрд куб. м за рахунок теплої зими та економного використання газу). При цьому тільки 50%-60% потреб населення задовольняєть-ся за рахунок газу власного видобутку Укргазвидобування, а решта задовольняється за рахунок імпортованого газу. Таким чином, прибуток, який група отримує від реалізації для потреб населення газу власного видобутку, значно менший від збитку від реалізації імпортованого газу.

Реалізація природного газу іншим категоріям споживачів (підприємства, що виробляють тепло для інших споживачів, регіональні газорозподільчі підприємства для перепродажу іншим споживачам, промислові та інші споживачі) є прибут-ковою. Максимальна ціна реалізації природного газу іншим категоріям споживачів до 01.10.15 встановлювалась НКРЕКП, а з жовтня 2015 року ціна реалізації газу іншим споживачам встановлюється Нафтогазом самостійно відповідно до закону

них платежів за видобуток природного газу було збільшено з 01.04.15 з 20% до 70%. Якби не було підвищено ціну реаліза‑ції природного газу для Укргазвидобування при зростанні ставки рентної плати від’ємна маржа при реалізації газу Нафтогазу в 2015 році склала б – 344 грн/тис. куб. м, що при-звело б до значних збитків по цьому сегменту.

Додатковий прибуток від підвищення цін реалізації газу Укргазвидобування для Нафтогазу в 2015 році частково був знівельований девальвацією гривні: якщо в гривні ціна зрос-ла майже в 4 рази, то в доларовому еквіваленті ціна зросла лише в 2 рази по відношенню до 2014 року та в 1,3 раза по відношенню до 2013 року.

• дохід від реалізації газу для інших споживачів та дохід від реалізації послуг по видобутку газу зріс в 2 рази та склав 4,8 млрд грн. Таке зростання стало наслідком відображення в обліку показників Укрнафти та доходу від реалізації природного газу, видобутого в Єгипті. Реа-лізація газу в Єгипті розпочалась в 2015 році.

Валовий прибуток сегменту «Виробництво природно‑го газу» в 2015 році виріс майже в 4 рази в порівнянні

з 2014 роком до 2,8 млрд грн, що в першу чергу, стало на‑слідком підвищення цін реалізації газу власного видобутку для Нафтогазу до рівня вище собівартості.

Таке суттєве зростання валового прибутку призвело до того, що в 2015 році результат сегменту «Виробництво природ‑ного газу» став позитивним та склав 0,6 млрд грн (в 2013 та 2014 роках результат сегменту був від’ємним та складав 1,2 млрд грн та 4,7 млрд грн відповідно).

При зростанні виручки в 3,5 раза, платежі в бюджет (рентна плата, податок на прибуток) зросли майже в 9 разів, а джере‑ла для фінансування капітальних інвестицій (амортизаційні відрахування та прибуток після оподаткування) менше, ніж в 2 рази. Таким чином, прибутковість сегменту в 2015 році залишалась недостатньою для фінансування видобутку природного газу на існуючому рівні (за розрахунками Укр-газвидобування необхідний для збереження видобутку рівень капітальних інвестицій складає 5,2 млрд грн), і тим більше, для підвищення видобутку. З 01.05.16 ціну реалізації газу для Укргазвидобування було збільшено до 4 849 грн/тис. куб. м, що має забезпечити формування прибутку, достатнього для забезпечення нарощування видобутку природного газу.


170 171

України «Про ринок природного газу». Ця ціна переглядаєть-ся щомісячно з урахуванням закупівельної ціни імпортова-ного газу та девальвації гривні та забезпечує групі незначну валову маржу, яка у відсотках до доходу склала 16% та 3% в 2014 році та 2015 році відповідно. Валовий прибуток від реалізації природного газу іншим категоріям споживачів в 2015 році склав 0,8 млрд грн (в 2014 році: 5,2 млрд грн). Од‑нак цього прибутку було недостатньо для покриття збитків від реалізації газу для населення, що і призвело до форму‑вання валового збитку в цілому по сегменту.

При незначному зменшенні валового збитку по відно‑шенню до 2014 року результат сегменту збільшився на 25,5 млрд грн та склав 55,7 млрд грн, що стало наслідком зменшення збитків від курсових різниць та зменшенням збитків, понесених на окупованих територіях та в Криму.

Реалізація природного газу споживачам України (без ВТВ),млрд куб. м

2013 2014 2015

46,1 38,5 29,9

70%

-16,5% -22,3%

76% 73%30% 24% 27%

Реалізація групою Інші постачальники

Формування валового збитку по сегменту «Продаж та постачання природного газу», млрд грн

Середньозважені цінина природний газ, дол./тис. куб. м

Обсяги реалізації та ціни природного газу, млрд куб. м

2013

2013

2014 2015

Ціна імпортованого природного газу на кордоні з Україною

Середньозважена ціна реалізації газу для потреб населення (з ТКЕ)

Витратина зберігання,бронювання

потужностей та інші

Населення ТКЕ для населення

ТКЕ для населення

Промисловіта інші

споживачі

396

64 48 73

294 277

Разом Витратина зберігання,бронювання

потужностей та інші

Населення Промисловіта інші

споживачі

Разом

Промисловість (частка ринку Нафтогазу) ТКЕ для населення (частка ринку Нафтогазу), Населення (частка ринку Нафтогазу) грн/т. куб. м

3444

792

372

491


Валовий прибуток/збиток

Обсяг реалізаціі, млрд куб. м

Середньозважена ціна, без ПДВ

32,1

6,9 (33%)

8,3 (100%)

2015

6514

1257

21,8

4,6 (36%)

5,9 (100%)

2014

4614

756176029,2

7,1 (43%)

7,1 (100%)15 (100%)

11,3 (100%)

16,9 (100%)

2014 2015

20,3

4,6 7,0

-26,7

30,0

-3,3

-21,3

4,2 5,3

-19,3

7,4

-8,0

32,8

8,9-3,7

-22,1

11,3

5,9 4,6

15,0

7,1 7,1

Формування валового збитку від продажу газу для спожівачів, що підпадають під ПСО, млрд грн2014 2015

6,6 6,14,9

26,5

43,6

9,09,9

18,3

Імпортований газ

Валовийприбуток при реалізації газу

власного видобутку

Валовий збиток при реалізації

імпортованого газу

Коригуваннявартості запасів* Збиток

-22,1 млрд грн

Збиток-27,3

млрд грн

Доходи

Собівартість за даними бухгалтерського обліку

* коригування вартості запасів до чистої вартості реалізації згідно з МСБО 2 «Запаси»

Газ власного видобутку

Імпортований газГаз власного видобутку

1,78,4

-20,4

-18,7 -26,3

-8,6млрд грн

+4,1млрд грн

-34,6

З 01.05.14 відбулось збільшення тарифу на зберігання газу у ПСГ у 3,4 раза. За рахунок підвищення тарифів виручка по сегменту зросла на 9% та склала 1,5 млрд грн. Значна част-ка послуг ПСГ надається підприємствам групи (в 2015 році – 74%, в 2014 році – 76% доходів сегменту).

Незважаючи на зростання виручки, група отримала валовий збиток по сегменту «Зберігання газу» в розмірі 1,2 млрд грн (в 2014 році: валовий прибуток склав 0,2 млрд грн). Основною причиною отримання валового збитку стало відображення групою в обліку основних засобів за справедливою вар‑тістю, яка виявилась значно вищою за облікову вартість, і відповідне зростання амортизаційних відрахувань, При

цьому негативний результат сегменту склав -2,2 млрд грн, що на 0,8 млрд грн менше, ніж в 2014 році, коли на загаль-ний результат вплинуло знецінення основних засобів в сумі 2,7 млрд грн (в 2015 році збитки від знецінення, що відносять-ся до цього сегмента, відсутні).

Негативні результати діяльності сегменту свідчать про економічно необґрунтований рівень тарифів на зберіган‑ня природного газу. В 2017 році група очікує на перехід на RAB‑методологію для розрахунку тарифу на зберігання газу, що дозволить забезпечити нарахування справед‑ливого доходу на регуляторну базу активів та призведе до покращення результату сегмента.

Сегмент зберігання газу

Основні показники сегмента, млн грн (якщо не вказано інше) 2013 2014 2015 CAGR,%Тариф на послуги ПСГ без ПДВ*, грн/тис. куб. м 16,50 42,83 56,00 84%Дохід (виручка) з урахуванням внутрішньогрупових операцій, в т.ч. 868 1 430 1 553 34%

- продаж зовнішнім споживачам 443 338 401 -5%Валовий прибуток (612) 222 (1 169) 38%

% від виручки -70% 16% -75% 3%Результат сегменту (збиток до оподаткування) (661) (2 986) (2 176) 81%

% від виручки -76% -209% -140% 36%Активи 70 304 146 195 180 935 60%

ROA (результат сегменту/активи), % -1% -2% -1% 13%Капітальні інвестиції 75 28 73 -1%

* тариф, по якому розраховується вартість послуг при закачуванні/відбору газу з ПСГ, та який складається з тарифу на закачування/відбір + 1/2 тарифу на зберігання газу в ПСГ (встановлюється НКРЕКП)


172 173

Незважаючи на реалізацію політики Російської Федерації щодо транспортування вуглеводнів в обхід України об‑сяг транспортування газу по контракту з Газпромом в 2015 році збільшився на 8% порівняно з 2014 роком.

Обсяги транспортування газу споживачам України при цьому зменшились на 20% порівняно з минулим роком в результаті загального зменшення споживання газу через економічну кризу, військові дії на сході країни, застосування енергозберігаючих технологій та економію газу населен-ням.

Незважаючи на зменшення обсягу транспортування газу для споживачів України дохід (виручка) від реалізації послуг по сегменту «Транспортування та розподіл природного газу» виріс більше ніж в 2 рази в порівнянні з 2014 роком та склав 50,0 млрд грн.

На збільшення виручки вплинули наступні фактори:

• по послугах з транзиту газу: на 95% девальвація національ-ної валюти (+22,3 млрд грн) та на 5% - збільшення обсягу транзиту (1,6 млрд грн), при цьому за рахунок зменшення ставки транзиту виручка зменшилась на 0,5 млрд грн;

• по послугах з транспортування газу для споживачів України: зростання виручки на 3,8 млрд грн обумовлене підвищенням тарифу на транспортування газу, при цьому за рахунок зменшення обсягу транспортування виручка зменшилась на 1,5 млрд грн;

Собівартість послуг зросла на 12,6 млрд грн, в основному за рахунок зростання амортизації.

Таким чином валовий прибуток сегмента «Транспортуван‑ня та розподіл природного газу» виріс в 2,4 раза в порів‑

НЕРЕГУЛЬОВАНІ СЕГМЕНТИ

Сегмент транспортування та розподілу природного газу

Сегмент переробки сирої нафти і газового конденсату

Основні показники сегмента, млн.грн. (якщо не вказано інше) 2013 2014 2015 CAGR,%Транспортування природного газу по контракту з Газпромом, млн куб. м 86 126 62 197 67 080 -12%Транспортування газу для споживачів України, млн куб. м 44 097 38 122 30 400 -17%Дохід (виручка) з урахуванням внутрішньогрупових операцій, в т.ч.: 30 131 24 228 49 994 29%

- транзит 22 732 16 831 40 341 33% - транспортування для споживачів України 7 399 7 397 9 653 14%

Валовий прибуток/збиток 11 696 9 482 22 606 39%% від виручки 39% 39% 45% 8%

Результат сегмента (прибуток до оподаткування) 9 435 7 448 21 732 52%% від виручки 31% 31% 43% 18%

Розмір активів, віднесених до цього сегмента 61 917 239 746 289 061 116%ROA (результат сегменту/активи), % 15% 3% 8% -30%

Капітальні інвестиції 1 195 295 1 085 -5%

нянні з минулим роком та склав 22,6 млрд грн (2014 рік: 9,5 млрд грн).

Суттєве зменшення прибутковості активів ROA (Return on Assets або співвідношення фінансового результату сегмен-та до вартості активів, які відносяться до цього сегменту) після проведення переоцінки основних засобів в 2014 році може свідчити як про економічну необґрунтованість розміру тарифу на транспортування природного газу, так і про високі витрати сегменту порівняно з компаніями-аналогами. При цьому зростання валового прибутку в 2015 році фактич-но було обумовлене послабленням гривні до долара США (оскільки Газпром сплачує за транзит тариф, виражений в доларах США), а не приведенням тарифів до економічно обґрунтованого рівня.

На виконання положень Закону «Про ринок природного газу» № 329-VIII від 09.04.2015 року, з метою запроваджен-ня європейських тарифів на транспортування природного газу для точок входу та точок виходу на базі стимулюючого RAB-регулювання (що забезпечує отримання оператором ГТС справедливого доходу на регуляторну базу активів) НКРЕКП в вересні 2015 року затвердила Методику визна-чення та розрахунку тарифів на послуги транспортування природного газу для точок входу і точок виходу. На основі цієї методики з 01.01.16 НКРЕКП встановило тарифи на транспортування природного газу магістральними трубопро-водами для точок входу і точок виходу, розташованих на державному кордоні України, із застосуванням RAB-методо-логії. Нафтогаз звернувся до Газпрому з вимогою застосуван-ня цих тарифів під час транзиту природного газу Газпрому до країн Європи за діючим контрактом. Оскільки зазначене

питання залишається невирішеним, компанія включила вимоги щодо переходу на нові тарифи на транзит з 01.01.16 до позову за контрактом на транзит природного газу терито-рією України, з яким Нафтогаз в жовтні 2014 року звернувся до Стокгольмського Арбітражного трибуналу. До приведення договірних відносин у відповідність до нормативних доку-ментів НКРЕКП, надання послуг з транзиту природного газу компанією для Газпрому здійснюється на умовах, що діяли в 2015 році.

Крім того, НКРЕКП планує завершити до кінця 2016 року перехід на RAB-методологію для розрахунку тарифів на послуги транспортування природного газу від точки входу до точки виходу для споживачів України, що було повторно зазначено НКРЕКП в серпні 2016 року. Зокрема, на засіданні НКРЕКП 18.08.2016 було вирішено встановити тарифи для Укртрансгазу на послуги транспортування природного газу для точок входу і точок виходу, розташованих на терито-рії України, після введення в дію постанови НКРЕКП від 25.02.2016 № 236 «Про затвердження Методики визначення та розрахунку тарифів на послуги розподілу природного газу» та після внесення змін до актів законодавства, необхід-них для сприяння застосуванню нового Закону України «Про ринок природного газу» в частині відокремлення тарифів на послуги транспортування та розподілу природного газу від вартості природного газу як товару при формуванні ціни на природний газ для побутових споживачів. Зазначені заходи дозволять забезпечити отримання компанією регульованих тарифів, які забезпечують справедливу норму доходності на регуляторну базу активів, та призведуть до покращення результату сегменту в майбутньому.

Формування валового прибутку сегмента «Транспортування та розподіл природного газу»

Транзитнетранспортування

Внутрішнєтранспортування

Собівартість

16,80

0

0

7,4

14,7

-0,7 2,4

10,9

-1,5 3,8

-0,5 1,6

22,3

40,2

9,7

24,2 49,9

27,3

Дохід 2014

Дохід 2015

Дохід 2015

Собівартість 2015

Дохід 2014

Собівартість 2014

Інші фактори

Збільшеннярентної ставки при

транспортуванні

Збільшення амортизації(переоцінкою власності)

Зменшенняобсягів

транспортуванняЗбільшення

тарифу

Зменшеннятранзитного

тарифу

Збільшенняобсягів

транспортування

Збільшеннякурсу долара

Валовий прибуток,млрд грн

2014

9,5

22,6(+138%)

2015

Основні показники сегмента, млн грн (якщо не вказано інше) 2013 2014 2015 CAGR,%Реалізація нафтопродуктів, тис т 687 403 358 -28%в т.ч.

- власного виробництва 474 364 358 -13% - інша реалізація 213 39 - -

Реалізація скрапленого газу, тис тон 206 177 224 4%Реалізація природного газу через мережу АГНКС, млн куб. м 130 97 65 -29%Дохід (виручка) з урахуванням внутрішньогрупових операцій, в т.ч. 5 778 5 224 6 578 7%

- реалізація нафтопродуктів власного виробництва 2 850 3 056 3 067 4% - реалізація скрапленого газу 622 1 134 2 787 112% - реалізація природного газу через мережу АГНКС 688 659 724 3% - інша реалізація нафтопродуктів 1 618 348 - -

Валовий прибуток 1 574 2 182 3 445 48%% від виручки 27% 42% 52% 39%

Результат сегмента (прибуток до оподаткування) 1 437 1 995 1 110 -12%% від виручки 25% 38% 17% -18%

Активи 2 387 5 007 8 200 85%ROA (результат сегменту/активи), % 60% 40% 14% -53%

Капітальні інвестиції 250 106 207 -9%


174 175

Доходи сегмента в 2015 році збільшились в порівнянні з 2014 роком на 26% та склали 6,6 млрд грн. Зростання доходу обумовлене відображенням в обліку доходу від реалізації скра-пленого газу Укрнафти з 22.07.15 (+1,4 млрд грн). В 2015 році Нафтогаз та Укртранснафта не здійснювали операцій по реа-лізації нафтопродуктів, які перероблялись за давальницькою схемою, як це відбувалось в 2013 та на початку 2014 років. За-значений вид бізнесу не є основним для Нафтогазу та Укртран-снафти та забезпечував від’ємний рівень рентабельності при значних розмірах відволікання обігових коштів на фінансуван-ня оборотного капіталу. Керівництвом групи було прийняте рі-шення щодо припинення цього виду діяльності. Таким чином, основні доходи по цьому сегменту в 2015 році формувались за рахунок реалізації нафтопродуктів та скрапленого газу власного виробництва Укргазвидобування та Укрнафти, а також стисненого газу через мережу АГНКС Укравтогазу.

Незважаючи на зростання доходу та валового прибутку, результат сегменту в 2015 році зменшився на 44% по відношенню до минулого року та склав 1,1 млрд грн. На погіршення результату сегменту вплинули показни‑ки Укрнафти: збитковість реалізації скрапленого газу та нарахування резерву на знецінення торгової дебіторської заборгованості.

Формування результатів сегмента переробки сирої нафти і газового конденсату, млрд грн

2013 2014 2015

Дохід Результат сегмента

-10%

26%

1,4

2,0

1,1

6,65,8

5,2

Сегмент транспортування сирої нафти

Сегмент виробництва сирої нафти і газового конденсату та торгівлі нафтопродуктами

Основні показники сегмента, млн грн (якщо не вказано інше) 2013 2014 2015 CAGR,%Транспортування нафти, млн тон 17,6 16,9 16,8 -2%в т.ч.

- транзит 15,6 15,0 15,2 -1% - транспортування до НПЗ 2,0 1,9 1,6 -11%

Дохід (виручка) з урахуванням внутрішньогрупових операцій 1 411 1 957 3 269 52%Валовий прибуток 548 1 110 1 611 71%

% від виручки 39% 57% 49% 13%Результат сегмента (прибуток до оподаткування) 435 1 115 1 636 94%

% від виручки 31% 57% 50% 27%Розмір активів, віднесених до цього сегмента 12 283 19 959 26 317 46%

ROA (результат сегменту/активи), % 4% 6% 6% 32%Капітальні інвестиції 58 120 207 89%

Основні показники сегмента, млн грн (якщо не вказано інше) 2013 2014 2015 CAGR,%Валовий видобуток нафти і газового конденсату ПАТ «Укрнафта», тис. т - - 762,0 -Валовий видобуток нафти і газового конденсату в Єгипті*, тис. т 92,6 102,4 123,0 15%в т.ч.

- компенсаційна частина 59,4 65,9 79,5 16% - прибуткова частина 33,2 36,5 43,5 14%

Дохід (виручка), в т. ч. 207 320 6 262 450% - ПАТ «Укрнафта» - - 5 912 - - концесійна угода в Єгипті 207 320 350 30%

Валовий прибуток 207 320 575 67%% від виручки 100% 100% 9% -70%

Результат сегмента (прибуток/збиток до оподаткування) 207 291 (2 060) - % від виручки 100% 91% -33% -

Активи - 3 424 17 365 - ROA (результат сегменту/активи), % - 8% -12% -

Протягом останніх років відбувається падіння обсягів транспор‑тування нафти, що пояснюється як зменшенням транспортуван‑ня нафти на вітчизняні НПЗ, так і зменшенням обсягу транзиту нафти. Обсяг транспортування нафти в 2015 році зменшився на 0,1 млн т в порівнянні з 2014 роком (в т.ч. обсяг транзиту виріс на 0,2 млн т, а обсяг транспортування до НПЗ зменшився на 0,3 млн т) та склав 16,8 млн т.

Незважаючи на незначне підвищення обсягу транзиту нафти в 2015 році необхідно зазначити, що в умовах політичної нестабіль-ності у взаємовідносинах між Україною та Російською Федерацією, а також значного падіння світових цін на нафту, коли зростають ризики перерозподілу традиційних ринків збуту між основними країнами-експортерами нафти, існує загроза подальшого змен-

шення обсягу транзитного транспортування нафти територією України до країн Центральної Європи.

Зниження обсягів транспортування нафти в напрямку НПЗ України у 2015 році на 13% пов’язане із негативними тенденціями в роботі нафтопереробної галузі України. З 6 нафтопереробних заводів України працює лише Кременчуцький НПЗ, який переробляє незначні обсяги нафти вітчизняного видобутку та легкі сорти кас-пійської нафти, поставлені залізничним транспортом. Причиною зупинки вітчизняних НПЗ стала конкуренція з боку білоруських, російських та прибалтійських НПЗ, які в умовах безмитного імпор-ту нафтопродуктів на територію України мають переваги перед НПЗ України. Основними з цих переваг є географічна близькість до сировинної бази з Російської Федерації, відсутність російського

експортного мита при імпорті сировини та технологічна розвине-ність, яка дозволяє забезпечувати високий відсоток виходу світлих нафтопродуктів з російської нафти сорту Urals.

Незважаючи на зменшення обсягу транспортування нафти в 2015 році, відбулось зростання виручки в порівнянні з 2014 роком на 67% до 3,3 млрд грн, що обумовлено девальвацією гривні, оскільки тариф на транзит нафти встановлено в євро. Крім того, з 01.07.15 було підвищено тариф на транспортування нафти на вітчизняні НПЗ в середньому в 6 разів, що також забезпечило зростання доходу.

При зростанні доходу на 67% в порівнянні з 2014 роком, резуль‑тат сегмента збільшився по відношенню до 2014 року лише на 47% та склав 1,6 млрд грн, що стало наслідком відображення групою в обліку основних засобів за справедливою вартістю, яка виявилась значно вищою за облікову вартість, і відповідним зрос‑танням амортизаційних відрахувань, а також зростання витрат на оренду резервуарних ємностей для розміщення 385,5 тис. т технологічної нафти, витісненої у 2013-2014 роках з непрацюючих ділянок нафтопроводів при їх переведенні в режим безпечного утримання.

Дохід та валовий прибутоквід надання послуг з транспортування нафти,млрд грн

Дохід

2013 2014 2015

Результат сегмента

39%

67%

0,5

1,11,61,4

2,0

3,3

* частка Нафтогазу в загальному видобутку, без врахування обсягів, які передаються ЄГНК

Доходи сегменту до 2015 року формувались виключно за рахунок реалізації продукції в Єгипті, оскільки вся нафта та газовий конденсат, який видобувається Укргазвидобуван-ням переробляються, і їх реалізація відноситься до доходів сегмента «Переробка сирої нафти і газового конденсату». Починаючи з 22 липня 2015 року група поновила контроль над Укрнафтою та включила показники діяльності товариства до загальних показників групи, що призвело до збільшення доходу від реалізації нафти майже в 20 разів в порівнянні з 2014 роком.

Реалізація нафти в Єгипті

Компанія уклала концесійну угоду на проведення нафтової роз-відки та експлуатації між Арабською Республікою Єгипет (АРЄ) та Єгипетською Генеральною Нафтовою Корпорацією (ЄГНК) і Нафтогазом на території Alam El Shawish East західної пустелі («Концесійна угода») 13 грудня 2006 року. Період розробки за Концесійною угодою, обмежений максимальним строком у 25 років від дати відкриття комерційних запасів нафти або від дати перших постачань газу, що розпочався у 2011 році.


176 177

іншого боку, в 2015 році в порівнянні з 2014 роком зросли забезпечення під судові справи та інші забезпечення на 7,5 млрд грн за рахунок нарахованого резерву на покриття можливих штрафів, пені та відсотків по Укрнафті у зв’язку з несвоєчасною сплатою рентної плати, податку на прибуток, ПДВ та дивідендів.

Формування загального негативного результату діяльності групи в 2015 році в розмірі ‑36,3 млрд грн при отриманому валовому прибутку в сумі 8,5 млрд грн було спричинено:

1. збитком від курсових різниць – 19,9 млрд грн, який понесла група через девальвацію гривні: заборгованість групи в іноземній валюті на початок 2015 року склада-ла майже 3,0 млрд дол. При цьому курс долара зріс з 15,77 грн/дол. на початку року до 24,00 грн/дол. у грудні 2015 року, що призвело до нарахування групою збитків, пов’язаних з переоцінкою та сплатою заборгованості в іноземних валютах;

2. фінансовими витратами – 10,9 млрд грн, основну суму з яких склали відсотки за користування кредитами;

3. нарахуванням забезпечень під судові справи та інші за‑безпечення – 7,9 млрд грн (дивись пояснення вище);

4. іншими витратами, зменшеними на інші доходи – 6,0 млрд грн, в т.ч. втратами на окупованих територіях – 2,1 млрд грн, нарахованими штрафами та пені – 1,5 млрд грн, збільшення в резервах, нарахованих на дебіторську заборго-ваність та інші оборотні активи, – 1,4 млрд грн тощо.

АНАЛІЗ БАЛАНСУ (ЗВІТУ ПРО ФІНАНСОВИЙ СТАН)

Активи Активи групи станом на 31.12.15 склали 669,7 млрд грн (з яких розподілено між сегментами 651,9 млрд грн), що на 153,60 млрд грн або на 30% більше, ніж активи станом на 31.12.14.

Зростання активів групи відбулось за рахунок:

• збільшення необоротних активів з 471,9 млрд грн до 581,8 млрд грн (+24%), в основному за рахунок проведен-ня переоцінки основних засобів. В порівнянні з останньою оцінкою, що проводилась в 2014 році, ключовими факто-рами росту вартості активів стали:

• подорожчання металопродукції, в тому числі труб та металоконструкцій;

• зростання цін на паливно-мастильні матеріали;

• збільшення розміру заробітної плати будівельно-мон-тажних спеціалістів;

• підвищення цін на обладнання як вітчизняного, так і імпортного виробництва (наприклад, газоперекачу-вальних агрегатів, видобувного обладнання, будівель-ної техніки);

Концесійна угода містить такі умови:

• Компанія відшкодовуватиме для себе щокварталу усі витрати на розвідку і розробку у межах 25% усіх нафтопродуктів, добутих і накопичених з усіх виробни-чих ділянок та не використаних у нафтових операціях (компенсаційна частина);

• решта 75% вироблених нафтопродуктів розподіляються між компанією та ЄГНК в залежності від обсягів вироб-ництва. Частка компанії знаходиться у межах від 15% до 19% (дохідна частина);

• ЄГНК стає власником усіх активів компанії, придбаних і тих, що належать їй у межах Концесійної угоди.

Дохід від реалізації нафти, видобутої в Єгипті в 2015 році виріс на 0,03 млрд грн в порівнянні з 2014 ро-ком та склав 0,3 млрд грн. Збільшення доходу сегменту відбулось за рахунок збільшення обсягів видобутку нафти (+0,06 млрд грн.) та зростання курсу долара по відно-шенню до гривні (+0,14 млрд грн). При цьому за рахунок зменшення ціни реалізації нафти дохід зменшився на 0,17 млрд грн.

Результат сегменту в 2015 році був негативним – 2,1 млрд грн, тоді як за 2014 рік група отримала прибу‑ток – 0,3 млрд грн. До погіршення результату сегменту призвело включення результатів діяльності Укрнафти. Збитковість реалізації нафти Укрнафти стала, в першу чергу, наслідком світового падіння цін на нафту та діючого по-рядку нарахування рентної плати за фіксованими ставками без врахування фактичного рівня ціни на нафту. З серпня 2014 року було запроваджено ставку рентної плати 45% для покладів, що повністю або частково залягають на глибині до 5 000 м, коли ціна на нафту «Urals» складала 107 дол. за барель. В 2015 році, коли середня по року ціна на нафту складала 51 дол. за барель, незмінність ставок рентної плати призвела до збитковості сегменту «Виробництво сирої нафти і газового конденсату», а також призвела до формування операційного грошового потоку Укрнафти в обсязі, недостат-ньому для зупинення падіння видобутку нафти. Зменшення грошового потоку від операційної діяльності та дії попе-реднього менеджменту Укрнафти призвели до несвоєчасної сплати товариством податкових зобов’язань, в першу чергу,

по рентній платі, та як наслідку донарахування штрафних санкцій з боку податкових органів та відповідному збільшен-ню витрат сегменту на суму нарахованих штрафів.

Запровадження диференціації ставок рентної плати за користування надрами для видобування нафти та/або кон-денсату в залежності від фактичного рівня світових цін на нафту «Urals» сприятиме покращенню результатів діяльно-сті сегменту та забезпечить формування джерел необхід-них для фінансування заходів щодо зупинення падіння та збільшення обсягів видобутку нафти і конденсату в Україні.

ФОРМУВАННЯ ЧИСТОГО ЗБИТКУВ 2015 році група суттєво (в 2,44 раза) скоротила чистий збиток в порівнянні з минулим роком та вперше за останні 4 роки (з 2011 року) отримала валовий прибуток в сумі 8,5 млрд грн.

Основними причинами, які забезпечили покращення фі‑нансового результату в порівнянні з 2014 роком стали:

• підвищення операційної ефективності групи та як наслі‑док збільшення валового прибутку по нерегульованих сегментах на 15,2 млрд грн, в тому числі: по нерегульо-ваних сегментах на 14,0 млрд грн («Транспортування та розподіл природного газу» та «Переробка сирої нафти і газового конденсату») та по регульованих сегментах на 1,2 млрд грн («Виробництво газу» та «Продаж та поста-чання газу»);

• зменшення темпів девальвації гривні та зменшення за‑боргованості групи в валюті, що призвело до зменшен‑ня втрат від курсових різниць на 19,3 млрд грн: протягом 2015 року курс долара збільшився на 52%, а протягом 2014 року – на 97%, заборгованість в валюті на початок 2015 року складала близько 3 млрд дол., а на початок 2014 року – близько 7 млрд грн;

• зменшення втрат на окупованих територіях на Схо‑ді України та в Криму 24,6 млрд грн, в тому числі 13,7 млрд грн – втрати від припиненої діяльності (Чорно-морнафтогаз) та 10,9 млрд грн – втрати інших підприємств групи, крім Чорноморнафтогазу, на окупованих територіях на сході України та в Криму.

З Формування чистого прибутку/збитку, млрд грн

13,7

-36,3

52,1

Чистийзбиток2015

-88,4

Чистий збиток2014

* видобування та постачання газу ** в основному транзит, переробка нафтита газового конденсату

Втрати від припиненої

діяльності 19,3

Зменшення втратвід курсових

різниць 10,9

Зменшення втратна окупованих

територіяхта АР Крим 14,0

Збільшення валового прибутку

нерегульованих сегментів

1,2

Зменшення збитківрегульованих

сегментів 0,5

Іншізміни 7,5

Збільшення резервівна судові справи

та інших резервів

Фактори формування чистого збитку у 2015 році

22,6

Транспортування та розподіл газу

-18,0


3,9

Іншісегменти

8,5

Загальний валовийприбуток -19,9

Чисті втративід курсових

різниць

-10,9

Фінансовівитрати

-7,9

Резерви на судові справи та інші резерви

-6,0

Інші витрати, зменшені

на інші доходи -36,3


Оборотні активи, млрд грн

Необоротні активи, млрд грн44,1Оборотні активи

2014

471,9

Необоротні активи 2014

19,0

Збільшення обсягу газу у ПГС на 4 млрд куб. м

та середньої ціни 3,0

З урахуваннямПАТ «Укрнафта»(нафтопродукти)

та інші запаси

116,0Переоцінка

Зміна методу обліку інвестицій в ПАТ «Укрнафта» та інше

6,1

Збільшеннядебіторської

заборгованості(газ та транзит) 12,0

Включаючи дебіторськузаборгованість

ПАТ «Укрнафта» 7,3

Грошові коштита залишки на

банківських рахунках

-3,6Інше

-6,1

87,9

Оборотніактиви 2015

581,8

Необоротніактиви 2015

Активи за сегментами*, млрд грн

Регульованісегменти




Нерегульованісегменти

Інші

Транспортуваннясирої нафти

Транспортуваннята розподіл газу

221,72013

32%

13%14%

8%5%

28%

498,529%

6%9%

4%4%

48%

2014

651,9

28%

6%

12%

6%4%

44%

2015

Активи групи, млрд грн

Необоротні активи Оборотні активи

2014 2015516

471,9 581,8

44,1 87,9

669,7

*без урахування нерозподілених активів та інвестицій: у 2013 році – 16,2 млрд грн, 2014 році – 17,5 млрд грн, 2015 році – 17,8 млрд грн


178 179

• зміна макроекономічної ситуації (девальвація наці-ональної валюти, що призвела до зростання цін на продукцію у гривневому виразі);

• зміна прогнозів розвитку нафтогазового ринку (в тому числі затвердження тарифів на транзит згідно сти-мулюючого тарифоутворення НКРЕКП та використання прискореної амортизації у тарифах, зростання цін на вуглеводні для населення та для Укргазвидобування, зниження ставок ренти на природний газ).

• зростання оборотних активів протягом 2015 року майже вдвічі з 44,1 млрд грн до 87,9 млрд грн в основному за рахунок збільшення запасів (зростання обсягу газу в ПСГ), збільшення дебіторської заборгованості та залишків ко-штів на рахунках підприємств групи (детальніше дивіться розділ «Робочий капітал»).

Частка активів, які відносяться до регульованих сегмен‑тів, в 2015 році збільшилась з 44% станом на 31.12.14. до 46% станом на 31.12.15. Основною причиною збільшення частки активів, які відносяться до регульованих сегментів, стала переоцінка основних засобів по сегменту «Виробни-цтво природного газу». Частка активів по цьому сегменту зросла з 9% до 12%.

Капітальні інвестиції Капітальні інвестиції групи в 2015 році зросли на 76% по відношенню до 2014 року та склали 6,5 млрд грн. Пріори‑тетним напрямком капітальних інвестицій групи є видо‑буток природного газу. В 2015 році витрати по сегменту «Виробництво природного газу» склали 4,2 млрд грн або 64% від загального обсягу капітальних інвестицій. По відношенню до 2015 року обсяг капітальних інвестицій по сегменту «Видо-буток природного газу» виріс на 1,6 млрд грн або в 1,6 раза. Основний напрямок капітальних вкладень в межах сегменту «Виробництво природного газу» - розвідувальне та експлуа-таційне буріння. Підняття ціни реалізації природного газу для

Укргазвидобування в 2015 році дозволило збільшити розмір власних ресурсів підприємства на фінансування капітальних вкладень майже вдвічі по відношенню до 2014 року, однак не забезпечило навіть мінімального розміру фінансових ресур-сів для фінансування видобутку, який би забезпечив стабілі-зацію видобутку газу на рівні 2014 року (детальніше дивіться розділ «Формування фінансових результатів по сегментах. Регульовані сегменти. Сегмент виробництва природного газу»). Збільшення капітальних інвестицій в видобуток газу в порівнянні з компаніями-аналогами в 2015 році стало на-слідком зменшення інвестицій, в першу чергу, по російських газовидобувних компаніях (в 2014 році обсяг капітальних інвестицій у видобуток становив 2,3 млн дол./б.н.е. та був найменшим з усіх компаній-аналогів).

Сегмент «Транспортування і розподіл природного газу» - дру-гий за обсягом напрямок фінансування капітальних вкладень групою. В 2015 році обсяг фінансування капітальних вкладень по цьому сегменту склав 1,1 млрд грн або 17% від загального розміру капітальних інвестицій (в 2014 році: обсяг капітальних інвестицій складав 0,3 млрд грн або 8% від загального обсягу ін-вестицій). Незважаючи на суттєве зростання обсягу капітальних вкладень в сегменті «Транспортування і розподіл природного газу» в 2015 році показники групи, як і в 2014 році, залишаються найнижчими серед інших газотранспортних компаній світу.

З переходом до стимулюючого тарифоутворення на основі RAB-методології у групи виникатимуть зобов’язання щодо щорічного інвестування в газотранспортну систему України згідно із затвердженим планом розвитку газотранспортної системи на 10 років обсягах не менших, ніж річна амортиза-ція. В березні 2016 року НКРЕКП постановою №389 затвердила План розвитку газотранспортної системи Укртрансгазу на 2016 – 2025 роки та джерела його фінансування в обсязі понад 69 млрд грн щорічно. Здійснювати інвестиції в такому обсязі стане можливим для Укртрансгаза тільки після приведення договірних відносин з Газпромом до нормативних докумен-тів НКРЕКП і переходом на нові тарифи та запровадження

Капітальні витрати за сегментами, млрд грн

Капітальні інвестиції у сектор транспортування газудо довжини транспортно системи, млн $ / 1000rv 2015

Капітальні інвестиції у сектор видобутку газу до видобутку, млн $/BOE 2015





Видобування нафти та газового конденсату



4,2

49%71% 64%

17%

5%3%

1%3%

7%

17%

1%3%

7%3%

7%

28%

10%

2%1%

6%1%

3%

3,7 6,5

2013 2014 2015

Gazprom (Russia)

GAZ-SYSTEM (Poland)

Fluxys Belgium (Belgium)

GRTgas (France)

Enagas(Spain)

NET4GAS (Czech Republic)

TIGF (France)

Transgaz (Romania)

Eustream (Slovakia)

Nastogaz

RomGaz (Romania)

JKX (UK)

Novatek (Russia)

Gazprom (Russia)

Nastogaz

40,3 6,92,7

1,61,1

2

37,721,521,4

20,87,4

6,54,1

3,41,1

Видобування газу


Інше

62

94,3

97,1

125

2014 2015159,1 219,3Поточні зобов'язання

Довгострогокові зобов'язання

Поточні зобов’язання, млрд грн

Зобов’язання групи, млрд грн

Довгострокові зобов’язання, млрд грн

62,0

Поточнізобов'язання

2014

97,1

Довгострогоковізобов'язання 2014

5,7

Збільшення торговоїкредиторської заборгованості

(в основному ПАТ «Укрнафта») 11,7

Збільшеннярезервів

8,6

Заборгованістьпо позиках

16,4

Збільшення відкладених податковихзобов'язан через переоцінку майна

8,2

Збільшення податкової заборгованості(в основному

ПАТ «Укрнафта») 2,8

Збільшення дивідендів до сплати 4,0

Інше

2,8Інше

94,3

Поточнізобов'язання2015

125,0

Довгострогоковізобов'язання 2015

Фактори формування чистого збитку у 2015 році

22,6

Транспортування та розподіл газу

-18,0


3,9

Іншісегменти

8,5

Загальний валовийприбуток -19,9

Чисті втративід курсових

різниць

-10,9

Фінансовівитрати

-7,9

Резерви на судові справи та інші резерви

-6,0

Інші витрати, зменшені

на інші доходи -36,3


Оборотні активи, млрд грн

Необоротні активи, млрд грн44,1Оборотні активи

2014

471,9

Необоротні активи 2014

19,0

Збільшення обсягу газу у ПГС на 4 млрд куб. м

та середньої ціни 3,0

З урахуваннямПАТ «Укрнафта»(нафтопродукти)

та інші запаси

116,0Переоцінка

Зміна методу обліку інвестицій в ПАТ «Укрнафта» та інше

6,1

Збільшеннядебіторської

заборгованості(газ та транзит) 12,0

Включаючи дебіторськузаборгованість

ПАТ «Укрнафта» 7,3

Грошові коштита залишки на

банківських рахунках

-3,6Інше

-6,1

87,9

Оборотніактиви 2015

581,8

Необоротніактиви 2015


180 181

відкриття акредитивних/кредитних ліній комерційних банків під гарантії МБРР в розмірі до 500 млн дол.

Однак через девальвацію гривні приріст зобов’язань по валютних кредитах склав 18,8 млрд грн.

Таким чином, якщо в доларовому еквіваленті заборго‑ваність по кредитах у 2015 році зменшилась на 23%, то з урахуванням девальвації національної валюти заборго‑ваність по кредитах в гривні в 2015 році зросла на 17%.

Робочий капіталЗабезпечення фінансування робочого капіталу в 2015 році стало одним з найважливіших завдань керівництва групи. Бізнес-модель Нафтогазу до 2014 року (оплата за імпорто-ваний газ по факту поставки, фінансування операційної діяльності за рахунок отриманих авансів, накопичення боргів споживачів, зменшення залишків газу в ПСГ тощо) суттєво змінилася у 2014 році у зв'язку з переходом на 100% передоп-лату імпортованого газу. Крім того критично низькі залишки природного газу в ПСГ на початок 2015 року ставили під за-грозу безпечність роботи газотранспортної системи у період пікових навантажень та вимагали додаткового інвестування в робочий капітал. Як результат ефективної роботи групи робочий капітал станом на 31.12.15 складав 30,7 млрд грн.

Розмір робочого капіталу збільшився в порівнянні з 2014 роком більше, ніж в 2 рази, при цьому в структурі робочого капіталу в порівнянні з 2014 роком відбулись наступні зміни:

• передплати видані та інші оборотні активи (з ураху‑ванням передплат з податку на прибуток) зменшились на 28% та склали 9,8 млрд грн: відбулось зменшення передплат за імпортований природний газ. Наприкінці 2014 року Нафтогаз здійснив попередню оплату за імпор-тований газ, який постачався протягом січня, в загальній сумі близько 703 млн дол., тоді як в грудні 2015 року за ра-хунок укладання угоди з ЄБРР група здійснила попередню оплату лише в сумі 55 млн дол., решта газу була придбана

на початку 2016 року з використанням кредитних коштів;

• запаси станом на 31.12.15 збільшились по відношенню до 31.12.14 більше, ніж вдвічі, та склали 32,1 млрд грн. Основною складовою запасів станом на 31.12.15 є природний газ (84%), який належить групі, знаходиться в ПСГ та може бути реалізований споживачам («активний газ»), а також газ, який знаходиться в газотранспортній системі (близько 1 млрд куб. м). Вартість природного газу зросла в 3,4 раза за рахунок збільшення обсягу газу в ПСГ на 4 млрд куб. м та зростання середньозваженої ціни імпортованого газу, за якою обліковується цей газ більше, ніж на 10% через зростання курсу долара (при цьому протягом 2015 року закупівельна ціна імпортованого газу зменшилась з 333 дол./тис. куб. м до 209 дол./тис. куб. м та в середньому за рік склала 277 дол./тис. куб. м), а також зростання собівартості газу власного видобутку. Також на зростання вартості запасів вплинуло включення показ-ників Укрнафти в результаті відновлення контролю за нею (зростання вартості нафти та нафтопродуктів, а також вартості сировини в 4,1 та 3,8 раза, відповідно);

• торгова дебіторська заборгованість за 2015 рік зрос‑ла більше, ніж в 3 рази та станом на 31.12.15 склала 33,6 млрд грн. Основною причиною зростання дебітор-ської заборгованості стало включення показників Укрна-фти, що призвело до зростання дебіторської заборгова-ності на 10,5 млрд грн. Крім того збільшилась дебіторська заборгованість Газпрому за послуги з транзиту газу на 3,0 млрд грн (заборгованість за послуги з транзиту за грудень 2015 року, які було оплачено в січні 2016 року). Також на 3,1 млрд грн зросла дебіторська заборгованість за природний газ. При цьому розмір торгової дебітор-ської заборгованості за газ до вирахування резерву на знецінення станом на 31.12.15 збільшився в порівнянні з початком року на 8,4 млрд грн та склав 32,7 млрд грн. Таке зростання дебіторської заборгованості стало наслідком збільшення поточної заборгованості споживачів, які спла-чують рахунки в місяці наступному за місяцем поставки (населення, ТКЕ, бюджетні організації), через збільшення

RAB-методології для розрахунку тарифу на транспортування газу для споживачів України.

Зобов'язанняЗобов’язання групи станом на 31.12.15 склали 219,2 млрд грн, що на 60,1 млрд грн або на 38% більше, ніж зобов’язання станом на 31.12.14.

Зростання зобов’язань групи відбулось за рахунок:

• збільшення довгострокових зобов’язань з 97,1 млрд грн до 125,0 млрд грн (+29%), в основному за рахунок збіль-шення відкладених податкових зобов’язань через переоцін-ку майна та збільшення заборгованості по довгострокових позиках, деномінованих в валюті, через підвищення курсу;

• зростання поточних зобов’язань протягом 2015 року на 52% з 62,0 млрд грн до 94,3 млрд грн в основному за ра-хунок нарахованих резервів та збільшення кредиторської заборгованості через відображення показників Укрнафти.

ПозикиЗобов'язання групи за позиками станом на 31.12.15 склали 71,8 млрд грн (на 31.12.14: 61,3 млрд грн).

В 2015 році менеджмент групи забезпечив:

• погашення кредитів на суму 11,5 млрд грн;

• рефінансування кредитів у вітчизняних банках на суму 17,8 млрд грн;

• залучення кредитних ресурсів від міжнародних фі‑нансових інституцій за значно нижчими відсоткови‑ми ставками, ніж на вітчизняному ринку. В 2015 році було підписано кредитну угоду з ЄБРР на суму 300 млн дол. Зазначені кошти призначені для закупів-лі близько 1,5 млрд куб. м газу на західному кордоні України, в 2015 році використано 48,7 млн дол. Крім того, між компанією та Світовим банком досягнуто домовленості щодо організації фінансування у вигляді

Кредити, млрд грн

Кредити,млрд грн

Кредити,млрд дол США

31.12.2014 Надходження

рефінансування

Погашення Впливвід курсових

різниць

31.12.2015

59,631.12.2013

61,331.12.2014

71,831.12.2015

7,531.12.2013

+3%

+17%

-48%

-23%3,931.12.2014

3,031.12.2015

71,817,8

3,3*

іноземна валюта національна валюта * Вітчизняні банки - 2,1 млрд грн, ЄБРР - 1,1 млрд грн. ** Іноземні банки - 8,4 млрд грн, Інші українські банки - 3,1 млрд грн

61,3

21,1 29,3

18,8

36,2 ($2,3)

25,1

17,8

11,5**

47,4 ($2,0)

24,5

Робочий капітал, млрд грн

20142013 2015

222% 134%Передплати видані та інші оборотні активи

Дебіторська заборгованість

Запаси3,2

-10,8 13,2

30,7

-29,5

-22,0

20,5

17,0

13,6

-14,2

-11,8

15,5

10,1

9,8

-19,9

-24,9

33,6

32,1

Зменшення передплат у зв’язку з отриманням кредиту ЄБРР

Збільшення торгової дебіторської заборгованості за газ на 3 млрд грн, за послуги транзиту на 3 млрд грн (отримано у січні 2016 року), дебіторська заборгованість Укрнафти

Збільшення обсягу газу у ПСГ на 4 млрд куб. м та середньої ціни; включено запаси Укрнафти (нафтопродукти)

Збільшення обсягу газу у ПСГ на 4 млрд куб. м та середньої ціни; включено запаси Укрнафти (нафтопродукти)

Збільшення у зв’язку з показниками Укрнафти (заборгованість по податках) та відображенням дивідендів на користь держави

Кредиторська заборгованість

Аванси отримані та інші короткострокові зобов’язання


182 183

АНАЛІЗ РУХУ ГРОШОВИХ КОШТІВ В 2015 році група отримала позитивний грошовий потік від операційної діяльності в розмірі 2,0 млрд грн (в 2014 році грошовий потік від операційної діяльності був від’ємним та склав -58,9 млрд грн). Зростання грошового потоку від операційної ді‑яльності відбулося за рахунок зменшення збитку до оподатку‑вання на 39,2 млрд грн (детальніше дивіться розділ «Формування чистого збитку») та змін у оборотному капіталі на 19,2 млрд грн.

Чисті грошові кошти, використані в інвестиційній діяль‑ності, в 2015 році склали 4,9 млрд грн, що на 0,6 млрд грн більше ніж у 2014 році.

Чистий грошовий потік від фінансової діяльності зменшився на 87% та склав 8,3 млрд грн. Зменшення грошового потоку від

фінансової діяльності стало наслідком зменшення надходжень від продажу ОВДП на 66,9 млрд грн (детальніше дивіться роз-діл «Аналіз змін у капіталі»), зменшення чистих запозичень на 13,5 млрд грн (без урахування кредиту ЄБРР в сумі 1,1 млрд грн, який в звітності віднесено до негрошових операцій) та збільшення обов’язкових внесків чистого прибутку до бюджету на 2,7 млрд грн.

СТРУКТУРА ГРОШОВИХ ВИТРАТ ГРУПИВ структурі грошових витрат групи відбулись наступні зміни:

• зменшились витрати на придбання природного газу на 26,4 млрд грн у зв’язку з тим, що в 2014 році група погашала заборгованість за газ, придбаний в 2013 році в сумі 24,2 млрд грн. Таким чином, без урахування погашення заборгованості за газ, витрати на придбан-ня природного газу майже не змінились в гривневому еквіваленті: 82,9 млрд грн в 2015 році та 85,1 млрд грн в 2014 році. В доларовому еквіваленті платежі за газ (без урахування погашення боргу) зменшились з 6,5 млрд дол. до 4,0 млрд дол., в тому числі на 1,2 млрд дол. за раху-нок зменшення обсягу придбання імпортованого газу з 19,3 млрд куб. м газу в 2014 році до 15,4 млрд куб. м, на 0,3 млрд дол. за рахунок зниження закупівельної ціни з 294 дол./тис. куб. м до 277 дол./тис. куб. м, а також змен-шення суми авансів з 703 млн дол. до 55 млн дол.

ціни реалізації, при цьому загальний рівень розрахунків споживачів природного газу в 2015 році склав 97%, а в 2014 році – 94%. З іншого боку, було збільшено резерв на знецінення на 5,3 млрд грн з 12,1 млрд грн до 17,4 млрд грн, що в цілому призвело до збільшення балансової вартості торгової дебіторської заборгованості за газ лише на 3,1 млрд грн;

• торгова кредиторська заборгованість станом на 31.12.15 склала 19,9 млрд грн, що на 5,7 млрд грн, більше ніж ста‑ном на 31.12.14. Збільшення кредиторської заборгованості, в першу чергу, стало наслідком включення показників Укрнафти, а також за рахунок курсових різниць по креди-торській заборгованості, деномінованої в іноземній валюті;

• аванси отримані та інші короткострокові зобов’язан‑ня (з урахуванням зобов’язань по сплаті податку на прибуток) станом на 31.12.2015 зросли на 13,1 млрд грн та склали 24,9 млрд грн. Зростання в основному стало на-слідком включення до звітності заборгованості Укрнафти по рентних платежах в сумі 8,4 млрд грн (з урахуванням штрафних санкцій), відображення заборгованості Укрна-фти по виплаті дивідендів в сумі 2,8 млрд грн.

АНАЛІЗ ЗМІН У КАПІТАЛІКапітал групи станом на 31.12.15 склав 445,2 млрд грн, що на 88,2 млрд грн або 25% більше, ніж розмір капіталу станом на 31.12.14. Зростання капіталу групи стало наслідком:

• передачі до акціонерного капіталу Нафтогазу ОВДП в сумі 29,7 млрд грн,

• переоцінки основних засобів, що призвело до зростання резерву переоцінки на 95,0 млрд грн.

З іншого боку, за рахунок отриманого протягом 2014 року чистого збитку накопичений дефіцит групи збільшився на 36,1 млрд грн, що призвело до зменшення капіталу.

Група отримувала фінансову підтримку від держави у вигляді ОВДП в обмін на емісію нових акцій компанії. Отримані кошти призначені для покриття касового дефіциту Нафтогазу. Суму ОВДП, отриманих групою в обмін на емісію нових акцій, можна частково розглядати як покриття компенсації різниці у цінах, однак, не існує правової бази або документів, які б підтверджували це твердження, і немає також акту звірки або аналогічного документа, підписаного між компанією та урядом України, у якому була б зазначена сума компенсації різниці у цінах.

Якби група отримувала компенсацію різниці в цінах гро‑шовими коштами, а не через внесок ОВДП до статутного капіталу, то така компенсація відображалась би у складі доходів. Це, з одного боку, призвело би до зменшення збитків, а з іншого, вплинуло на збільшення оподатковува‑ного прибутку та, відповідно, до зростання сум сплаченого до бюджету податку на прибуток.

Реформування газового ринку та поступове приведення цін реалізації природного газу до економічно обґрун‑тованого рівня істотно зменшить фінансовий дефіцит Нафтогазу у 2016 році і повністю його ліквідує у 2017 році. В 2016 році група вперше з 2006 року не отримує прямої підтримки з держави на компенсацію різниці в цінах у вигляді рекапіталізації за рахунок отриманих ОВДП.

Струтктура грошових витрат групи*

Придбанняприродного газу

Погашення кредитівта сплата відсотків

Податки

Інші

58,6% 46,0%

19,4%

22,5%

12,1%

20,8%

9,9%

10,6%

186,4 180,4

2014 2015

Інші 10,6%Інші товари та послуги 4,9%Оплата праці та нарахування 2,5%Транспортування газу 1,5%Капітальні інвестиції 1,4%Витрати на утримання Нафтогазу 0,3%

Інші 12,1%Інші товари та послуги 4,2%Капітальні інвестиції 2,9%Оплата праці та нарахування 2,6%Транспортування газу 2,1%Витрати на утримання Нафтогазу 0,3%

*без показників Укрнафти

Рух грошових коштів, млрд грн

2014 2015

-87%

-15%

103%

Чистий грошовий потік:від фінансовоїдіяльності

від операційноїдіяльності

+1,2 +5,4

64,4

-58,9

2,0-4,9

-4,3

8,3

від інвестиційноїдіяльності

Зміна залишкукоштів

66,9 зменшення надходжень від продажів ОВДП

13,5 зменшення чистих запозичень (без урахування ЄБРР)

2,7 збільшення відрахувань частини чистого прибутку до бюджету

39,2 зменшення збитку до оподаткування

19,2 зміна робочого капіталу

Аналіз змін у власному капіталі групи, млрд грн

01.01.2014 01.01.2015

357+25%

445,2

164,6

365,4

173

Власний капітал(включаючи незареєстрованийкапіал)

До статутного фонду були внесені ОВДП на суму 29,7 млрд грн

Було зроблено дооцінку основних засобів за результатами переоцінки

Зростання на суму збитку,отриманого в 2015 році

Резерв переоцінкита накопичені курсовірізниці

Накопиченийдефіцит

+18%

+26%

+21%

194,3

459,9

209,1


184 185

• зменшились витрати на сплату відсотків та погашення кредитів на 3,7 млрд грн, оскільки в 2014 році група пога-шала євробонди (1,6 млрд дол.);

• податки, сплачені групою в 2015 році, зросли на 22,1 млрд грн та склали 40,5 млрд грн. В основному відбу-лось зростання по сплаті рентної плати за рахунок під-вищення ставки рентної плати за газ та підвищення ціни реалізації газу Укргазвидобування;

• інші витрати зросли на 2,0 млрд грн та склали 21,3 млрд грн. Зростання в основному відбулось за раху-нок зростання витрат на капітальні вкладення, послуги по транспортуванню, при цьому зменшились витрати на інші роботи та послуги.

В загальній структурі витрат групи власне на утримання апарату Нафтогазу в 2015 році, як і в 2014 році, було витра‑чено близько 0,3% коштів. Натомість 46,0% склали витрати на закупівлю природного газу для споживачів, 19,4% коштів група витратила на розрахунки з кредиторами за кредитами минулих років. Ще 22,5% грошей було витрачено на сплату податків до бюджету, частка витрат на сплату податків в 2015 році зросла на 12,6% по відношенню до минулого року. В аб-солютному значені розмір платежів до бюджету в 2015 році виріс на 22,1 млрд грн або більше, ніж в 2 рази по відно‑шенню до минулого року та склав 40,5 млрд грн. Решта витрат – оплата праці працівників, транспортування при-родного газу та резервування транспортних потужностей, капітальні та фінансові інвестиції, виробничі витрати, тощо.

СИСТЕМА УПРАВЛІННЯРИЗИКАМИ

Робота з управління ризикам проводиться в компанії на всіх рівнях управління. Хоча в 2015 році компанія не мала окремого підроз-ділу з управління ризиками, роботу з внутріш-ніх контролів та управління ризиками було інтегровано в інші процеси діяльності компанії в рамках організаційної структури. Робота з управління ризиками побудована так, щоб здійснювати безперервний моніторинг та контроль, своєчасне виявлення та послідовне управління ризиками, що пов'язані з діяль-ністю групи, забезпечувати безперешкодний канал інформації та комунікації щодо виявле-них наявних чи потенційних ризиків. Елемен-ти системи управління ризиками включають посадові інструкції, нормативні акти, норми корпоративної культури, методики та процеду-ри компанії.

Значним елементом системи внутрішнього контролю в 2015 році була функція внутріш-нього аудиту. В 2015 році департаментом внутрішнього аудиту було проведено 17 пере-вірок виробничої та фінансово-господарської діяльності та окремих операцій на 14 підпри-ємствах групи.

У грудні 2015 року постановою Кабінету Міністрів України №1002 затверджено новий статут Національної акціонерної компанії «На-фтогаз України», згідно з яким у групі впрова-джується дієва система внутрішнього контр-олю шляхом створення функцій управління ризиками, комплаєнса та внутрішнього фінан-сового контролю. Група має на меті забезпечи-ти, щоб система корпоративного управління й ухвалення рішень включала всебічну оцінку ризиків, а також побудувати свої бізнес-про-цеси з урахуванням системи внутрішнього контролю цих процесів, ґрунтуючись на най-

кращих практиках та використовуючи досвід передових світових компаній. З цією метою в травні 2016 року в структурі Нафтогазу ство-рено службу управління ризиками та введено посаду керівника з управління ризиками, які безпосередньо підпорядковуються наглядовій раді Компанії.

Основними завданнями служби управління ризиками стане:

• впровадження стандартів управління ризи-ками та найкращих світових практик;

• ідентифікація всіх ризиків, які становлять загрозу стабільності діяльності, фінансовій стійкості, безпеці та здоров’ю персоналу, навколишньому середовищу та досягнен-ню стратегічних цілей групи;

• проведення аналізу ідентифікованих ризи-ків з метою найбільш правильної оцінки їх наслідків і ймовірності їх виникнення;

• розроблення стратегії реагування, дієвих заходів мінімізації негативних наслідків виявлених ризиків та попередження їх ви-никнення в подальшій діяльності групи;

• управління ризиками згідно з розроблени-ми заходами;

• моніторинг та контроль за виконанням розроблених заходів.

Основні ризики, які можуть спричинити істотний негативний вплив на наші виробничі показники, грошові потоки і фінансовий стан, наведені нижче.


186 187

ГАЛУЗЕВІ РИЗИКИРизики, пов’язані з залежністю від єдиного постачальника імпортованого природного газуДо 01.10.15 Нафтогаз був гарантованим постачальником газу для промислових споживачів, річний обсяг споживан-ня природного газу яких перевищує 3 млн куб. м, та підприємств, що здій-снюють виробництво теплової енергії. На період з 01.10.15 до 31.03.17 на компанію покладено обов’язки прода-вати природний газ постачальникам природного газу для потреб побутових споживачів та релігійних організацій, а також постачати природний газ вироб-никам теплової енергії для виробництва теплової енергії. Крім того, згідно з роз-порядженням КМУ від 10.12.15 №1307-р Нафтогаз визначено постачальником «останньої надії» строком на три роки. Укртрансгаз також частково використо-вує імпортований природний газ для забезпечення своїх виробничо-техноло-гічних потреб. Для виконання покладе-них на Нафтогаз обов’язків та забезпе-чення безперебійної роботи ГТС України компанія має закуповувати природний за кордоном, оскільки обсяг газу, що видобувається в Україні, є недостатнім. З 2009 до 2014 року Нафтогаз закупову-вав основні обсяги імпортованого при-родного газу в Газпрому відповідно до довгострокового контракту за цінами, які не відповідали ринковим. Залежність від одного постачальника за таким довгостроковим контрактом може не тільки негативно впливати на здатність Нафтогазу забезпечувати споживачів України природним газом, а й загро-жувати безперебійності та надійності ро-боти ГТС, збільшувати політичні ризики, погіршувати фінансовий стан компанії.

ЗАХОДИ З УПРАВЛІННЯ РИЗИКАМИ

Диверсифікація джерел постачання імпортованого газу

Група вживає активних заходів із диверсифікації джерел постачання ім-портованого природного газу з країн

ЄС. Частка імпорту з країн ЄС виросла з 25% у 2014 році до 60% у 2015 році.

Технічна можливість прийому природ-ного газу в напрямку України з країн Європи складає 61,1 млн куб. м на добу, в т. ч. з Польщі – 4,3 млн куб. м, з Угорщини – 16,8 млн куб. м, зі Словаччини – 40 млн. куб. м. 29.05.15 між Нафтогазом та оператором ГТС Угорщини (FGSZ LTD) було підписа-но угоду про взаємодію між опера-торами газотранспортних систем (interconnection agreement). Група надалі сприятиме переговорам щодо підписання прямих угод про взає-модію (interconnection agreement) з суміжними європейськими країнами (Словаччиною, Румунією) з метою запровадження та розширення «вір-туального» реверсу в Україну. З ме-тою забезпечення зростання обсягу фізичних поставок природного газу з Європи Укртрансгазом здійснюється підготовка ТЕО для будівництва ново-го газопроводу «Україна-Польща». Для збільшення кількості та географічної диверсифікації джерел постачання триває переговорний процес з Туреч-чиною щодо можливості організації проходу LNG танкерів через Босфорсь-ку протоку до України.

Диверсифікація європейських по-стачальників

За напрямком контрактної диверси-фікації постачальників імпортованого газу Компанія в 2015 році збільшила кількість своїх контрагентів. Нафтогаз закуповує природний газ лише у про-відних та надійних західних компаній, підтримуючи диверсифікований порт-фель постачальників. З 11 компаній, які постачали нам природний газ у 2015 році, 6 публічних компаній мали рейтинг інвестиційного класу.

Збільшення обсягів реверсних по-ставок газу

Запровадження «прямої взаємодії» між операторами ГТС України і Сло-ваччини в точці з'єднання «Вельке Капушани» (Словаччина) в напрямку ГВС «Ужгород». Підписання угоди про

взаємодію (interconnection agreement) в цій точці між суміжними оператора-ми ГТС, Укртрансгазом та Eustream a.s., дозволило б розширити реверсну потужність поставок природного газу в Україну до 120 млн куб. м на добу з сьогоднішніх 40 млн куб. м на добу. Компанія й надалі братиме активну участь у перемовинах з генеральними директоратами з енергетики і конку-ренції та оператором словацької ГТС для запровадження «прямої взаємодії» у зазначеній точці.

Максимізація видобутку газу в Україні

Пріоритетним напрямком капітальних вкладень групи є сегмент видобутку природного газу, що має на меті мак-симізацію обсягів власного видобутку газу, яка дозволить зменшити залеж-ність від імпортних джерел газу.

Ризики, пов’язані з залежністю від одного споживача послуг з транзитуНайбільш прибутковим сегментом діяльності групи є транспортування природного газу. Транспортування природного газу здійснюється групою для Газпрому відповідно до контракту, укладеного в 2009 році на 10 років. Контрактом визначено розмір ставки на транспортування. Керівництво гру-пи вважає, що фактичні обсяги тран-спортування газу за період з 2010 до 2014 року були значно нижчими за базовий обсяг, визначений у контрак-ті. При цьому рівень плати за тран-спортування природного газу жодного разу не переглядався відповідно до європейських принципів ціноутворен-ня на послуги з транспортування газу, що призводило до додаткових збитків групи. При цьому інші споживачі цих послуг відсутні. Газпром проводить політику постачання природного газу в обхід території України (за заявою Газпрому обсяг транзиту з 2020 року буде значно зменшено), що може вкрай негативно вплинути на діяль-ність групи.


Забезпечення отримання компенса-ції за завдані у минулому збитки та застосування європейських принци-пів до плати за транзит за контрак-том з Газпромом

У жовтні 2014 року компанія звернула-ся до Стокгольмського Арбітражного трибуналу з проханням винести ар-бітражне рішення стосовно перегляду плати за транспортування природного газу територією України згідно з кон-трактом між компанією і Газпромом. Група очікує, що за результатами Арбітражу будуть застосовані євро-пейські принципи тарифоутворення, і тариф на транспортування газу за контрактом з Газпромом буде перегля-нуто. Окрім цього, за результатами Арбітражу буде ухвалене рішення щодо обґрунтованості вимог групи щодо базового обсягу транспортуван-ня газу, гарантованого Газпромом. З 01.01.16 НКРЕКП встановила тарифи на транспортування природного газу магістральними трубопроводами для точок входу і точок виходу, розташова-них на державному кордоні України, із застосуванням RAB-методології. Нафто-газ звернувся до Газпрому з вимогою застосування цих тарифів під час транзиту природного газу Газпрому до країн Європи за чинним контрактом. Оскільки зазначене питання залиша-ється невирішеним, компанія вклю-чила вимоги щодо переходу на нові тарифи на транзит з 01.01.16 до позову за контрактом на транзит природного газу. До приведення договірних від-носин у відповідність до нормативних документів НКРЕКП надання компані-єю послуг з транзиту природного газу Газпрому здійснюється на умовах, що діяли в 2015 році.

Диверсифікація послуг з транспор-тування газу

Компанія сприяє створенню єдиного інфраструктурного та комерційного газового простору України, Польщі, Словаччини, й Угорщини , а також ор-ганізації єдиного східноєвропейського

газового хабу, що дозволить групі здійснити диверсифікацію споживачів послуг з транспортування та зберіган-ня природного газу.

Ризики, пов’язані з цінами на нафту, природний газ та нафтопродуктиЦіни на нафту, природний газ та нафтопродукти суттєво впливають на фінансові показники групи. Оскіль-ки імпортна складова в загальному обсязі споживання природного газу залишається суттєвою, падіння цін на природний газ на європейських газових ринках позитивно впливає на результати діяльності групи (за винят-ком діяльності з видобутку природного газу в Єгипті та передачі Укрнафтою газу для виробництва аміаку). З іншого боку, зменшення цін на нафту та на-фтопродукти призводить до погіршен-ня фінансових показників.


Оптимізація витрат групи

Група вживає заходів зі зменшення операційних та капітальних витрат, пов’язаних з видобутком нафти, для забезпечення належного рівня прибут-ковості та ліквідності при зменшенні цін на нафту та нафтопродукти. Також, залежно від поточних та довгостроко-вих прогнозів цін на вуглеводні група вносить коригування в програми реалізації інвестиційних проектів як за кордоном, так і в Україні.

Ухвалюючи рішення щодо придбання імпортованого газу для закачування до ПСГ, також береться до уваги цінова кон’юнктура ринку.

Ризик, пов’язаний із зменшенням транзиту нафтиВ умовах політичної нестабільності у взаємовідносинах між Україною та Російською Федерацією, а також знач-ного падіння світових цін на нафту, коли зростають ризики перерозподілу

традиційних ринків збуту між основни-ми країнами-експортерами нафти, існує загроза подальшого зменшення обсягу транспортування нафти транзи-том через територію України до країн Центральної Європи.


Пошук альтернативних шляхів транспортування нафти

Група веде активний пошук нових замовників транспортних послуг, в першу чергу, з країн Каспійського регі-ону, які мають достатній ресурс нафти і зацікавлені у виході на нові ринки збуту, і відповідно у пошуку шляхів постачання нафти на ці ринки.

З іншого боку, ведеться робота зі споживачами нафти, в першу чергу, європейськими нафтопереробними заводами з метою інформування ос-танніх щодо можливих шляхів дивер-сифікації поставки нафти.

ПРАВОВІ РИЗИКИРизики, пов’язані з державним регулюванням нафтогазової галузіКабміном покладено спеціальні обов’язки (ПСО) на державні компанії НАК «Нафтогаз України», ПАТ«Укргаз-видобування» та приватних поста-чальників газу (Постанова КМУ від 01.10.2015 №758 ). Для цих категорій споживачів, з метою забезпечен-ня соціального захисту, до 1 квітня 2017 року уряд встановлюватиме регу-льовані ціни на газ та обмежуватиме вартість поставки.

У жовтні 2015 було ухвалено низку підзаконних актів, які попри задекла-ровану мету не відповідали основним принципам європейського законодав-ства та зазначеним критеріям, і, відпо-відно, не дали очікуваного результату.

Ухвалені правила не призвели до ефективної роботи ринку природного газу. Вони, з одного боку, є непрозо-рими та обтяжливими для добросовіс-


188 189

них учасників ринку та компаній, які можуть бути зацікавлені в роботі на ньому, а, з іншого, створюють широке поле для зловживань та недобросовіс-ної поведінки.


Забезпечення ефективної роботи ринку природного газу

В рамках підвищення ефективності ринку компанія ініціювала обговорен-ня змін вторинного законодавства, які мають зменшити ризики небалансів для постачальників та оператора ГТС, спро-стити роботу для користувачів мережі, забезпечити неупередженість операто-ра ГТС при вчиненні балансуючих дій та зменшити фінансове навантаження на постачальників.

Ризики, пов’язані з контролем Уряду над діяльністю групи Уряд України продовжує здійснювати контроль над операційною діяльніс-тю групи через свої права власності в компанії. Такий вплив може стати причиною соціально-економічних ініці-атив, які можуть негативно вплинути на операційну діяльність групи.


Внесення змін до законодавства

У грудні 2015 року було ухвалено поста-нову КМУ про «Деякі питання вдоско-налення корпоративного управління публічного акціонерного товариства «Національна акціонерна компанія «Нафто газ України». Цією постановою було врегульовано на законодавчому рівні наступні аспекти:

• затверджено нові редакції статуту, положення про наглядову раду та положення про правління компанії, в тому числі редакції цих документів, що діятимуть з 1 квітня 2017 року;

• розділено функції власності та кон-фліктуючі з ними функції державного регулювання та галузевої політики (policy-maker) шляхом передачі

управління 100% акцій від Міністер-ства енергетики та вугільної промис-ловості до Міністерства економічного розвитку та торгівлі України.

При цьому, пріоритетним залишається ухвалення проектів законів України:

• «Про внесення змін до деяких зако-нодавчих актів України щодо вдоско-налення корпоративного управління публічного акціонерного товариства «Національна акціонерна компа-нія «Нафтогаз України», оператора газотранспортної системи та юридич-них осіб, акціонером (засновником, учасником) яких вони є»;

• «Про запобігання політичному втручанню у господарську діяльність підприємств нафтогазової галузі».

Для детальної інформації щодо реформи корпоративного управління див. розділ «Корпоративне управління».

Ризики, пов’язані з передачею державі частки володіння у дочірніх підприємствах та майна, що не підлягає приватизаціїУ 1998 році, після створення компанії, Уряд України зробив внесок до акці-онерного капіталу компанії у вигляді акцій декількох акціонерних товариств. Цими акціонерними товариствами були АТ «Магістральний трубопровід «Друж-ба» і АТ «Придніпровський магістральний трубопровід» (які були реорганізовані у 2001 році в АТ «Уктранснафта»), АТ «Укр-спецтрансгаз», АТ «Чорномор нафтогаз», АТ «Укрнафта», та 54 регіональні газо-розподільчі підприємства. Уряд України може передавати право володіння або контролю над усією або частиною володіння компанії у цих акціонерних товариствах та/або інших державних підприємствах зі зберігання та транспор-тування нафти та газу іншим компаніям або державним агентствам, і ці дії можуть завдати суттєвого негативного впливу на операційну діяльність компанії.

У 1998 році компанія уклала угоду «Про використання державного майна, яке не

підлягає приватизації» (надалі – «Угода») із Фондом державного майна України й 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 вико-нання правонаступниками кожної зі сто-рін. Історично дія Угоди подовжувалась автоматично, оскільки жодна зі сторін не ініціювала її розірвання. Оскільки держав-не майно, яке не підлягає приватизації, формує основну частину господарської діяльності групи, то майбутні операції та фінансові результати діяльності групи залежать від подовження дії Угоди.


Передача майна незалежним опера-торам

Відповідно до умов Третього енерге-тичного пакета й постанови Кабінету Міністрів України від 01.07.16 №496 найближчим часом буде здійснено відокремлення операторів газотран-спортних систем від вертикально інтегрованих підприємств, що здійсню-ють видобування та постачання газу, а також відокремлення операторів систем зберігання газу. Відповідно державне майно буде використовуватись ок-ремими незалежними операторами газотранспортних систем. Зважаючи на це, керівництво компанії вважає, що група продовжуватиме свою діяльність із державним майном у найближчому майбутньому.

Ризики податкового регулюванняДля податкового середовища в Україні властиві складність податкового адмі-ністрування, суперечливі тлумачення податковими органами податкового зако-нодавства та нормативних актів, які, окрім іншого, можуть збільшити фінансовий тиск на платників податків. У ході звичайної господарської діяльності група здійснює операції, тлумачення яких можуть бути різними у групи та податкових органів.

Непослідовність у застосуванні, тлумаченні та впровадженні податкового законодав-ства може призвести до судових розглядів, які, зрештою, можуть стати причиною нарахування додаткових податків, штрафів і пені, а ці суми можуть бути суттєвими.


Дотримання вимог законодавства

Група виконує вимоги податкового законодавства, здійснює постійний мо-ніторинг змін і доповнень, внесених до законів та інших нормативно-правових актів, оцінює і прогнозує ступінь можли-вого впливу таких змін на її діяльність.

Група орієнтована на співпрацю з дер-жавними органами з метою забезпечен-ня дотримання вимог законодавства в сфері валютного та податкового законо-давства. Щодо операцій, тлумачення яких може бути неоднозначним, робляться за-пити до відповідних державних органів.

Ризики, пов’язані з безпекою та збереженням активівДіяльність групи, пов'язана з операційни-ми ризиками технологічного, технічного та природно-кліматичного характеру, діями персоналу і третіх осіб, що можуть призвести до негативних наслідків, в тому числі через помилки персоналу, розкрадання, терористичні акти, диверсії тощо.


Забезпечення охорони виробничих об’єктів групи

Групою проводиться політика впрова-дження на ГТС України сучасних методів діагностики, проведення реконструкції та модернізації.

Групою проводиться робота щодо вивчення наявних передових світових технічних систем охорони об'єктів, у тому числі з використанням безпілотних літальних апаратів, а також можливостей Державного космічного агентства України з питань дистанційного зондування землі.

Налагоджена та здійснюється постійна вза-ємодія з МВС України та його структурни-

ми підрозділами, у тому числі в областях, Міністерством енергетики та вугільної про-мисловості України, СБ України з питань забезпечення безпеки об'єктів групи.

Ризики, пов’язані з правовим регулюванням надрокористуванняДержава контролює діяльність із розвідки та видобування нафти і газу в Україні шляхом видачі відповідних ліцензій. Згідно з чинним законодав-ством окремі ліцензії видаються на розвідку, розробку та видобування на кожному нафтогазовому родовищі. Лі-цензії видаються на період від двох до двадцяти років, і їх дію можна подовжи-ти на той самий строк. Для групи існує ризик непродовження строку на право користування ліцензіями або призу-пинення права користування ліцен-зіями (наприклад, через несвоєчасне виконання зобов'язань перед бюдже-том або програми робіт, передбаченої ліцензійними угодами).


Виконання умов ліцензійних угод

Група вживає заходів щодо продовжен-ня терміну дії спеціальних дозволів на користування надрами шляхом відповід-них звернень до центральних органів виконавчої влади та місцевого самовря-дування.

Також група вживає заходів щодо вчасного та в повному обсязі виконання програм робіт, які визначені ліцензій-ними угодами. У випадку неможливості їх виконання, група готує відповідні обґрунтування та пропозиції щодо коригування цих програм і вносить на розгляд Держгеонадр України.

Ризики, пов’язані з судовими процесамиГрупа бере участь у багатьох судових процесах, які можуть суттєво вплинути на її фінансово-господарську діяльність. Найважливішими судовими процесами є суд з Газпромом, спір із неконтролюю-чими акціонерами Укрнафти, стосовно виконання акціонерної угоди.


Група вживає всіх можливих заходів щодо досудового врегулювання спорів.

В межах розпочатих судових проце-сів, особливо тих, рішення щодо яких матимуть суттєвий вплив на показники фінансової діяльності, група залучає кваліфікованих юридичних радників. Також здійснюється постійний моніто-ринг рішень, що ухвалюються вищими судами, та оцінюються результати судових процесів на рівні арбітражних судів з подальшим використанням для захисту інтересів групи.

ФІНАНСОВІ РИЗИКИВалютні ризикиГрупа здійснює свою операційну діяль-ність на території України і її залежність від валютного ризику визначається, го-ловним чином, необхідністю придбання природного газу у іноземних постачаль-ників, що в основному деномінується у євро та доларах США. Група також здійснює сплату відсотків та погашення позик в іноземних валютах.


Щомісячний перегляд цін реалізації газу для споживачів з урахуванням валютного курсу (крім населення та підприємств ТКЕ, які реалізують теплову енергію для населення, релігійних організацій)

З набуттям чинності Законом України «Про ринок природного газу» з 01.10.15 компанія самостійно щомісячно визна-чає ціни для всіх споживачів природно-го газу, крім населення та підприємств ТКЕ, які реалізують теплову енергію для населення, з урахуванням закупівельної ціни газу, деномінованої в національній валюті. До квітня 2017 року планується перехід до ринкових цін для всіх катего-рій споживачів, які будуть враховувати коливання валютного курсу.

Короткострокове управління валют-ними ризиками

Група аналізує ситуацію на валютно-му ринку України та залежно від його


190 191

* - З 01.01.16 НКРЕКП встановила нові RAB-тарифи на транспортування газу магістральними трубопроводами для точок входу і точок виходу, розташованих на кордоні України. Нафтогаз звернувся до Газпрому з вимогою застосування цих тарифів під час транзиту газу до країн Європи за контрактом між цими сторонами від 2009 року. Але оскільки Газпром відмовився від переговорів щодо приведення умов транзитного контракту у відповідність зі змінами в українському законодавстві, Нафтогаз включив вимоги щодо переходу на нові тарифи на транзит з 01.01.16 до позову в рамках арбітражного провадження за контрактом на транзит, а до приведення договірних відносин між Нафтогазом і Газпромом у відповідність до нових норм українського законодавства (зокрема, в частині застосування нових RAB-тарифів) НКРЕКП вирішила, що тимчасово Нафтогаз має надавати послуги з транзиту природного газу Газпрому на умовах, що діяли в 2015 році (тобто із застосуванням «старого» нерегульованого тарифу на транзит), одночасно вимагаючи від Газпрому ретроактивної сплати за новими тарифами. Оскільки менеджмент очікує, що нові тарифи будуть застосовані ретроактивно (тобто з 01.01.16 після відміни вказаного вище рішення НКРЕКП) або (а) в рамках задоволення цієї вимоги та винесення відповідного рішення Арбітражним інститутом Торгової палати Стокгольма, або (б) після добровільної згоди Газпрому на застосування цих тарифів та внесення змін у контракт, після настання першої з цих двох подій як доходи компанії, так і сума амортизації основних засобів також будуть переглянуті/скориговані ретроспективно (з 01.01.16) для цілей складання консолідованої фінансової звітності Нафтогазу. Зокрема, за 2016 рік буде відображена прискорена амортизація тієї частини активів, які відносяться до транзитних, а доходи від транспортування газу — відповідно до нових RAB-тарифів. Слухання за справою по контракту на транзит газу розпочнуться в 4 кварталі 2016 року, прийняття рішення очікується в 2 кварталі 2017 року. Таким чином, тимчасово (до винесення цього рішення) доходи від транзиту відображаються за «старим» тарифом існуючого контракту з Газпромом (а не по RAB-тарифам), а прискорена амортизація не нараховується.

кон’юнктури здійснює вибір валюти, в якій зберігаються залишки коштів (з урахуванням законодавчих актів НБУ з цього питання).

Ризики ліквідностіДіяльність групи має сезонний характер: обсяг реалізації природного газу та по-слуг з його транспортування протягом опалювального сезону складає близько 70% до річного, відповідно і грошові надходження за реалізовані товари та послуги суттєво зростають. З іншого боку, протягом літнього періоду при зменшенні грошових потоків у групи ви-никає потреба в додаткових фінансових ресурсах для фінансування закачування природного газу до ПСГ. Крім того, не-задовільна платіжна дисципліна з боку споживачів природного газу, а також перехід на попередню оплату за імпор-тований природний газ призводять до зростання обсягу інвестицій, необхідних для фінансування робочого капіталу.


Впровадження заходів щодо змен-шення дебіторської заборгованості

У 2015 році на виконання Меморан думу з МВФ компанією PricewaterhouseCoopers LLC було прове-дено діагностичний аналіз дебіторської заборгованості групи. Проведений аналіз дозволить керівництву компанії покращити процес стягнення старої дебіторської заборгованості та уникну-ти проблем із стягненням заборговано-сті в майбутньому, а також сприятиме прозорості та належному управлінню заборгованістю.

З метою усунення законодавчих перешкод та активізації роботи зі стягнення дебіторської заборгова-ності за спожитий природний газ в рамках співпраці України з МВФ за ініціативи та безпосередньої участі компанії було забезпечено виконання зобов’язань України щодо зняття двох довготривалих мораторіїв, які захи-щали енергетичні та інші компанії від застосування процедур примусового стягнення: мораторію на виконавче провадження та примусове виконан-ня судових рішень щодо стягнення заборгованості відносно підприємств, включених до Реєстру підприємств паливно-енергетичного комплексу, та мораторію на застосування примусо-вої реалізації майна державних під-приємств та господарських товариств з державною часткою в капіталі не менше 25%.

Також у 2015 році менеджмент групи вживав заходів із погашення дебітор-ської заборгованості підприємств-ви-робників азотних добрив. Внаслідок чого було погашено заборгованість на загальну суму майже 2,96 млрд грн.

Перехід на оплату за газ за фактом поставки

Група вживає заходів для поступового переходу на оплату імпортованого газу за фактом поставки, а також для залучення кредитних ресурсів для фінансування закачування природного газу до ПСГ на іноземних фінансових ринках за порівняно нижчими відсо-тковими ставками, ніж на українському ринку.

Ризик зміни відсоткових ставокГрупа є великим позичальником на українському кредитному ринку. Зміни облікової ставки НБУ можуть мати суттє-вий вплив на рівень відсоткових ставок, що в свою чергу, може негативно впли-нути на фінансові показники групи.


Диверсифікація та оптимізація кре-дитного портфелю за відсотковими ставками

З метою фінансування придбання імпор-тованого газу група в 2015 році підписала кредитну угоду з ЄБРР на відновлюваній основі на суму 300 млн дол. , за рахунок якої буде забезпечуватися придбання імпортованого природного газу на західному кордоні з Україною протягом 2016-2017 років. Також для забезпечення фінансування придбання імпортованого газу в IV кварталі 2016 року плануєть-ся підписати угоду зі Світовим банком щодо організації фінансування у вигляді відкриття акредитивних/кредитних ліній комерційних банків під гарантії МБРР в розмірі до 500 млн дол. . Крім того, планується залучення кредитних ресурсів з Міжнародною фінансовою Корпорацією (IFC) на суму до 200 млн дол. . Залучення кредитних ресурсів від міжнародних фінансових інституцій здійснюється за значно нижчими відсотковими ставками, ніж на вітчизняному ринку.

Крім того, при зниженні ставки рефінан-сування НБУ група проводить роботу з вітчизняними банками щодо зниження кредитної ставки.

ПРОГНОЗ НА 2016 РІКПрогнозні показники діяльності групи Нафтогаз на 2016 рік

Валовий видобуток природного газу 2013 2014 2015

2016 прогнозІ пів річчя

фактІІ пів річчя

план разом

Основні виробничі показники групиВаловий видобуток природного газу, млн куб. м 15 114 15 117 15 276 7 998 7 622 15 620

ПАТ «Укргазвидобування» 15 114 15 117 14 531 7 308 7 113 14 421ПАТ «Укрнафта» (з 22.07.15) – – 651 654 470 1 124Концесійна угода в Єгипті (частка групи) – – 94 36 39 74

Валовий видобуток нафти і газового конденсату, тис. т 738 637 1 397 1 074 954 2 028 в Україні 645 535 1 274 1 010 886 1 896 в Єгипті (частка групи) 93 102 123 64 68 132

Обсяги реалізації природного газу, млн куб. м 32 123 29 232 21 796 10 971 7 785 18 756Транспортування природного газу за контрактом з Газ-промом, млн куб. м 86 126 62 197 67 080 37 656 32 406 70 062

Транспортування газу для споживачів України, млн куб. м 44 097 38 122 30 400 15 561 14 764 30 325Транспортування нафти, млн т 17,6 16,9 16,8 7,2 8,3 15,5Реалізація нафтопродуктів, тис. т 687 403 358 195 186 381Реалізація скрапленого газу, тис. т 206 177 224 141 142 283Реалізація природного газу через мережу АГНКС, млн куб. м 130 97 65 25 34 59Основні фінансові результати групи (в млн грн, якщо не вказане інше)Дохід від реалізації* 75 374 80 713 131 248 85 622 82 622 168 244Валовий прибуток/(збиток)* (752) (7 307) 8 521 36 155 29 488 65 643EBITDA (1 426) (62 961) (7 356) 36 536 20 208 56 744Прибуток/(збиток) до оподаткування, в т.ч.* (15 492) (77 447) (38 203) 19 919 2 815 22 734

фінансові результати в регульованих сегментах (26 765) (88 058) (57 272) 3 683 (7 213) (3 530)фінансові результати в нерегульованих сегментах 11 165 10 575 21 721 19 901 7 009 26 910нерозподілені доходи/витрати та елімінація 108 36 (2 652) (3 665) 3 020 (645)

Вигода/(витрати) з податку на прибуток (1 591) 2 800 1 880 (2 458) (2 690) (5 148)Збиток від припиненої діяльності (874) (13 786) – – – –Чистий прибуток/(збиток), в т.ч. (17 957) (88 433) (36 323) 17 461 125 17 586

прибуток/(збиток), що належить акціонерам компанії (17 948) (88 373) (34 053) 17 458 897 18 355

Звіт про фінансовий стан групи (в млн грн, якщо не вказане інше)Всього активи, в т. ч. 237 918 516 043 669 700 680 075 686 901 686 901

основні засоби* 181 428 456 548 571 054 565 554 559 617 559 617Власний капітал 106 975 356 958 445 171 466 207 466 332 466 332Зобов'язання за кредитами 59 558 61 261 71 819 63 165 69 866 69 866Зобов'язання за кредитами/власний капітал 56% 17% 16% 14% 15% 15%Робочий капітал (10 757) 13 098 30 702 35 870 54 826 54 826Капітальні інвестиції 4 234 3 672 6 523 3 271 8 888 12 159Звіт про рух грошових коштів групи (в млн грн, якщо не вказане інше)Чистий рух грошових коштів від операційної діяльності 7 155 (58 912) 2 022 39 979 22 546 62 525Чистий рух грошових коштів від інвестиційної діяльності (3 231) (4 325) (4 978) (696) (8 214) (8 910)Чистий рух грошових коштів від фінансової діяльності (3 815) 64 411 8 329 (22 658) (22 441) (45 099)


192 193

ОПЕРАЦІЙНЕ СЕРЕДОВИЩЕПрогнозний баланс надходження та розпо‑ділу природного газу по компанії

Відповідно до прогнозного балансу надхо-дження та розподілу природного газу по ком-панії на 2016 рік, затвердженого правлінням компанії, та з урахуванням факту за І півріччя 2016 року, в 2016 році передбачається змен-шення реалізації природного газу групою на 14% відносно 2015 року, до 18,9 млрд куб. м. Прогнозоване зменшення реалізації газу пояснюється економічною кризою та падін-ням виробництва, проведенням бойових дій на сході України, а також застосуванням енергозберігаючих технологій та економного використання газу населенням.

Ресурс природного газу власного видобутку групи в 2016 році для реалізації населенню, підприємствам ТКЕ, які виробляють теплову енергію для населення, та релігійним органі-заціям на виконання спеціальних обов’язків, покладених на Нафтогаз відповідно до зако-нодавства, формується виключно за рахунок газу, видобутого Укргазвидобуванням, та становитиме 12,4 млрд куб. м. Природний газ, видобутий Укрнафтою, буде використано, як і в минулі роки, для виробництва аміаку.

Обсяг залишку природного газу в ПСГ по Україні на початок 2016 року складав 13,99 млрд куб. м, в т.ч. газ, що належить Нафтогазу – 12,8 млрд куб. м. На кінець 2016 року прогнозується незначне змен-шення обсягу газу в ПСГ до 13,2 млрд куб. м.

Для забезпечення потреб споживачів та забезпечення такого рівня закачування газу до ПСГ Нафтогаз планує придбати імпортова-ний газ в обсязі 7,8 млрд куб. м. Джерелами для фінансування придбання імпортованого газу стануть грошові надходження від опера-ційної діяльності та кредитні кошти, в першу чергу, діюча кредитна лінія ЄБРР в розмірі до 300 млн дол. та запланований до отримання на IV квартал 2016 року кредит Світового банку на суму 500 млн дол.

Основні зміни в законодавстві та вплив на діяльність групи

У лютому 2015 року укладено угоду між Урядом України та Міжнародним валютним фондом про Механізм розширеного фінан-сування (EFF) та підписано Меморандум про економічну та фінансову політику, згідно з яким передбачається:

• поступове приведення цін на природний газ для всіх категорій споживачів та тари-фів на тепло для населення до 2017 року до рівня повного паритету з ціною імпортова-ного газу;

• ухвалення закону «Про ринок природного газу» та проведення реформи газового сектору;

• ухвалення відповідних законів та підзакон-них актів, які покращать збирання дебітор-ської заборгованості групи;

• проведення інших заходів з фінансового оздоровлення Нафтогазу.

У квітні 2015 року було ухвалено Закон Украї-ни «Про ринок природного газу», положення якого відповідають вимогам Третього енерге-тичного пакета ЄС та Меморандуму з МВФ та дозволять забезпечити:

• недискримінаційний доступ до інфраструк-тури української ГТС;

• інтеграцію з європейськими ринками газу;

• реструктуризацію групи відповідно до вимог Третього енергетичного пакета щодо відокремлення діяльності з транспор-тування природного газу магістральними газопроводами від інших видів діяльності, зокрема видобутку та постачання природ-ного газу;

• затвердження європейських принципів визначення тарифів на послуги природних монополій (транспортування та зберігання природного газу).

Наслідком реалізації положень цього закону стало запровадження з початку 2016 року нової системи тарифного регулювання послуг з тран-спортування газу. З метою гармонізації законо-давства України з європейськими енергетич-ними нормативно-правовими актами НКРЕКП встановила тарифи для усіх точок входу в га-зотранспортну систему України на одному рівні в розмірі 12,47 дол./тис. куб. м та різні тарифи для точок виходу від 16,74 дол./тис. куб. м до 32,80 дол./тис. куб. м. Оскільки основні обсяги газу імпортуються в Україну групою, то запро-вадження плати за вхід в Україну несуттєво збільшить дохід групи.

До винесення рішення Арбітражного ін-ституту Торгової палати Стокгольма група застосовує тарифи на транспортування природного газу для Газпрому, встановлені у чинному договорі про транзит газу. Як наслідок, група планує зростання доходів від транзиту газу виключно за рахунок збіль-шення обсягу транзиту та прогнозованому зростанню курсу долара.

З 1 січня 2016 року внесено зміни до Подат-кового кодексу України, відповідно до яких операції з постачання послуг з транспорту-вання природного газу транскордонними газопроводами, надані Газпрому, оподат-ковуються ПДВ у загальновстановленому порядку за ставкою 20 відсотків. Сума зазна-ченого податку на додану вартість відно-ситься до складу інших операційних витрат, оскільки вона не відшкодовується покупцем, та за результатами 2016 року прогнозується в розмірі 10,3 млрд грн.

Ціни на природний газ та тарифи на його транспортування і зберігання

Середньозважена прогнозна ціна закупівлі імпортованого природного газу групою з урахуванням вартості транспортування до кордону України – 185 дол./тис. куб. м (з ура-хуванням вартості входу до газотранспорт-ної системи України 12,47 дол./тис. куб. м, середньозважена ціна імпортованого газу в Україні в 2016 році прогнозується в розмірі 197 дол./тис. куб. м), в 2015 році – 277 дол./тис. куб. м (вартість входу в ГТС була відсутня).

ФАКТОРИ СКОРОЧЕННЯ СПОЖИВАННЯ ГАЗУ, МЛРД КУБ. М Споживання природного газу населенням в Україні (за виключенням АРК, Донецької та Луганської областей)

Зміна споживання природного газу внаслідок:температури зовнішнього повітря в опалювальний період

регулярних змін норм споживання природного газу абонентами, які не обладнані приладами обліку

встановлення приладів обліку в абонентів, які в попередньому році розраховувалися за нормами споживання

підвищення роздрібної ціни на природний газ та інші фактори

2012-2013 2014

-0,6

+0,6

-0,5

-2,1

-0,4-0,9-0,3-5,5

2015

14,4 13,1 10,4

Капітальні інвестиції групи Нафтогаз, млрд грн

20142014

2013 20152015

20162016

4,2

12,717,1 38,2

60,225,1

-35,1

-8,6-17,1-29,7

-94,4

-96,6

-14,93,7

10,912,2

3,3*

6,5

12,1

Сплата податків групою (без ПАТ «Укранафта»)Інші витрати бюджету (різниця в тарифах, пільги та субсидії)Рекапіталізація НафтогазуЧисті трансфери з бюджету (-)/перевищення податкових платежів над витратами з бюджету на дотації газу (+)

Капітальні інвестиції, план

Капітальні інвестиції, факт

Взаєморозрахунки групи Нафтогаз з бюджетом в 2014 - 2016 роках, млрд грн

*факт першого півріччя 2016 року


194 195

З 01.05.16 скасовано дворівневу систему цін на природний газ для населення (при споживанні в межах соціальної норми протягом опалювально-го сезону (1 200 куб. м) та на загальних підставах) та введено єдину граничну роздрібну ціну для населення на рівні 100% паритету з ціною імпор-тованого природного газу – 6 879 грн/тис. куб. м.

Також з 01.05.16 підвищено ціну реаліза-ції природного газу для підприємств ТКЕ для виробництва тепла для населення до 4 942 грн за тис. куб. м без ПДВ та тарифів на транспортування, що відповідає 100% паритету з ціною імпортованого природного газу.

Ціна реалізації природного газу промисловос-ті змінюється щомісячно відповідно до ціни закупівлі імпортованого природного газу та курсу валют, та в середньому за рік для групи прогнозується на рівні 5 722 грн/тис. куб. м без ПДВ та тарифів на транспортування.

Ціна реалізації природного газу для Укргаз-видобування з 01.05.16 зросла з 1 590 грн до 4 849 грн за тис. куб. м без ПДВ.

Очікується, що:

• середній за 2016 рік тариф на транспорту-вання газу магістральними газопроводами зросте відносно минулого року на 13%.

• середній за 2016 рік тариф на зберігання газу не зміниться відносно минулого року.

Ситуація в країні

За рахунок прогнозованої девальвації національ-ної валюти група очікує отримати 5,8 млрд грн. збитку.

Заборгованість групи в іноземній валюті на початок 2016 року складала близько 2 млрд дол., курс долара станом на 31.12.15 складав 24,00 грн/дол., в середньому за 2016 рік курс долара прогнозується на рівні 26,2 грн/дол. (на кінець року – 27,5 грн/дол.), що призведе до зростання заборгованості групи в гривні та нарахування втрат від курсових різниць у сумі близько 5,8 млрд грн.

ПРОГНОЗНІ РЕЗУЛЬТАТИ ДІЯЛЬНОСТІЧистий прибуток групи

Результати реформування ринку природного газу та незначна інфляція дозволять групі

суттєво зменшити збитки в регульованих сегментах та отримати чистий прибуток.

Група очікує, що за результатами діяльності в 2016 році вперше за останні 5 років буде отри-мано чистий прибуток в сумі 17,6 млрд грн (в 2015 році чистий збиток – 36,3 млрд грн).

В 2016 році прогнозується, що прибуток в нерегульованих сегментах зросте на 24% зав-дяки зростанню прибутку від надання послуг з транспортування природного газу за рахунок збільшення обсягу транзиту та девальвації гривні, а також зростанню доходів від реаліза-ції нафтопродуктів.

При цьому прогнозується, що в 2016 році зби-ток від регульованих сегментів значно менше, ніж в попередні роки, знівелює прибуток від нерегульованих сегментів, що забезпечить загальну прибутковість діяльності групи. Зменшення збитку в регульованих сегментах відбудеться внаслідок приведення цін реаліза-ції природного газу до економічно обґрунто-ваного рівня та значно меншою, ніж в минулі роки, девальвацією національної валюти.

Робочий капітал

Група планує більше ніж в 1,5 раза збільшити розмір інвестицій в робочий капітал порівняно з 2015 роком.

На кінець 2016 року прогнозується зростан-ня розміру робочого капіталу групи на 21,4 млрд грн до 54,8 млрд грн (станом на 31.12.15: 33,4 млрд грн). Зростання розміру робочого капіталу, в першу чергу, прогнозу-ється за рахунок:

• збільшення дебіторської заборгова-ності споживачів природного газу на 12 млрд грн, що відбудеться внаслідок прогнозованого погіршення рівня оплат, а також зростання заборгованості насе-лення за газ та тепло на кінець року за неотриманими рахунками за грудень. Менеджмент консервативно припускає, що загальна заборгованість може значно зрости через наближення ціни на газ для населення до ринкового рівня та переходу від державних крос-субсидій Нафтогазу на адресні субсидії незаможним громадянам;

• збільшення попередніх оплат за ім-портований природний газ в сумі по-над 4 млрд грн, що відповідає вартості газу, який планується поставити в січні

2017 року (на кінець 2015 року розмір передплат за імпортований газ був незначним, оскільки обсяги газу, що постачались в січні 2016 року, в основному оплачувались в січні 2016 року);

• збільшення вартості газу в ПСГ за рахунок зростання собівартості газу власного видобутку та зростання середньозваженої ціни імпортовано-го газу через девальвацію гривні на 4 млрд грн.

Зобов’язання по кредитах

В 2016 році група Нафтогаз планує здійс-нити диверсифікацію та оптимізацію кредитного портфелю за рахунок залу-чення кредитів міжнародних фінансових установ.

До кінця 2016 року група прогнозує зменшення заборгованості за кредитами на 2,0 млрд грн, при цьому в доларовому еквіваленті заборгованість за позиками

зменшиться на 452 млн дол. Протягом 2016 року група планує погасити креди-ти на загальну суму 35,1 млрд грн. При цьому з метою фінансування придбання імпортованого газу група в 2015 році підписала кредитну угоду з ЄБРР на суму 300 млн дол., за рахунок якої було за-безпечено придбання близько 1,5 млрд куб. м імпортованого природного газу на західному кордоні з Україною в грудні 2015 – І кварталі 2016 року. Кредит було вчасно погашено в травні 2016 року та планується використати для придбан-ня імпортованого природного газу в ІІІ-IVкварталах. Також для забезпечення фінансування придбання імпортованого газу в IV кварталі 2016 року планується підписати угоду зі Світовим банком щодо організації фінансування у вигляді відкриття акредитивних/кредитних ліній комерційних банків під гарантії МБРР в розмірі до 500 млн дол. Залучення кре-дитних ресурсів від міжнародних фінан-сових інституцій здійснюється за значно

нижчими відсотковими ставками, ніж на вітчизняному ринку.

Капітальні інвестиції

В 2016 році група Нафтогаз планує здійс-нити капітальні інвестиції в розмірі, не-обхідному для забезпечення безперебійної роботи ГТС та нарощування видобутку природного газу

Протягом багатьох років поспіль капітальні інвестиції групи за рахунок збиткової діяльності не здійснювались в необхідному обсязі. Наслідком стало падіння обсягу видобутку природного газу на 0,7 млрд куб. м. В 2016 році група планує за рахунок прибуткової діяль-ності майже вдвічі по відношенню до 2015 року збільшити розмір капіталь-них інвестицій. Зазначене зростання, в першу чергу, буде здійснено за рахунок інвестицій в видобуток природного газу, що стане першим кроком на шляху забезпечення незалежності України від імпортованого газу.

197


196

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ

Звіт незалежного аудитора

Фінансова звітність

Чисті трансферти з бюджету

В 2016 році група Нафтогаз перетвориться з реципієнта на донора бюджету: планується сплатити податків до бюджету на 25 млрд грн більше, ніж бюджет витратить на дота-ції газу для потреб населення.

Економічно необґрунтовані ціни для на-селення та ТКЕ й відсутність необхідного фінансування з бюджету збитків від реалі-зації цього газу цим категоріям споживачів призвели до накопичення Нафтогазом боргів, які утворились у зв’язку з необхід-ністю здійснення фінансування закупівлі російського газу в 2009 – 2013 роках (забор-гованість за газ перед Газпромом, аванси отримані за транзит від Газпрому, кредит Газпромбанку та євробонди). На початку

2014 року сума боргів складала майже 8 млрд дол.

Необхідність погашення боргів та фінансування збитків від реалізації газу для населення та ТКЕ спричинили потребу в значному фінансуванні групи з державного бюджету в 2014-2015 роках.

Реформування газового ринку та поступове приведення цін реалізації природного газу дозволить групі забезпечити формування чистого прибутку в 2016 році, та перетвори-тись з групи, діяльність якої фінансувалась з бюджету, на найбільшого в країні платника податків.

В 2016 році група вперше з 2006 року не отримує прямої підтримки від держави у вигляді компенсації різниці в цінах у вигляді рекапіталізації за рахунок отриманих ОВДП.

ПРО НАФТОГАЗ

2014 2016153 151

Разомдля потребнаселення

Разом, окрімдля потребнаселення

42,8млрд грн


СКОРОЧЕННЯ СПОЖИВАННЯ ГАЗУ У НАСЕЛЕННЯмлрд грн

ВЗАЄМОРОЗРАХУНКИ З БЮДЖЕТОМ

НАФТОГАЗ НЕ ПОТРЕБУЄ ДЕРЖАВНОЇ ПІДТРИМКИ млрд грн

Південний ГО

К 2,1

АТБ-М

арке

т 2,1



УСД-Полт

аван

афто

газ 2

,9

Нафто

газв

идобув

ання 2

,9

Павло

град

вугілл

я 3

Укрта

тнаф

та 3,4

Приватбан

к 3,8

Енерго

атом 3,9

УСД-Карпат

игаз 4

,1

Арсело

рМіттал

Кривий 4,7

Imper

ial To

bacco

в Укрїні 5

,5

Енерго

ринок 5,6

JTI Укр

аїна 6

,2

В.А.Т- П

рилуки

6,3

Philip M

orris У

країн

а 7,7


НАФТОГА

З 17,7


Група Нафтогаз

Теплодля населення

Теплодля іншихспоживачів

Регіональнірозподільчіпідприємствадля продажуіншимспоживачам

Промисловіта іншіспоживачіРегіональні

розподільчіпідприємства для

перепродажунаселенню

Дохід від реалізації Собівартість Валовий збиток Валовий прибуток

-27,3 8,9

5,3

5,34,85,7

2,12,4

1724,7

24,6

-27,3

7,7

-19,3

0,9

0,315,4

Державабільше невитрачаєна Нафтогаз

Натомістьнезаможніотримали

адреснісубсидії

Фінансуванняоборони

за цей часзросло

у 2,5 рази

43

108

97

10

46

Нафтогаз Субсидії Оборона (МО та МВД)

0

50

100

150

200

250

300

2009 2010 2011 2012

Приховане фінансування дефіциту Нафтогазуза рахунок накопичення боргів за російський газ

Суттєве фінансуванняз бюджету погашення боргу

за газРеформа газового ринку

2013 2014 2015 2016(прогноз)

0

1,5

3,0

4,5

6,0

7,5

9,0

Борг компанії, пов'язанийз придбаннямросійського газу**,млрд дол

Накопичувальносплата податків групою,млрд грн

Накопичувальнонадходжень з бюджету*,млрд грн

* різниця в тарифах, в тому числі рекапіталізація Нафтогазу за рахунок отриманих ОВДП, пільги та субсидії

** заборгованість за газ перед Газпромом, аванси, отримані за транзит від Газпрому, кредит Газпромбанку та євробонди Нафтогазу для придбання додаткових обсягів газу, втрачених через рішення арбітражного суду за позовом РосУкренерго

*** без урахування авансу, сплаченого Нафтогазом для придбання додаткових обсягів газу, втрачених через рішення арбітражного суду за позовом РосУкренерго

34

3,3$

$

$

$

$

$

$$

3,2***

4,6

7,57,9

2,0

1,30,8 0,3

9

24

43

6779

191

237

273

52

73

96

113130

168

229

млрд грн млрд дол


198


200 201

Консолідована фінансова звітність станом на та за рік, який закінчився31 грудня 2015 року

ПУБЛІЧНЕ АКЦІОНЕРНЕ ТОВАРИСТВО «НАЦІОНАЛЬНА АКЦІОНЕРНА КОМПАНІЯ «НАФТОГАЗ УКРАЇНИ»

ЗМІСТ

ЗВІТ НЕЗАЛЕЖНОГО АУДИТОРА ......................................................202

КОНСОЛІДОВАНА ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ

Консолідований звіт про фінансовий стан ..................................206

Консолідований звіт про прибутки або збитки ..........................207

Консолідований звіт про сукупні доходи .....................................208

Консолідований звіт про зміни у власному капіталі ..................209

Консолідований звіт про рух грошових коштів ..........................210

Примітки до консолідованої фінансової звітності

1. ОРГАНІЗАЦІЯ ТА ЇЇ ОПЕРАЦІЙНА ДІЯЛЬНІСТЬ .......................212

2. ОПЕРАЦІЙНЕ СЕРЕДОВИЩЕ ......................................................213

3. ПЕРЕРАХУНОК ПОРІВНЯЛЬНОЇ ІНФОРМАЦІЇ .........................217

4. ІНФОРМАЦІЯ ЗА СЕГМЕНТАМИ.................................................218

5. ЗАЛИШКИ ЗА ОПЕРАЦІЯМИ ТА ОПЕРАЦІЇ З ПОВ’ЯЗАНИМИ СТОРОНАМИ .................................................................................222

6. ОСНОВНІ ЗАСОБИ ........................................................................223

7. ІНВЕСТИЦІЇ В АСОЦІЙОВАНІ ТА СПІЛЬНІ ПІДПРИЄМСТВА .224

8. ІНШІ НЕОБОРОТНІ АКТИВИ .......................................................226

9. ЗАПАСИ ..........................................................................................226

10. ТОРГОВА ДЕБІТОРСЬКА ЗАБОРГОВАНІСТЬ ............................226

11. ПЕРЕДПЛАТИ ВИДАНІ ТА ІНШІ ОБОРОТНІ АКТИВИ .............227

12. ГРОШОВІ КОШТИ ТА ЗАЛИШКИ НА БАНКІВСЬКИХ РАХУНКАХ .....................................................228

13. АКЦІОНЕРНИЙ КАПІТАЛ .............................................................228

14. ПОЗИКИ .........................................................................................228

15. РЕЗЕРВИ .........................................................................................229

16. АВАНСИ ОТРИМАНІ ТА ІНШІ КОРОТКОСТРОКОВІ ЗОБОВ’ЯЗАННЯ .............................................................................230

17. СОБІВАРТІСТЬ РЕАЛІЗАЦІЇ ..........................................................231

18. ІНШІ ОПЕРАЦІЙНІ ВИТРАТИ ......................................................231

19. ФІНАНСОВІ ВИТРАТИ ..................................................................232

20. ПОДАТОК НА ПРИБУТОК ............................................................232

21. УМОВНІ ТА КОНТРАКТНІ ЗОБОВ’ЯЗАННЯ І ОПЕРАЦІЙНІ РИЗИКИ................................................................234

22. ОБ’ЄДНАННЯ ПІДПРИЄМСТВ .....................................................237

23. УПРАВЛІННЯ ФІНАНСОВИМИ РИЗИКАМИ ............................238

24. СПРАВЕДЛИВА ВАРТІСТЬ ...........................................................241

25. ПОДІЇ ПІСЛЯ ЗВІТНОГО ПЕРІОДУ ..............................................243

26. ОСНОВНІ ПРИНЦИПИ ОБЛІКОВОЇ ПОЛІТИКИ ......................244

27. ІСТОТНІ ОБЛІКОВІ ОЦІНКИ ТА СУДЖЕННЯ .............................255

28. ПРИЙНЯТТЯ ДО ЗАСТОСУВАННЯ НОВИХ АБО ПЕРЕГЛЯНУТИХ СТАНДАРТІВ ТА ТЛУМАЧЕНЬ ..............257


202 203

ЗВІТ НЕЗАЛЕЖНОГО АУДИТОРА

АКЦІОНЕРУ ПУБЛІЧНОГО АКЦІОНЕРНОГО ТОВАРИСТВА «НАЦІОНАЛЬНА АКЦІОНЕРНА КОМПАНІЯ «НАФТОГАЗ УКРАЇНИ»:Ми провели аудит наведеної консолідованої фінансової звітності Публічного акціонерного товариства Національна акціонерна компанія «Нафтогаз України» (надалі – «компа-нія») та її дочірніх підприємств (надалі разом – «група»), яка складається із консолідованого звіту про фінансовий стан на 31 грудня 2015 року, консолідованого звіту про прибут-ки або збитки, консолідованого звіту про сукупні доходи, консолідованого звіту про зміни у власному капіталі та консолідованого звіту про рух грошових коштів за рік, який закінчився на зазначену дату, а також стислого викладу основних принципів облікової політики та інших поясню-вальних приміток.

Відповідальність керівництва за консолідовану фінансову звітністьКерівництво відповідає за підготовку та достовірне подання цієї консолідованої фінансової звітності у відповідності до Міжнародних стандартів фінансової звітності («МСФЗ»), а також за створення такої системи внутрішнього контролю, яка, на думку керівництва, є необхідною для підготовки консолідованої фінансової звітності, що не містить суттєвих викривлень внаслідок шахрайства або помилки.

Відповідальність аудитораНашою відповідальністю є висловлення думки щодо цієї консолідованої фінансової звітності за результатами прове-деного нами аудиту. Ми провели аудит у відповідності до

Міжнародних стандартів аудиту. Ці стандарти вимагають дотримання вимог професійної етики, а також планування та проведення аудиту для отримання достатньої впевнено-сті у тому, що консолідована фінансова звітність не містить суттєвих викривлень.

Аудит передбачає виконання процедур для отримання аудиторських доказів щодо сум та розкриття інформації у консолідованій фінансовій звітності. Вибір процедур зале-жить від професійного судження аудитора, включно з оцінкою ризиків щодо суттєвих викривлень консолідованої фінансової звітності внаслідок шахрайства або помилки. Оцінка таких ризиків включає огляд системи внутрішнього контролю над підготовкою та достовірним поданням групою консолідованої фінансової звітності для розробки аудиторських процедур, які відповідають наявним обставинам, а не з метою висловлення думки щодо ефективності системи внутрішнього контролю групи. Аудит також включає оцінку відповідності використаної облікової політики та прийнятності облікових оцінок, зробле-них керівництвом, а також оцінку загального подання консолі-дованої фінансової звітності.

Ми вважаємо, що отримали достатні та належні аудиторські докази для висловлення нашої умовно-позитивної аудитор-ської думки.

Підстава для висловлення мовно-позитивної думкиПитання, які впливають на показники поточного року або обох років:

1) Фінансова інформація ПАТ «Укрнафта»

Як зазначено у Примітці 22 до цієї консолідованої фінансової звітності, група отримала контроль над ПАТ «Укрнафта» і,

починаючи з 22 липня 2015 року (надалі – «дата відновлення контролю»), фінансова інформація ПАТ «Укрнафта» включаєть-ся до консолідованої фінансової звітності групи. До 22 липня 2015 року для обліку інвестиції у ПАТ «Укрнафта» група вико-ристовувала метод участі в капіталі. Станом на дату віднов-лення контролю група здійснила оцінку активів та зобов’язань ПАТ «Укрнафта», а також раніше утримуваної інвестиції групи у ПАТ «Укрнафта» за їхньою справедливою вартістю. Нам не вдалося отримати достатніх та належних аудиторських доказів стосовно:

a. визнання і оцінки передплат виданих та торгової дебіторсь-кої заборгованості, а також пов’язаних з ними фінансових витрат;

б. класифікації передплат виданих у складі оборотних активів;

в. кількості та оцінки вартості запасів;

г. оцінки справедливої вартості основних засобів станом на дату відновлення контролю.

Таким чином, нам не вдалося переконатися щодо сум ПАТ «Укрнафта», які зазначені в таблиці нижче:

Стаття у консолідованій фінансовій звітності за 2015 рік

Сума, млн грн

Консолідований звіт про фінансовий стан на 31 грудня 2015 року:Передплати видані та інші оборотні активи 5 640Торгова дебіторська заборгованість 3 394Запаси 1 191Консолідований звіт про прибутки або збитки за рік, який закінчився 31 грудня 2015 року:Дохід від реалізації 2 468Інші операційні витрати (1 523)Фінансові витрати (809)Фінансові доходи 701Частка у результатах асоційованих та спіль-них підприємств після оподаткування

(1 224)

Переоцінка раніше утримуваної інвестиції в дочірньому підприємстві до її справедливої вартості

(1 430)

Окрім того, нам не вдалося отримати достатніх та належ-них аудиторських доказів стосовно сутності певних витрат, понесених ПАТ «Укрнафта» протягом року, який закінчився 31 грудня 2014 року, в яких частка групи становила 179 млн грн і була включена до частки групи у результатах асоційова-них підприємств після оподаткування за рік, який закінчився 31 грудня 2014 року.

2) Інвестиції в асоційовані підприємства та спільну діяль-ність

Як зазначено у Примітці 7 до цієї консолідованої фінансової звітності, група має інвестиції в асоційовані підприємства та спільну діяльність, які обліковуються із використанням методу

участі в капіталі та пропорційної консолідації, відповідно. Нам не вдалося:

a. отримати достатніх та належних аудиторських доказів щодо можливості відшкодування торгової та іншої дебіторської заборгованості ПАТ «Укртатнафта» станом на 31 грудня 2015 та 2014 років, з часткою групи у сумі 611 млн грн та 515 млн грн, відповідно, яка була включена до балансової вартості інвести-цій в асоційовані підприємства;

б. отримати достатніх та належних аудиторських дока-зів щодо частки групи в активах, зобов’язаннях, доходах і витратах спільної діяльності, за ведення облікових записів якої відповідають інші сторони угод про спільну діяльність, укладених із ПАТ «Укргазвидобування», оскільки ми не отри-мали доступу до перевіреної аудитом фінансової звітності та фінансової інформації, підготовленої згідно з Міжнародними стандартами фінансової звітності станом на 31 грудня 2015 року і за рік, який закінчився на зазначену дату, як зазначено у таблиці нижче:

Стаття у консолідованій фінансовій звітності за 2015 рік

Сума, млн грн

Звіт про фінансовий стан на 31 грудня 2015 року:Основні засоби 127Інші необоротні активи 43Передплати видані та інші оборотні активи 393Торгова дебіторська заборгованість 101Інші довгострокові зобов’язання 219Аванси отримані та інші короткострокові зобов’я-зання

433

Звіт про прибутки або збитки за рік, який закінчився 31 грудня 2015 року:Дохід від реалізації 1 056Собівартість реалізації (1 017)

в. визначити вплив відхилення від застосування єдиної обліко-вої політики групи стосовно використання моделі переоцінки для обліку своїх основних засобів з боку ПАТ «Укртатнафта» та спільної діяльності ПАТ «Укргазвидобування», Misen Enterprises AB та ТОВ «Карпатигаз».

3) Класифікація і подання операцій придбання

Як викладено у Примітках 17, 18 і 26, протягом року, який закін-чився 31 грудня 2015 року, та першого кварталу року, який за-кінчився 31 грудня 2014 року, група понесла наступні витрати:

Опис операцій придбання

Стаття у кон-солідованій фінансовій звітності

Сума, млн грн Сума, млн грн

Звіт про фінансовий стан на 31 грудня:

2015 2014

Основні засоби

Основні засоби

473 660


204 205

Опис операцій придбання

Стаття у кон-солідованій фінансовій звітності

Сума, млн грн Сума, млн грн

Звіт про прибутки або збит-ки за рік, який закінчився 31 грудня:

2015 2014

Послуги та запаси

Собівартість реалізації

745 334

Витрати на дослідження, розробку та розвідку

Операційні витрати

- 160

Послуги та запаси

Операційні витрати

222 1 102

Як вказано у примітках, зазначених вище, сутність таких витрат може відрізнятись від їхньої юридичної форми згідно з первин-ними документами, частина з яких знаходиться у прокуратурі України в межах слідства або вивчається в межах власного кор-поративного розслідування групи. Нам не вдалося отримати достатніх та належних аудиторських доказів, щоб переконатися стосовно сум та характеру наведених вище операцій, а також їхньої класифікації у консолідованій фінансовій звітності за роки, які закінчилися 31 грудня 2015 та 2014 років. У зв’язку з цим ми не мали змоги визначити, чи існувала потреба в будь-яких коригуваннях цих сум.

Питання, які стосуються попередніх періодів і впливають на порівнянність даних поточного року та попереднього року4) Переоцінка основних засобів станом на 31 грудня 2013 року

Як зазначено у Примітці 26 до цієї консолідованої фінансової звітності, група прийняла модель переоцінки для обліку своїх основних засобів, що вимагає проведення переоцінок із до-статньою регулярністю таким чином, щоб балансова вартість основних засобів станом на звітну дату суттєво не відрізнялась від їхньої справедливої вартості. Група провела переоцінку основних засобів станом на 31 грудня 2014 року і така перео-цінка продемонструвала, що справедлива вартість основних засобів суттєво відрізнялася від їхньої балансової вартості до переоцінки. Зважаючи на істотні економічні зміни, які відбули-ся після попередньої переоцінки основних засобів станом на 31 грудня 2009 року, включаючи зміни у тарифах та витратах на транспортування природного газу, цінах продажу природно-го газу групи власного видобутку та вартості будівельних робіт, ми вважаємо, що різниця між справедливою та балансовою вартостями основних засобів також була суттєвою станом на31 грудня 2013 року. За умов відсутності переоцінки на цю дату, нам не вдалося отримати достатніх та належних аудитор-ських доказів щодо впливу цього питання на витрати групи по

зносу, виснаженню і амортизації, інші сукупні доходи, зменшен-ня корисності основних засобів та витрати з податку на прибу-ток за рік, який закінчився 31 грудня 2014 року. У зв’язку з цим ми не мали змоги визначити, чи існувала потреба в будь-яких коригуваннях цих сум. Наша аудиторська думка щодо консо-лідованої фінансової звітності за рік, який закінчився 31 грудня 2014 року, була відповідним чином модифікована. Наша думка щодо консолідованої фінансової звітності за рік, який закінчив-ся 31 грудня 2015 року, також модифікована внаслідок можли-вого впливу цього питання на порівнянність даних поточного періоду та порівняльних даних.

5) Виснаження нафтогазових активів за рік, який закінчився 31 грудня 2014 року

Як зазначено у Примітці 26 до цієї консолідованої фінансо-вої звітності, облік виснаження нафтогазових активів групи здійснюється із використанням методу суми одиниць продукції пропорційно до підтверджених розроблених запасів вуглевод-нів. Керівництво залучило незалежного експерта для оцінки запасів вуглеводнів групи станом на 31 грудня 2014 року. Таким чином, така оцінка є неспівставною з оцінкою станом на 31 грудня 2013 року, оскільки оцінка 2014 року була зроблена із залученням незалежного експерта, у той час як оцінка 2013 року базувалась виключно на внутрішніх оцінках керівництва. За умов неспівставності цих оцінок нам не вдалося отримати достатніх та належних аудиторських доказів щодо впливу цьо-го питання на витрати групи по зносу, виснаженню і аморти-зації за рік, який закінчився 31 грудня 2014 року, та балансову вартість основних засобів станом на 31 грудня 2013 року. У зв’язку з цим ми не мали змоги визначити, чи існувала потре-ба в будь-яких коригуваннях цих сум. Наша аудиторська думка щодо консолідованої фінансової звітності за рік, який закінчив-ся 31 грудня 2014 року, була відповідним чином модифікована. Наша думка щодо консолідованої фінансової звітності за рік, який закінчився 31 грудня 2015 року, також модифікована внас-лідок можливого впливу цього питання на порівнянність даних поточного року та попереднього року.

6) Втрата контролю над дочірнім підприємством і зменшен‑ня корисності активів, розташованих в Автономній Республі‑ці Крим

Як зазначено у Примітці 2 до цієї консолідованої фінансової звітності, у березні 2014 року група втратила контроль над активами одного із своїх дочірніх підприємств, ПАТ «Чорномор-нафтогаз», більша частина яких розташована на території Авто-номної Республіки Крим. Оскільки ми не отримали доступу до фінансової інформації даного дочірнього підприємства станом на 31 грудня 2013 року, нам не вдалося отримати достатніх та належних аудиторських доказів щодо балансової вартості активів та зобов’язань (після згортання внутрішньогрупових залишків) цього дочірнього підприємства на цю дату. Також, ми не отримали доступу до інших активів групи, розташованих на території Автономної Республіки Крим. Група припинила кон-

солідацію активів та зобов’язань ПАТ «Чорноморнафтогаз» та створила резерв під знецінення на всю суму вартості інших ак-тивів, розташованих на території Автономної Республіки Крим, протягом року, який закінчився 31 грудня 2014 року. Оскільки балансова вартість таких активів та зобов’язань станом на 31 грудня 2013 року впливає на визначення суми збитку від припиненої діяльності та суму операційних витрат за рік, який закінчився 31 грудня 2014 року, ми не мали змоги визначити, чи існувала потреба в будь-яких коригуваннях цих сум. Наша аудиторська думка щодо консолідованої фінансової звітності за рік, який закінчився 31 грудня 2014 року, була відповідним чи-ном модифікована. Наша думка щодо консолідованої фінансо-вої звітності за рік, який закінчився 31 грудня 2015 року, також модифікована внаслідок можливого впливу цього питання на порівнянність даних поточного періоду та порівняльних даних.

7) Участь в інвентаризації запасів станом на 31 грудня 2013 року

Оскільки нас було призначено аудиторами групи після звітної дати, ми не були присутні під час проведення інвентаризації фізичних залишків запасів та не мали змоги переконатися у кількості запасів за допомогою застосування альтернативних процедур і, відповідно, в оцінці запасів у сумі 607 млн грн станом на 31 грудня 2013 року. Оскільки ці запаси впливають на визначення результатів діяльності за рік, який закінчився 31 грудня 2014 року, нам не вдалося визначити, чи існувала потреба у будь-яких коригуваннях результатів діяльності за відповідний рік.

ВИСЛОВЛЕННЯ УМОВНО-ПОЗИТИВНОЇ ДУМКИНа нашу думку, за виключенням можливого впливу питань, викладених у параграфах 1-2б та 3-7 у підставі для висловлен-ня умовно-позитивної думки і за виключенням впливу питан-ня, викладеного у параграфі 2в у підставі для висловлення умовно-позитивної думки, консолідована фінансова звітність відображає достовірно, в усіх суттєвих аспектах, фінансовий стан групи на 31 грудня 2015 року та її фінансові результати, та рух грошових коштів за рік, який закінчився на зазначену дату у відповідності до Міжнародних стандартів фінансової звітності.

ПОЯСНЮВАЛЬНИЙ РОЗДІЛ Консолідована фінансова звітність, яка додається, була підго-товлена на основі припущення, що група здатна продовжу-вати свою діяльність на безперервній основі. Як зазначено у Примітках 2 і 21 до цієї консолідованої фінансової звітності, поточні зобов’язання групи перевищували її оборотні активи станом на 31 грудня 2015 та 2014 років на суму 6 392 млн грн та 17 840 млн грн, відповідно. Протягом років, які закінчились на зазначені дати, група понесла чисті збитки у сумі 36 323 млн грн та 88 433 млн грн, відповідно. Окрім того, існують суттєві судові позови, щодо яких є невизначеність стосовно їх остаточ-ного вирішення та наслідків для групи. Ці умови створюють суттєву невизначеність щодо здатності групи продовжувати свою діяльність на безперервній основі без постійної підтрим-ки з боку Уряду України. Плани керівництва стосовно цих питань викладені у Примітці 2 до цієї консолідованої фінансової звітності. Консолідована фінансова звітність не містить жодних коригувань, які могли б знадобитися у результаті вирішення цієї невизначеності.

Ми звертаємо вашу увагу на Примітку 21 до консолідованої фі-нансової звітності, в якій ідеться про невизначеність, пов’язану з результатами позову компанії до Арбітражного інституту Тор-гової Палати Стокгольма до АТ «Газпром» та зустрічного позову АТ «Газпром» до компанії.

Ми також звертаємо вашу увагу на Примітку 2 до консолідо-ваної фінансової звітності, у якій йдеться про те, що вплив економічної кризи та політичної нестабільності, які тривають в Україні, а також їхнє остаточне врегулювання, неможливо пе-редбачити з достатньою вірогідністю, і вони можуть негативно вплинути на економіку України та операційну діяльність групи.

Ми також звертаємо вашу увагу на Примітку 3 до консолідова-ної фінансової звітності, у якій йдеться про те, що у консолідо-вану фінансову звітність станом на 31 грудня 2014 року і за рік, який закінчився на зазначену дату, були внесені коригування у результаті перерахунку.

Наша аудиторська думка не містить жодних застережень сто-совно цих питань.

29 липня 2016 року

ПрАТ «Делойт енд Туш ЮСК»


206 207

У мільйонах українських гривень Примітки 31 грудня 2015 року

31 грудня 2014 року (скоригова-

но, Примітка 3)АКТИВИНеоборотні активи Основні засоби 6 571 054 456 548Інвестиції в асоційовані та спільні підприємства 7 1 550 9 761Передплати з податку на прибуток підприємств 1 317 1 195Інші необоротні активи 8 7 907 4 428Всього необоротних активів 581 828 471 932Оборотні активиЗапаси 9 32 066 10 123Торгова дебіторська заборгованість 10 33 601 15 489Передплати видані та інші оборотні активи 11 9 219 12 628Передплати з податку на прибуток підприємств 590 942Грошові кошти та залишки на банківських рахунках 12 11 796 4 535Грошові кошти, обмежені у використанні 600 394Всього оборотних активів 87 872 44 111ВСЬОГО АКТИВІВ 669 700 516 043ВЛАСНИЙ КАПІТАЛАкціонерний капітал 13 164 607 59 997Резерв переоцінки 456 967 363 958Незареєстрований акціонерний капітал 13 29 700 104 610Накопичені курсові різниці 2 960 1 405Накопичений дефіцит (209 063) (173 012)Власний капітал, який належить власникам материнського підприємства 445 171 356 958Неконтрольована частка у капіталі 5 287 20ВСЬОГО ВЛАСНОГО КАПІТАЛУ 450 458 356 978

ЗОБОВ’ЯЗАННЯДовгострокові зобов’язанняПозики 14 34 825 26 199Резерви 15 4 772 1 866Відстрочені податкові зобов’язання 20 85 154 68 726Інші довгострокові зобов’язання 227 323Всього довгострокових зобов’язань 124 978 97 114Короткострокові зобов’язанняПозики 14 36 994 35 062Резерви 15 12 496 805Торгова кредиторська заборгованість 19 895 14 242Аванси отримані та інші короткострокові зобов’язання 16 21 611 11 411Податок на прибуток підприємств до сплати 3 268 431Всього короткострокових зобов’язань 94 264 61 951ВСЬОГО ЗОБОВ’ЯЗАНЬ 219 242 159 065ВСЬОГО ЗОБОВ’ЯЗАНЬ ТА ВЛАСНОГО КАПІТАЛУ 669 700 516 043

Цю консолідовану фінансову звітність було затверджено до випуску 29 липня 2016 року.

У мільйонах українських гривень Примітки 31 грудня 2015 року

31 грудня 2014 року (скоригова-

но, Примітка 3)Діяльність, яка продовжуєтьсяДохід від реалізації 4 131 248 80 713Компенсація різниці у цінах з державного бюджету 2 - -Собівартість реалізації 17 (122 727) (88 020)Валовий прибуток/(збиток) 8 521 (7 307)Інші операційні доходи 3 773 814Інші операційні витрати 18 (19 323) (23 782)Операційний збиток (7 029) (30 275)Фінансові витрати 19 (10 988) (9 213)Фінансові доходи 1 804 417Частка у результатах асоційованих та спільних підприємств після оподат-кування

7 (652) 809

Переоцінка раніше утримуваної інвестиції в дочірньому підприємстві до її справедливої вартості

7, 22 (1 430) -

Чистий збиток від курсових різниць (19 908) (39 185)Збиток до оподаткування* (38 203) (77 447)Вигода з податку на прибуток 20 1 880 2 800Чистий збиток від діяльності, яка продовжується (36 323) (74 647)Припинена діяльність:Збиток за рік від припиненої діяльності 2 - (13 786)Чистий збиток за рік (36 323) (88 433)Чистий збиток, який належить:Акціонерам Компанії (34 053) (88 373)Неконтролюючим акціонерам (2 270) (60)Чистий збиток за рік (36 323) (88 433)

* (Збиток)/прибуток до оподаткування від регульованих та нерегульованих видів діяльності був представлений таким чином:

У мільйонах українських гривень

2015 2014

від регульованих видів діяльності

(57 272) (88 058)

від нерегульованих видів діяльності

19 069 10 611

Всього збитку до опо-даткування

(38 203) (77 447)

Регульованими видами діяльності є операції, де ціни реалізації та тарифи, а також ціни придбання регулюються державою (як зазна-чено у Примітці 2), та включають (збиток)/прибуток до оподаткування звітних сегментів «Виробництво природного газу», «Зберіган-ня природного газу» та «Продаж та постачання природного газу», як зазначено у Примітці 4.

Андрій Коболєв, Сергій Коновець,Голова правління Заступник голови правління

ПУБЛІЧНЕ АКЦІОНЕРНЕ ТОВАРИСТВО «НАЦІОНАЛЬНА АКЦІОНЕРНА КОМПАНІЯ «НАФТОГАЗ УКРАЇНИ»КОНСОЛІДОВАНИЙ ЗВІТ ПРО ФІНАНСОВИЙ СТАН НА 31 ГРУДНЯ 2015 РОКУ

ПУБЛІЧНЕ АКЦІОНЕРНЕ ТОВАРИСТВО «НАЦІОНАЛЬНА АКЦІОНЕРНА КОМПАНІЯ «НАФТОГАЗ УКРАЇНИ» КОНСОЛІДОВАНИЙ ЗВІТ ПРО ПРИБУТКИ АБО ЗБИТКИ ЗА РІК, ЯКИЙ ЗАКІНЧИВСЯ 31 ГРУДНЯ 2015 РОКУ


208 209

У мільйонах українських гривень Примітки 2015 2014Чистий збиток за рік (36 323) (88 433)Інший сукупний дохідСтатті, які не можна рекласифікувати у подальшому на прибуток або збиток, за вирахуванням податку на прибуток:Прибуток у результаті переоцінки основних засобів, за вирахуванням податку на прибуток у сумі 20 907 млн грн (2014: 55 254 млн грн)

95 036 240 975

Частка інших сукупних доходів асоційованих підприємств, за вирахуван-ням податку на прибуток у сумі нуль гривень (2014: 38 млн грн)

7 311 (171)

Переоцінка зобов’язань за виплатами працівникам, за вирахуванням податку на прибуток у сумі 82 млн грн (2014: 64 млн грн)

15 (369) (294)

Переоцінка резерву на виведення активів з експлуатації, за вирахуван-ням податку на прибуток у сумі 48 млн грн (2014: 1 мільйон гривень)

15 (219) 7

Статті, які можна рекласифікувати у подальшому на прибуток або збиток, за вирахуванням податку на прибуток:Накопичена курсова різниця 1 555 1 405Коригування у результаті відновлення контролю над дочірнім підприєм-ством

22 116 -

Інші сукупні доходи за рік 96 430 241 922Всього сукупних доходів за рік 60 107 153 489Всього сукупних доходів/(збитків), які належать:Акціонерам Компанії 61 335 153 529Неконтролюючим акціонерам (1 228) (40)Всього сукупних доходів за рік 60 107 153 489


Акціо-нерний капітал

Резерв пе-реоцінки

Незареє-стрований

акціо-нерний капітал

Накопиче-ні курсові

різниці

Накопи-чений

дефіцитВсього

Неконтр-ольована

частка у капіталі

Всього власного капіталу

Залишок станом на 31 грудня 2013 року

53 997 123 417 14 000 - (84 439) 106 975 60 107 035

Збиток за рік - - - - (88 373) (88 373) (60) (88 433)Інші сукупні доходи/(збитки) за рік

- 240 791 - 1 405 (294) 241 902 20 241 922

Всього сукупних доходів/(збитків) за рік

- 240 791 - 1 405 (88 667) 153 529 (40) 153 489

Реалізований резерв пере-оцінки

- (250) - - 250 - - -

Отримані облігації внутріш-ньої державної позики

- - 96 610 - - 96 610 - 96 610

Реєстрація акцій 6 000 - (6 000) - - - - -Частка прибутку до сплати у державний бюджет

- - - - (156) (156) - (156)

Залишок станом на 31 грудня 2014 року (скориго-вано, Примітка 3)

59 997 363 958 104 610 1 405 (173 012) 356 958 20 356 978

Збиток за рік - - - - (34 053) (34 053) (2 270) (36 323)Інші сукупні доходи за рік - 93 775 - 1 555 58 95 388 1 042 96 430Всього сукупних доходів/(збитків) за рік

- 93 775 - 1 555 (33 995) 61 335 (1 228) 60 107

Придбання дочірнього під-приємства (Примітка 22)

- - - - - - 7 127 7 127

Реалізований резерв пере-оцінки

- (766) - - 766 - - -

Отримані облігації вну-трішньої державної позики (Примітка 13)

- - 29 700 - - 29 700 - 29 700

Реєстрація акцій (Примітка 13)

104 610 - (104 610) - - - - -

Частка прибутку до сплати у державний бюджет та ого-лошені дивіденди (Примітка 13)

- - - - (2 822) (2 822) (632) (3 454)

Залишок станом на 31 грудня 2015 року

164 607 456 967 29 700 2 960 (209 063) 445 171 5 287 450 458

ПУБЛІЧНЕ АКЦІОНЕРНЕ ТОВАРИСТВО «НАЦІОНАЛЬНА АКЦІОНЕРНА КОМПАНІЯ «НАФТОГАЗ УКРАЇНИ» КОНСОЛІДОВАНИЙ ЗВІТ ПРО СУКУПНІ ДОХОДИ ЗА РІК, ЯКИЙ ЗАКІНЧИВСЯ 31 ГРУДНЯ 2015 РОКУ

ПУБЛІЧНЕ АКЦІОНЕРНЕ ТОВАРИСТВО «НАЦІОНАЛЬНА АКЦІОНЕРНА КОМПАНІЯ «НАФТОГАЗ УКРАЇНИ» КОНСОЛІДОВАНИЙ ЗВІТ ПРО ЗМІНИ У ВЛАСНОМУ КАПІТАЛІЗА РІК, ЯКИЙ ЗАКІНЧИВСЯ 31 ГРУДНЯ 2015 РОКУ


210 211

У мільйонах українських гривень Примітки 20142015 (скоригова-

но, Примітка 3)РУХ ГРОШОВИХ КОШТІВ ВІД ОПЕРАЦІЙНОЇ ДІЯЛЬНОСТІЗбиток до оподаткування (38 203) (77 447)Коригування на:Знос основних засобів і амортизацію нематеріальних активів 6 20 214 5 273Збиток від вибуття основних засобів 18 289 7(Сторнування збитку)/збиток від зменшення корисності основних засобів 6 (1 032) 5 625Уцінку запасів 9 7 601 12 485Чистий рух резерву на знецінення торгової дебіторської заборгованості, передплат виданих та інших оборотних активів, зменшення корисності фінансових інвестицій та ПДВ до відшкодування

18 2 071 9 842

Зміну резервів 15 8 132 457Списання кредиторської заборгованості та інших поточних зобов’язань (141) (110)Частка у результатах асоційованих та спільних підприємств після оподат-кування

7, 22 652 (809)

Переоцінку раніше утримуваної інвестиції в дочірньому підприємстві до її справедливої вартості

7, 22 1 430 -

Нереалізований збиток від курсових різниць 20 489 25 901Фінансові витрати, нетто 9 184 8 796Рух грошових коштів від операційної діяльності до змін в оборотно-му капіталі

30 686 (9 980)

Зменшення/(збільшення) інших необоротних активів 1 718 (274)Збільшення запасів (27 186) (5 789)Збільшення торгової дебіторської заборгованості (6 346) (2 478)Зменшення/(збільшення) передплат виданих та інших оборотних активів 5 758 (12 711)(Зменшення)/збільшення інших довгострокових зобов’язань (96) 10Зменшення резервів 15 (334) (126)Зменшення торгової кредиторської заборгованості (78) (15 657)Зменшення авансів отриманих та інших короткострокових зобов’язань (1 940) (10 721)Грошові кошти, отримані від/(використані в) операційної діяльно-сті

2 182 (57 726)

Податок на прибуток сплачений (859) (1 484)Відсотки отримані 699 298Чисті грошові кошти, отримані від/(використані в) операційної діяльності

2 022 (58 912)

РУХ ГРОШОВИХ КОШТІВ ВІД ІНВЕСТИЦІЙНОЇ ДІЯЛЬНОСТІПридбання основних засобів та нематеріальних активів (4 868) (3 275)Надходження від продажу основних засобів 68 125Грошові кошти, отримані у результаті об’єднання підприємств 22 654 -Розміщення банківських депозитів 12 (864) (1 221)Вибуття грошових коштів, які стосуються припиненої діяльності - (6)Дивіденди отримані 32 52Чисті грошові кошти, використані в інвестиційній діяльності (4 978) (4 325)

У мільйонах українських гривень Примітки 20152014 (скоригова-

но, Примітка 3)РУХ ГРОШОВИХ КОШТІВ ВІД ФІНАНСОВОЇ ДІЯЛЬНОСТІНадходження від позик 19 968 11 962Погашення позик (29 361) (35 922)Відсотки сплачені (9 127) (8 083)Обов’язковий внесок до бюджету частки прибутку і виплата дивідендів 13 (2 851) (156)Надходження від продажу облігацій внутрішньої державної позики, вне-сених до акціонерного капіталу

29 700 96 610

Чисті грошові кошти отримані від фінансової діяльності 8 329 64 411Чисте збільшення грошових коштів та їх еквівалентів 5 373 1 174ГРОШОВІ КОШТИ ТА ЇХ ЕКВІВАЛЕНТИ НА ПОЧАТОК РОКУ 3 314 2 140Вплив зміни валютних курсів на грошові кошти та їх еквіваленти 574 -ГРОШОВІ КОШТИ ТА ЇХ ЕКВІВАЛЕНТИ НА КІНЕЦЬ РОКУ 12 9 261 3 314

Істотні негрошові операції

У мільйонах українських гривень Примітки 2015 2014 Внесення облігацій внутрішньої державної позики до акціонерного капіталу

13 29 700 96 610

Пряма виплата банком постачальнику за придбаний Групою газ 1 140 - Дивіденди, виплачені асоційованими підприємствами безпосередньо до бюджету

1 780 -

ПУБЛІЧНЕ АКЦІОНЕРНЕ ТОВАРИСТВО «НАЦІОНАЛЬНА АКЦІОНЕРНА КОМПАНІЯ «НАФТОГАЗ УКРАЇНИ»КОНСОЛІДОВАНИЙ ЗВІТ ПРО РУХ ГРОШОВИХ КОШТІВЗА РІК, ЯКИЙ ЗАКІНЧИВСЯ 31 ГРУДНЯ 2015 РОКУ

ПУБЛІЧНЕ АКЦІОНЕРНЕ ТОВАРИСТВО «НАЦІОНАЛЬНА АКЦІОНЕРНА КОМПАНІЯ «НАФТОГАЗ УКРАЇНИ»КОНСОЛІДОВАНИЙ ЗВІТ ПРО РУХ ГРОШОВИХ КОШТІВЗА РІК, ЯКИЙ ЗАКІНЧИВСЯ 31 ГРУДНЯ 2015 РОКУ (ПРОДОВЖЕННЯ)


212 213

2. ОПЕРАЦІЙНЕ СЕРЕДОВИЩЕ На ринки країн, які розвиваються, наприклад України, впли-вають економічні, політичні, соціальні, правові та законодавчі ризики, які відрізняються від ризиків країн із більш розвину-тими ринками. Законодавство і нормативно-правові акти, які впливають на господарські організації в Україні, продовжують зазнавати стрімких змін, а для податкового і регуляторного се-редовища характерне використання різноманітних тлумачень. Майбутній напрям економічного розвитку України великою мірою залежить від податкової та монетарної політики Уряду, разом зі змінами у правовому, регуляторному та політичному середовищі.

У 2015 році українська гривня продовжувала девальвувати щодо основних світових валют. Національний банк України за-провадив низку стабілізаційних заходів, направлених на обме-ження відтоку депозитів клієнтів із банківської системи України, покращення ліквідності банків та підтримки курсу обміну гривні до основних іноземних валют.

У 2015 році економіка України демонструвала характеристики стану рецесії. Починаючи з кінця 2013 року, Україна знаходить-ся у стані політичних та економічних потрясінь. У результаті низки протестів відбулася відставка Президента і була сфор-мована нова коаліція більшості у новоствореному Парламенті. У лютому 2014 року були призначені новий Прем’єр-міністр та новий уряд. У результаті змін в Уряді у середині 2014 року відбулися зміни у керівництві компанії і було сформоване нове правління.

До 1 жовтня 2015 року група була гарантованим постачальни-ком природного газу в Україні певним групам клієнтів, але її здатність коригувати ціни для кінцевих користувачів, з ураху-ванням збільшення цін на імпортований газ, мала обмежений характер, оскільки такі ціни регулювались на кожному етапі, від розвідки до кінцевих споживачів, Національною комісією, що здійснює регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг (НКРЕКП, до 27 серпня 2014 року – Національна комісія, що здійснює регулювання у сфері енергетики, НКРЕ). Видобу-ток власного природного газу в Україні забезпечує приблизно половину усього попиту. Відповідно, потрібен істотний рівень імпортованого газу для задоволення потреб внутрішнього споживання. Протягом 2015 та 2014 років мали місце значні коливання у цінах придбання природного газу у гривневому еквіваленті через дестабілізацію гривні відносно основних іноземних валют.

З 1 жовтня 2015 року набув чинності Закон України «Про ринок природного газу» № 329-VIII від 9 квітня 2015 року, який на законодавчому рівні запустив реформу у газовому секторі. Цей Закон, з одного боку, передбачає державне регулювання на монопольному ринку (послуг із транспортування, розподілу та експлуатації комплексу скрапленого газу) та, з іншого боку, сприяє розвитку вільної справедливої конкуренції на товар-ному ринку природного газу. Так, з 1 жовтня 2015 року ринки

оптової та роздрібної торгівлі газом запровадили принцип рин-кового ціноутворення та вільного вибору постачальників газу, причому Кабінет Міністрів України наклав спеціальні обмежен-ня на певних учасників газового ринку.

Уряд та компанія вживають істотних заходів для розвитку відкритого європейського ринку природного газу у рамках виконання Меморандуму економічної та фінансової політики, прийнятого у рамках співробітництва із Міжнародним валют-ним фондом, положень Коаліційної угоди, Стратегії сталого розвитку „Україна-2020“, а також Плану реалізації реформи газового сектору, затвердженого Кабінетом Міністрів Украї-ни. Реалізація вищезазначених заходів стосовно реформ на газовому ринку України передбачає запровадження концепту-альних змін у правовій основі та інструментах функціонування ринку газу, певних аспектах фінансових та господарських опе-рацій компанії і матиме істотний вплив на показники діяльності групи загалом.

Водночас, уряд України продовжує здійснювати контроль над операційною діяльністю групи через свої права власності в компанії. Такий вплив може стати причиною соціально-еко-номічних ініціатив, які можуть завдати негативного впливу на операційну діяльність групи. Керівництво не має можливості передбачити потенційний вплив таких ініціатив на консолідо-ваний фінансовий стан групи та показники її діяльності.

Державне регулювання ринку природного газу в Україні

До 1 жовтня 2015 року державне регулювання ринку природ-ного газу в Україні здійснювали Кабінет Міністрів України і НКРЕКП. Державне регулювання охоплювало як технічні, так і фінансові аспекти функціонування ринку. Технічні заходи стосувались ефективного використання запасів природного газу, гарантування безпечної технічної експлуатації газотран-спортної системи, забезпечення коректного і безпечного по-стачання, розподілу та споживання природного газу. Фінансові заходи, в основному, стосувались встановлення тарифів та цін і підтримання коректних фінансових заходів для розподілу природного газу між учасниками ринку.

Кабінет Міністрів України повинен був затверджувати щоріч-ний прогноз на постачання природного газу та його розподілу.

НКРЕКП здійснювала регулювання тарифів та цін, які встанов-лювались на кожному етапі, від виробництва до продажу при-родного газу, шляхом встановлення відповідних цін і тарифів і затвердження процедур розрахунку цих цін і тарифів. Відпо-відно, НКРЕКП затверджувало граничну (максимальну) ціну реалізації природного газу для підприємств, які фінансуються з державного та місцевих бюджетів, граничну ціну реалізації при-родного газу для промислових споживачів та інших суб’єктів го-сподарювання (зокрема підприємств, які виробляють тепло для потреб населення), роздрібні ціни реалізації природного газу для населення, тарифи на послуги транспортування магістраль-ними та розподільними трубопроводами на території України, тарифи на розподіл та постачання природного газу за регульо-

1. ОРГАНІЗАЦІЯ ТА ЇЇ ОПЕРАЦІЙНА ДІЯЛЬНІСТЬПублічне акціонерне товариство «Національна акціонерна компанія «Нафтогаз України» (надалі – «Нафтогаз України», «Материнська компанія» або «компанія») було засноване у 1998 році згідно з постановою Кабінету міністрів України № 747 від 25 травня 1998 року.

«Нафтогаз України» та його дочірні підприємства (надалі ра-зом – «група») знаходяться у бенефіціарній власності держави Україна. Уряд України, в особі Кабінету міністрів України, здійснює державний контроль над компанією за рахунок участі у зборах акціонерів та засіданнях наглядової ради, а також за допомогою призначення голови правління та членів правлін-ня.

«Нафтогаз України» є вертикально інтегрованою нафтогазовою компанією, яка здійснює повний цикл операцій із розвідки та розробки нафтогазових родовищ, експлуатаційного та розвіду-вального буріння, транспортування та зберігання нафти і газу, постачання природного і скрапленого газу споживачам.

Компанія утримує частки у різних підприємствах, які формують національну систему із виробництва, переробки, розподілу, транспортування і зберігання природного газу, газового кон-денсату та нафти.

Компанія зареєстрована за адресою: вул. Б. Хмельницького, 6, Київ, Україна.

Група провадить свою господарську діяльність та володіє виробничими потужностями, в основному, в Україні. Основні дочірні підприємства та спільна діяльність представлені таким чином:

Назва/сегмент

Частка володіння, утримувана станом

на 31 грудняКраїна реєстрації

2015 2014Виробництво газу, нафти та продуктів їх переробкиПАТ «Укргазвидобування» 100,00 100,00 Україна

ПАТ «Укрнафта»50,00 + 1

акція50,00 + 1

акціяУкраїна

Дочірнє підприємство «Закордоннафтогаз»

100,00 100,00 Україна

ТОВ «Карпатигаз», спільна діяльність із компанією Misen Enterprises AB

49,99 49,99 Україна

ТОВ «Надра Геоцентр», спільна діяльність

45,00 45,00 Україна

Транспортування нафти і газуПАТ «Укртрансгаз» 100,00 100,00 УкраїнаПАТ «Укртранснафта» 100,00 100,00 УкраїнаПАТ «Укрспецтрансгаз» 100,00 100,00 УкраїнаОптова та роздрібна торгівля нафти, газу та продуктів їх переробкиДочірнє підприємство «Газ України»

100,00 100,00 Україна

Naftogaz Overseas S.A. 100,00 100,00Швейца-рія

ВАТ «Кіровоградгаз» 51,00 51,00 УкраїнаДочірнє підприємство «Укравтогаз»

100,00 100,00 Україна

ІншіДочірнє підприємство «Вуг-лесинтезгаз України»

100,00 100,00 Україна

Дочірнє підприємство «Укрнафтогазкомплект»

100,00 100,00 Україна

ПРИМІТКИ ДО КОНСОЛІДОВАНОЇ ФІНАНСОВОЇ ЗВІТНОСТІ ЗА РІК, ЯКИЙ ЗАКІНЧИВСЯ 31 ГРУДНЯ 2015 РОКУ


214 215

Обсяги використання природного газу населенням облікову-ються за допомогою газових лічильників. У разі відсутності приладів обліку газу обсяг використання газу визначається відповідно до норм використання, затверджених відповідними регуляторними актами.

У 2015 році побутові споживачі (населення) здійснювали оплату за спожитий природний газ через банківські рахунки зі спеціаль-ним режимом використання. Перелік банків, у яких створюють-ся такі рахунки, затверджує Кабінет Міністрів України. Згідно з такою процедурою постачальники природного газу зі спеціаль-ними обов’язками з обслуговування населення відкривали спеці-альні банківські рахунки для отримання платежів за спожитий природний газ. Суми, накопичені на спеціальних банківських рахунках, розподілялись на поточні рахунки оператора магі-стральних газопроводів, операторів розподільних газопроводів та постачальника природного газу зі спеціальними обов’язками з обслуговування населення у відповідності до коефіцієнтів, розрахованих останніми і затверджених НКРЕКП. Залишки на спеціальних рахунках не можна арештувати або заблокувати.

Підприємства, що виробляють тепло, також відкривали бан-ківські рахунки зі спеціальним режимом використання для розрахунків за поставлене тепло. Отримані підприємствами, що виробляють тепло, грошові кошти на таких банківських рахунках потім розподіляються, окрім іншого, на поточні бан-ківські рахунки постачальника природного газу зі спеціальни-ми обов’язками з обслуговування населення у відповідності до алгоритму, який затверджується НКРЕКП щомісяця. Спеціальні банківські рахунки виробників тепла також не можуть бути заблоковані або арештовані.

Компенсація різниці у цінах між тарифами на продаж і ціною імпортованого газу та інші види фінансової підтримки держави

Як зазначено вище, компанія імпортує істотні обсяги природ-ного газу для задоволення внутрішнього попиту. Ціна імпор-тованого газу значно вища за тарифи на продаж, встановлені НКРЕКП та яку Компанія виставляє певним групам внутрішніх споживачів, а саме населенню та компаніям, які виробляють тепло. Негативну різницю компенсує компанії держава, як визначено Постановою Кабінету Міністрів України № 605 від 29 квітня 2006 року («компенсація різниці у цінах»). Історично така компенсація різниці у цінах становила 70-75% ціни імпорто-ваного газу. Строки та юридична форма такої компенсації не визначені в українському законодавстві. Фактична сума різниці у цінах, яку треба компенсувати у відповідному періоді, затвер-джується державою у витратній частині Закону про державний бюджет за відповідний період.

Компанія розраховувала повну суму різниці у цінах, накопи-ченої протягом кожного року, і подавала її на розгляд уряду. Однак, протягом звітних періодів і до дати затвердження цієї консолідованої фінансової звітності не існувало офіційних до-кументів, підписаних урядом, у яких була б вказана точна сума компенсації різниці у цінах, яка належить до виплати компанії.

Компанія визнає доходи від фактично отриманої компенсації за касовим методом.

У таблиці нижче надано зведену інформацію щодо різниці у цінах, яка, за оцінками компанії, має бути компенсована, та фінансової підтримки компанії від уряду у 2014-2015 роках (не перевірено аудитом):


2015 2014

Очікувана різниця у цінах за період

17 335 13 110

Фінансова підтримка від держави:Компенсація різниці у цінах, отримана грошовими кошта-ми протягом періоду

- -

Облігації внутрішньої держав-ної позики, отримані від Уряду в обмін на емісію нових акцій Компанії протягом періоду

29 700 96 610

Всього фінансової підтримки, отриманої від держави

29 700 96 610

Очікувана різниця у цінах розраховувалась як різниця між спра-ведливою ціною імпорту та цінами реалізації, встановленими НКРЕКП, на газ, реалізований регіональним газорозподільним організаціям і компаніям, які виробляють тепло, для продажу населенню. Як зазначено у Примітці 21, компанія звернулася до Арбітражного трибуналу із проханням винести арбітражне рішення щодо рівня цін на імпорт природного газу за період 2010-2015 років. Згідно із позовом компанії, ціна, фактично сплачена АТ «Газпром» («Газпром»), є вищою за справедливу вартість. Якби компанія розрахувала різницю у цінах за сумами, фактично сплаченими Газпрому, то очікувана різниця у цінах за 2015 і 2014 роки становила б 21 476 млн грн та 19 400 млн грн, відповідно.

З 1 жовтня 2015 року змінився механізм компенсації збитків, які виникають через різницю у цінах для компанії. Згідно з пунктом 7, Стаття 11 Закону України «Про ринок природного газу», учасник ринку газу, на якого покладено спеціальні обов’язки з обслуговування населення, має право на компенсацію еконо-мічно обґрунтованих витрат, понесених таким учасником, за вирахуванням будь-яких доходів, отриманих під час виконання таких зобов’язань, плюс відповідна маржа. Рівень маржі має розраховуватись згідно з положеннями відповідної постанови Кабінету Міністрів України. Станом на дату цієї консолідованої фінансової звітності такої постанови ще не було прийнято. Вищезазначена інформація стосовно очікуваної різниці у цінах за 2015 рік не охоплює усіх економічно обґрунтованих витрат, понесених компанією після 1 жовтня 2015 року, та компенсації відповідної маржі.

Разом із компенсацією різниці у цінах компанія отримувала фінансову підтримку від держави у вигляді облігацій внутріш-ньої державної позики в обмін на емісію нових акцій компанії

ваними тарифами, тарифи на послуги зберігання, закачування та відбору газу з підземних сховищ газу. НКРЕКП затверджувала процедури встановлення цін реалізації природного газу для підприємств із виробництва природного газу, ціни продажу природного газу для населення і встановлення тарифів на транспортування, розподіл та зберігання природного газу. Окрім того, НКРЕКП відповідала за захист прав споживачів у сфері встановлення тарифів, безпеки постачань та якості послуг.

Було встановлено такі тарифи і ціни:

З 1 жовтня 2015 року Закон змінив принципи ринку газу, за-провадивши вільну, справедливу конкуренцію і гарантувавши високий рівень захисту прав та інтересів споживачів.Водночас, Кабінет Міністрів України прийняв Постанову № 758 від 1 жовтня 2015 року (із поправками), яка встановлює зобов’язання з обслуговування населення для Компанії протя-гом перехідного періоду від 1 жовтня 2015 року до 31 березня 2017 року стосовно придбання газу власного виробництва у ПАТ «Укргазвидобування» та постачання газу для потреб побутових споживачів, підприємств, що виробляють тепло для побутових потреб, та релігійних організацій.

Згідно з Законом України «Про засади функціонування ринку природного газу», який набув чинності до 1 жовтня 2015 року, увесь обсяг природного газу, видобутого в Україні, за вираху-ванням газу, використаного для технологічних цілей та інших потреб, як передбачено законом, підприємствами, в яких 50% і більше акцій належить державі, мав продаватися населенню через компанію за регульованими цінами. Якщо попит насе-лення перевищував обсяги видобутку, то він задовольнявся за рахунок імпорту.

Як зазначено вище у цій Примітці, згідно з Постановою Кабі-нету Міністрів України, з 1 жовтня 2015 року на компанію було покладено обов’язки з обслуговування населення протягом перехідного періоду від 1 жовтня 2015 року до 31 березня 2017 року щодо придбання газу власного виробництва у ПАТ «Укр-газвидобування» та продажу газу для побутових споживачів, підприємств, що виробляють тепло для побутових потреб, та релігійних організацій.

31 грудня 2015 року 31 грудня 2014 рокуДо 1 травня 2016 року роздрібні ціни на природний газ для населення залежали від виду та обсягу споживання (гривень за кубічний метр), з ураху-ванням ПДВ, збору у вигляді цільової надбавки до чинного тарифу, тарифів на послуги з транспортування та розподілу газу. До 1 квітня 2015 року роздрібні ціни залежали від обсягу споживання і наявності газових лічильників.Із 1 жовтня 2015 року газовий ринок перейшов до використання граничної торго-вої надбавки постачальником природного газу зі спеціальними обов’язками з обслуговування населення.Із 1 травня 2016 року була встановлена єдина роздрібна ціна для населення на рівні імпортного паритету, із можливістю перегляду щокварталу до 31 березня 2017 року.

Із 1 жовтня 2015 року до 30 квітня 2016 року:7,19 гривні за кубічний метр;3,6 гривні за кубічний метр у межах 1 200 кубічних метрів (із розрахунку 200 кубічних метрів на місяць) для споживачів, які використовують газ комплексно у період від 1 жовтня 2015 року до 31 березня 2016 року

Від 1,18 гривні до 4,01 гривні за кубічний метр із травня 2014 року

Ціни продажу природного газу для промислових та інших споживачів, без ПДВ, збору у вигляді цільової надбавки до чинного тарифу і тарифів на послуги з транспортування та розподілу. Із 1 жовтня 2015 року зазначені ціни щоміся-ця визначаються Компанією самостійно і диференціюються у залежності від місячних обсягів споживання газу та умов його оплати споживачем.

Від 5 845 гривень до 6 474 гривень за 1 000 кубічних метрів

5,9 гривні за кубічний метр

Загальний тариф на зберігання (зберігання, закачування і відбір), без ПДВ, гривень за тисячу кубічних метрів за один сезон зберігання.

112,0 гривень 112,0 гривень

Загальний тариф на транспортування газу магістральними та розподільни-ми газопроводами по території України, без ПДВ, гривень за тисячу кубічних метрів.

Із 1 жовтня 2015 року:689,10 гривні

366,70 гривні

Ціна на природний газ для виробників тепла для побутових потреб, гри-вень за кубічний метр. Із 1 квітня 2015 року застосовується регульована ціна, за вирахуванням ПДВ, зборів у вигляді цільової надбавки до чинного тарифу, тарифів на послуги з транспортування та розподілу природного газу.

Із 1 жовтня 2015 року до 30 квітня 2016 року: 1,84 гривні для підприємств, безпосе-редньо приєднаних до газотранспортної системи, та 1,77 гривні для інших підприємств

1,31 гривні


216 217

зменшення цін на нафту, яке відбулося у кінці 2014 року і пізніше.

4. Протягом 2014 і 2015 років Уряд України надав компанії облігації внутрішньої державної позики на суму 96,6 мільярда гривень і 29,7 мільярда гривень, відповідно, в обмін на емісію нових акцій. Облігації, отримані у 2014 і 2015 роках, були продані за грошові кошти.

5. Парламент також скасував мораторій на застосування приму-сової реалізації майна підприємств, у статутних фондах яких частка держави становить щонайменше 25%, для погашення боргів за природний газ, спожитий у минулих періодах, перед Компанією та її дочірнім підприємством ДК «Газ України». Ця зміна дозволяє примусово реалізовувати майно підпри-ємств-боржників для погашення боргів перед компанією та

її дочірнім підприємством ДК «Газ України». Процедура при-мусової реалізації майна відбувається виключно за рішенням Кабінету Міністрів України. Компанія та її дочірнє підприємство ДК «Газ України» мають право вимагати стягнення боргів з таких підприємств-боржників у судовому порядку після зняття відпо-відного мораторію із 1 вересня 2015 року.

На думку керівництва, поєднання вищезазначених заходів та інших дій з боку уряду України дасть можливість групі продов-жувати свою діяльність на безперервній основі. Ця консолідо-вана фінансова звітність не містить будь-яких коригувань, які стосуються можливості відшкодування та класифікації відобра-жених сум активів або сум та класифікації зобов’язань, які могли б знадобитися, якби група була не здатна продовжувати свою діяльність на безперервній основі.

3. ПЕРЕРАХУНОК ПОРІВНЯЛЬНОЇ ІНФОРМАЦІЇГрупа затвердила консолідовану фінансову звітність станом на і за рік, який закінчився 31 грудня 2014 року, 31 липня 2015 року. Після дати затвердження група виявила неточності у інформації за попередні звітні періоди, які завдали істот-ного впливу на консолідований звіт про фінансовий стан на

31 грудня 2014 року. Ці неточності були відображені ретро-спективно у цій консолідованій фінансовій звітності станом на і за рік, який закінчився 31 грудня 2014 року. Вплив таких коригувань на консолідований фінансовий стан на 31 грудня 2013 року, консолідований звіт про прибутки або збитки та консолідований звіт про рух грошових коштів за рік, який за-кінчився на зазначену дату, не є суттєвим, тому група не подає порівняльну інформацію на цю дату і за відповідні періоди.

(Примітка 13). Отримані кошти були призначені для покрит-тя касового дефіциту компанії. Суму облігацій внутрішньої державної позики, отриманих компанією в обмін на емісію нових акцій, можна було частково розглядати як покриття компенсації різниці у цінах, однак, не існує правової бази або документів, які б підтверджували це твердження, і немає також акту звірки або аналогічного документа, підписаного між компанією та урядом України, у якому була б зазначена сума компенсації різниці у цінах. Як результат, структура капіталу групи є незбалансованою, що відображено у значній сумі акціонерного капіталу та накопичених збитках. У Державному бюджеті на 2016 рік не міститься пункту про передачу обліга-цій внутрішньої державної позики компанії у вигляді внеску до її акціонерного капіталу. Як зазначено вище у цій Примітці, уряд України і компанія вживають низку заходів, направлених на поступове наближення роздрібних цін на газ та опалення до ринкового рівня.

Політична нестабільність та військові дії у східних регіонах України

На початку 2014 року Україна постраждала від збройної агресії з боку Російської Федерації, у результаті якої відбулася окупа-ція Автономної Республіки Крим («Крим») та окупація деяких районів Луганської та Донецької областей озброєними терорис-тичними угрупованнями, які отримують озброєння, контролю-ються, спрямовуються і фінансуються Російською Федерацією, а також у результаті відкритого вторгнення регулярних збройних сил Російської Федерації. Частина активів групи розташована на цих територіях.

У результаті цих дій група відобразила зменшення корисності активів (основних засобів, дебіторської заборгованості і запасів), розташованих на окупованих територіях Луганської та Доне-цької областей, станом на 31 грудня 2015 року на суму 1 645 млн грн, включно з витратами у розмірі 2 142 млн грн, включених до інших операційних витрат (Примітка 18), та сторнування змен-шення корисності основних засобів у сумі 497 млн грн, включе-ного до інших операційних доходів (31 грудня 2014 року: 7 203 млн грн, включених до інших операційних витрат).

Після проведеного у березні 2014 року псевдо-референдуму щодо статусу Криму, кримська окупаційна влада оголосила про націоналізацію активів «Чорноморнафтогазу», дочірнього підприємства компанії, розташованих у Криму. Це призвело до втрати контролю групою над активами «Чорноморнафтогазу» у Криму. Група не мала доступу до фінансової звітності, пер-винної документації або будь-якої іншої фінансової інформації «Чорноморнафтогазу» за період від 1 січня 2014 року до дати втрати контролю у 2014 році. На підставі цього факту керівниц-тво групи відобразило втрату контролю над «Чорноморнафто-газом» як припинену діяльність, базуючись на вартості чистих активів станом на 31 грудня 2013 року, і визнало відповідний збиток від припиненої діяльності у сумі 13 786 млн грн у 2014 році.

Керівництво продовжує вживати усі можливі юридичні та дипломатичні заходи для відшкодування збитків та відновлення контролю над активами групи на цих територіях.

Застосування припущення щодо здатності групи продовжу-вати свою діяльність на безперервній основі

Перевищення короткострокових зобов’язань над оборот-ними активами станом на 31 грудня 2015 року становило 6 392 млн грн (31 грудня 2014 року: 17 840 млн грн); за рік, який закінчився на зазначену дату, група понесла чисті збитки у сумі 36 323 млн грн (2014: збиток у сумі 88 433 млн грн).

Керівництво групи вважає, що підготовка цієї консолідованої фінансової звітності на основі припущення, що група здатна продовжувати свою діяльність на безперервній основі, є обґрун-тованою, оскільки група і уряд України вжили певні ініціативи, направлені на покращення фінансових показників діяльності та ліквідності групи, включно, але не обмежуючись таким:

1. З початку 2014 року уряд України вжив низку заходів, направ-лених на поступове підвищення роздрібних цін на газ та тепло до беззбиткового рівня на основі ринкових цін на газ на міжна-родних ринках. Уряд оголосив свої плани щодо зміни системи субсидування енергетики за рахунок збільшення прямих субсидій кінцевим споживачам (головним чином, населенню та підприємствам, що виробляють тепло) і скорочення рівня цінового регулювання. Успішне впровадження цих планів істотно зменшить фінансовий дефіцит групи у 2015-2016 роках і повністю його ліквідує до 2017 року. Як зазначено вище у цій Примітці, роздрібні ціни на газ для населення, максимальні ціни придбання газу для промислових споживачів і тарифи на зберігання були збільшені у кілька разів у 2014, 2015 і 2016 роках. Також, згідно з останніми змінами у законодавстві, які відбулися у липні 2015 року, Парламент України ухвалив зміни до чинного законодавства, які забороняють встановлювати тарифи на теплопостачання на рівні, нижчому від економічно обґрунтованого. Ці заходи спрямовані на покращення ліквід-ності та прибутковості підприємств, що виробляють тепло, та їхньої здатності сплачувати борги перед групою.

2. Згідно з Постановою Кабінету Міністрів України № 315 від 27 квітня 2016 року змінилися основи функціонування учасника ринку газу, на якого покладено спеціальні обов’яз-ки з обслуговування населення. Згідно з цими змінами, із 1 травня 2016 року від постачальника природного газу із зобов’язаннями з обслуговування населення вимагається по-стачати газ за цінами, співставними з ринковими, для потреб побутових споживачів, підприємств, що виробляють тепло для побутових потреб, та релігійних організацій.

3. Уряд України і група вживають заходи щодо диверсифікації джерел постачання газу, головним чином, від європейських компаній через газотранспортні мережі Словаччини, Польщі та Угорщини. Окрім того, група може обґрунтовано очіку-вати, що ринкові ціни на газ будуть знижені після суттєвого

У мільйонах українських гривень Примітки31 грудня 2014 року, відображено раніше

Внесення коригувань і зміни класифікації

31 грудня 2014 року, скориговано

АКТИВИОсновні засоби 3.1 454 991 1 557 456 548Інвестиції в асоційовані та спільні підприємства

3.1 11 169 (1 408) 9 761

Інші необоротні активи 3.1 4 346 82 4 428Запаси 3.1 9 983 140 10 123Торгова дебіторська заборгованість 3.1 15 097 392 15 489Передплати видані та інші оборотні активи

3.1 12 501 127 12 628

Грошові кошти та залишки на банківських рахунках

3.1 4 361 174 4 535

ВЛАСНИЙ КАПІТАЛ ТА ЗОБОВ’ЯЗАННЯ Резерв переоцінки 3.2 366 204 (2 246) 363 958Накопичений дефіцит 3.2 (175 258) 2 246 (173 012)Позики 3.1 61 008 253 61 261Резерви 3.1 2 630 41 2 671Інші довгострокові зобов’язання 3.1 49 274 323Торгова кредиторська заборгованість 3.1 14 137 105 14 242Аванси отримані та інші короткостроко-ві зобов’язання

3.1 11 124 287 11 411

Податок на прибуток підприємств до сплати

3.1 327 104 431

Вплив внесення ретроспективних коригувань до консолідованого звіту про фінансовий стан на 31 грудня 2014 року був представ-лений таким чином:


218 219

4. ІНФОРМАЦІЯ ЗА СЕГМЕНТАМИПравління є основним органом, який ухвалює операційні рішення групи. Керівництво визначило операційні сегменти, які група використовує для розкриття інформації, на основі звітів, які розглядаються правлінням для оцінки фінансових показників діяльності групи.

Керівництво здійснює оцінку показників діяльності операційних сегментів на основі розміру чистого прибутку/(збитку) до опо-даткування від діяльності, яка продовжується. Звітні сегменти, визначені керівництвом згідно із видами діяльності, є такими:

• Виробництво природного газу. Виробництво природного газу здебільшого здійснюється у Полтавській, Харківській, Сумській, Дніпропетровській, Львівській та Закарпатській областях. Розвідувальні роботи проводяться, головним чином, у Карпатському та Дніпровсько-Донецькому регіонах. Група контролює близько 70% усього природного газу, який видобувається в Україні.

• Виробництво сирої нафти і газового конденсату. Розвідку нафти здійснює ПАТ «Укрнафта» та ПАТ «Укргазвидобування». Видобуток газового конденсату відбувається у місцях видо-бутку природного газу.

• Транспортування і розподіл природного газу. Цей сег-мент представлений магістральними та розподільними газо-проводами, які експлуатує група. Українська газотранспортна система є однією з найбільших у світі за своїми транспортни-ми потужностями. Загальна довжина газопроводів в Україні становить 38,5 тисяч кілометрів. Понад 40% природного газу, який Російська Федерація постачала до європейських країн у 2015 та 2014 роках, транспортувалося українськими магі-стральними газопроводами.

• Зберігання природного газу. Українська газотранспорт-на система має у своєму складі 11 підземних газосховищ, розташованих на материковій частині України. Загальна потужність системи підземних газосховищ, розташованих в Україні, становить 31 мільярд кубічних метрів газу.

• Транспортування сирої нафти. Цей сегмент представле-ний магістральними нафтопроводами, які експлуатує група. Загальна довжина магістральних нафтопроводів в Україні становить 4,7 тисячі кілометрів. Сегмент також включає зберігання нафти, представлене системою з 11 нафтових сховищ загальною потужністю 1,1 мільйона тонн нафти.

• Переробка сирої нафти та газового конденсату і торгівля нафтопродуктами. Цей сегмент представлений 8 нафто– і

Вплив внесення ретроспективних коригувань до консолідованого звіту про прибутки або збитки за рік, який закінчився 31 грудня 2014 року, був представлений таким чином:

У мільйонах українських гривень Примітки2014, відображе-

но раніше

Внесення кори-гувань і зміни

класифікації

2014, скориговано

Дохід від реалізації 3.1 78 444 2 269 80 713

Собівартість реалізації 3.1 (86 951) (1 069) (88 020)

Інші операційні доходи 3.1 808 6 814

Інші операційні витрати 3.1 (23 621) (161) (23 782)

Фінансові витрати 3.1 (9 003) (210) (9 213)

Частка у результатах асоційованих та спільних під-приємств після оподаткування

3.1 1 488 (679) 809

(Витрати)/вигоди з податку на прибуток 3.1 2 956 (156) 2 800

3.1. Консолідація спільної діяльності

Група бере участь в угодах про спільну діяльність, які рані-ше обліковувались як спільні підприємства у консолідова-ній фінансовій звітності станом на і за рік, який закінчився 31 грудня 2014 року. Згідно з вимогами МСФЗ 11 «Угоди про спільну діяльність» (МСФЗ 11), ці угоди про спільну діяльність мають розглядатися як спільна діяльність. Група здійснила перерахунок ретроспективного впливу на її консолідований фінансовий стан, консолідований звіт про прибутки або збитки та консолідований звіт про рух гро-

шових коштів станом на і за рік, який закінчився 31 грудня 2014 року.

3.2. Зміна класифікації власного капіталу АТ «Чорноморна-фтогаз»

Група визнала втрату контролю над чистими активами «Чор-номорнафтогазу» станом на 1 січня 2014 року. Однак, група не змінила класифікацію резерву переоцінки, який стосується «Чорноморнафтогазу», на накопичений дефіцит. Група випра-вила це викривлення станом на 1 січня 2014 року.

У мільйонах українських гривень Ви

робн

ицтв

о пр

ирод

ного

газ

у

Виро

бниц

тво

сиро

ї на

фти

і га

зово

го

конд

енса

ту

Тран

спор

тува

ння

і ро

зпод

іл п

риро

дног

о га

зу

Збер

іган

ня п

риро

д-но

го г

азу

Тран

спор

тува

ння

сиро

ї наф

ти

Пер

ероб

ка с

ирої

на

фти

і га

зово

го к

он-

денс

ату

та т

оргі

вля

наф

топр

одук

там

и

Про

даж

та

пост

ачан

-ня

при

родн

ого

газу

Інш

е

Елім

інац

ія

Всьо

го

Реалізація зовнішнім споживачам 4 836 6 262 49 882 401 3 252 6 534 57 265 2 816 - 131 248

Реалізація іншим сегментам 16 362 - 112 1 152 17 44 9 616 45 (27 348) -

Всього доходів від реалізації 21 198 6 262 49 994 1 553 3 269 6 578 66 881 2 861 (27 348) 131 248

Результат сегменту 609 (2 060) 21 732 (2 176) 1 636 1 110 (55 705) (697) 607 (34 944)Частка у результатах асоційованих та спільних підприємств після оподаткування

(652)

Переоцінка раніше утримуваної інвестиції в дочірньому підприємстві

(1 430)

Нерозподілені витрати, нетто (1 177)

Збиток до оподаткування (38 203)

газопереробними заводами. Продуктами переробки, в основ-ному, є бензин і дизельне пальне, а також скраплений газ.

• Продаж та постачання природного газу. Як зазначено у Примітці 2 вище, виробники природного газу в Україні, які на 50% і більше знаходяться у власності держави, мають продавати весь видобутий газ населенню через компанію, за вирахуванням обсягів газу на технологічні та інші потре-би, як передбачено законом.

• Інше. Доходи від цього сегменту включають доходи від продажу хімічної продукції, матеріалів та послуг. Хімічну продукцію виробляє ПАТ «Укрнафта».

Облікова політика звітних сегментів збігається з обліковою політикою групи, викладеною у Примітці 26.

Інформація за звітними сегментами групи за рік, який закінчив-ся 31 грудня 2015 року, представлена таким чином:

Керівництво вважає сегменти «Виробництво природного газу», «Зберігання природного газу» та «Продаж та постачання природного газу» регульованими видами діяльності внаслідок того, що ціни реалізації та тарифи, а також ціни купівлі у цих

видах бізнесу регулюються державою (як зазначено у Приміт-ці 2). Всі інші сегменти вважаються нерегульованими видами діяльності, оскільки вони цілком або переважно не залежать від цінового та тарифного державного регулювання.


220 221


Виро

бниц

тво

прир

од-

ного

газ

у

Виро

бниц

тво

сиро

ї на

фти

і га

зово

го к

он-

денс

ату

Тран

спор

тува

ння

і роз

-по

діл

прир

одно

го г

азу

Збер

іган

ня п

риро

дног

о га

зу

Тран

спор

тува

ння

сиро

ї на

фти

Пер

ероб

ка с

ирої

наф

ти

і газ

овог

о ко

нден

сату

та

тор

гівл

я на

фто

про-

дукт

ами

Про

даж

та

пост

ачан

ня

прир

одно

го г

азу

Інш

е

Елім

інац

ія

Всьо

го

Суттєві статті негрошового характеру, включені до результатів сегменту:

Знос, виснаження та амортизація (2 773) (610) (13 456) (2 047) (473) (143) (6) (351) - (19 859)

Чистий рух резерву на знецінення торгової дебіторської заборгованості, передплат виданих та інших оборотних активів

(6) - (107) - (2) (138) (1 057) 46 - (1 264)

Чистий (збиток)/прибуток від курсових різниць (706) - 666 - 457 - (20 408) 28 - (19 963)

Капітальні витрати 4 196 - 1 085 73 207 207 298 457 - 6 523

Активи сегменту 77 702 17 365 289 061 180 935 26 317 8 200 38 747 13 615 - 651 942

Інвестиції в асоційовані та спільні підприємства 1 550

Нерозподілені активи 16 208

Всього активів 669 700

Інформація за звітними сегментами групи за рік, який закінчився 31 грудня 2014 року, представлена таким чином:


Виро

бниц

тво

прир

од-

ного

газ

у

Виро

бниц

тво

сиро

ї на

фти

і га

зово

го к

он-

денс

ату

Тран

спор

тува

ння

і роз

-по

діл

прир

одно

го г

азу

Збер

іган

ня п

риро

дног

о га

зу

Тран

спор

тува

ння

сиро

ї на

фти

Пер

ероб

ка с

ирої

наф

ти

і газ

овог

о ко

нден

сату

та

тор

гівл

я на

фто

про-

дукт

ами

Про

даж

та

пост

ачан

ня

прир

одно

го г

азу

Інш

е

Елім

інац

ія

Всьо

го

Суттєві статті негро-шового характеру, включені до результа-тів сегменту:

Знос, виснаження та амортизація (2 258) - (2 344) (257) (139) (111) (12) (152) - (5 273)

Чистий рух резерву на знецінення торгової дебіторської заборгованості, передплат виданих та інших оборотних активів

(138) - 29 - (18) - (9 715) - - (9 842)

Зменшення корисності основних засобів та нематеріальних активів

(2 394) - (52) (2 725) (134) (78) (141) (101) - (5 625)

Чистий (збиток)/прибуток від курсових різниць (783) - (548) - 468 - (38 322) - - (39 185)

Капітальні витрати 2 598 - 295 28 120 106 262 263 - 3 672

Активи сегменту 44 839 3 424 239 746 146 195 19 959 5 007 28 347 10 968 - 498 485

Інвестиції в асоційовані та спільні підприємства 9 761

Нерозподілені активи 7 797

Всього активів 516 043У мільйонах українських гривень

Виро

бниц

тво

пр

ирод

ного

газ

у

Виро

бниц

тво

сиро

ї на

фти

і га

зово

го

конд

енса

ту

Тран

спор

тува

ння

і ро

зпод

іл п

риро

дног

о га

зу

Збер

іган

ня

прир

одно

го г

азу

Тран

спор

тува

ння

си

рої н

афти

Пер

ероб

ка с

ирої

на

фти

і га

зово

го к

он-

денс

ату

та т

оргі

вля

наф

топр

одук

там

и

Про

даж

та

пост

ачан

-ня

при

родн

ого

газу

Інш

е

Елім

інац

ія

Всьо

го

Реалізація зовнішнім споживачам 2 789 320 24 171 338 1 957 5 197 45 493 448 - 80 713

Реалізація іншим сегментам 4 685 - 57 1 092 - 27 7 764 - (13 625) -

Всього доходів від реалізації 7 474 320 24 228 1 430 1 957 5 224 53 257 448 (13 625) 80 713

Результат сегменту (3 861) 291 7 448 (2 986) 1 115 1 995 (81 211) (274) - (77 483)

Частка у результатах асоційованих та спільних підприємств після оподаткування

809

Нерозподілені витрати, нетто (773)

Збиток до оподаткування 77 447

У мільйонах українських гривеньДохід від

реалізаціїВаловий

прибутокТоргова дебіторська заборгованість,

балансова вартість

31 грудня 2015 рокуВнутрішнє транспортування та розподіл 9 541 2 120 219Міжнародний транзит 40 341 20 486 4 717Всього 49 882 22 606 4 93631 грудня 2014 рокуВнутрішнє транспортування та розподіл 7 340 4 310 449Міжнародний транзит 16 831 11 891 1 729Всього 24 171 16 201 2 178

Інформація про концентрацію зовнішніх клієнтів, доходи від реалізації яких перевищують 10% від суми загальних доходів від реалізації. Протягом років, які закінчилися 31 грудня 2015 і 2014 років, єдиним зовнішнім клієнтом, доходи від якого пере-вищують 10% від загальної суми доходів, був «Газпром». Сума доходів від «Газпрому», яка відноситься до сегменту транспор-

тування і розподілу природного газу, за 2015 рік становила 40 341 мільйон гривень (2014: 16 831 мільйон гривень).

Інформація про дохід від реалізації, валовий прибуток та дебі-торську заборгованість сегменту транспортування та розподілу природного газу за основними видами послуг транспортування представлена таким чином:м


222 223

Основні тарифи і ціни продажу, за якими Група реалізує природ-ний газ, наведено у Примітці 2.

Географічна концентрація


2015 2014

Україна 87 288 61 636Російська Федерація 43 533 18 756Єгипет 425 320Європа 2 1Всього доходів від реалізації

131 248 80 713

Розподіл операцій продажу у таблиці вище зроблено на основі країни реєстрації клієнтів групи.

5. ЗАЛИШКИ ЗА ОПЕРАЦІЯМИ ТА ОПЕРАЦІЇ З ПОВ’ЯЗАНИМИ СТОРОНАМИСторони зазвичай вважаються пов’язаними, якщо одна сто-рона має здатність контролювати іншу сторону, знаходиться під спільним контролем або може здійснювати істотний вплив або спільний контроль над іншою стороною під час при-йняття фінансових та операційних рішень. Під час розгляду взаємовідносин із кожною можливо пов’язаною стороною

звертають увагу на суть відносин, а не тільки на їхню юридич-ну форму.

Як зазначено у Примітці 1, група знаходиться під кінцевим контр-олем уряду України і, відповідно, усі контрольовані державою підприємства вважаються пов’язаними сторонами під спільним контролем.

Операції із пов’язаними сторонами можуть здійснюватися на умо-вах, які не обов’язково можуть бути доступними для непов’язаних сторін.

Операції із підприємствами контрольованими державою. Група провадить істотні операції із підприємствами, які контро-люються, знаходяться під спільним контролем або зазнають істот-ного впливу з боку уряду України. До цих підприємств належать Державний ощадний банк України, «Укрексімбанк», підприємства, що виробляють тепло, та регіональні газорозподільні підприєм-ства.

За роки, які закінчилися 31 грудня 2015і 2014 років,близько 25% доходів групи (2014: 25%) були отримані від операцій із підприєм-ствами, які контролюються, знаходяться під спільним контролем або зазнають істотного впливу з боку уряду України. Непогашена торгова дебіторська заборгованість, пов’язана з цими операція-ми, станом на 31 грудня 2015 та 2014 років становила 30% та 27%, відповідно, від загального залишку торгової дебіторської заборго-ваності.

Інформація про дохід від реалізації, валовий (збиток)/прибуток та дебіторську заборгованість сегменту продажу та постачання природного газу за основними групами клієнтів представлена таким чином:

31 грудня 2015 року

У мільйонах українських гривеньДохід від реа-

лізаціїВаловий (зби-ток)/ прибуток

Торгова дебіторська заборгованість

валова сумарезерв на

знеціненнябалансова

вартістьПідприємства, що виробляють тепло для населення

6 963 (26 683) 6 762 (3 264) 3 498

Регіональні газорозподільні підприємства для перепродажу населенню

20 340 4 552 3 236 (100) 3 136

Всього для потреб населення 27 303 (22 131) 9 998 (3 364) 6 634Підприємства, що виробляють тепло для інших споживачів

7 594 1 498 7 699 (5 871) 1 828

Регіональні газорозподільні підприємства для перепродажу іншим споживачам

2 318 547 235 (115) 120

Промислові та інші споживачі 20 050 2 130 14 758 (8 064) 6 694Всього 57 265 (17 956) 32 690 (17 414) 15 27631 грудня 2014 рокуПідприємства, що виробляють тепло для населення

5 341 (19 329) 5 249 (2 327) 2 922

Регіональні газорозподільні підприємства для перепродажу населенню

7 390 (7 968) 1 897 (429) 1 468

Всьогодля потреб населення 12 731 (27 297) 7 146 (2 756) 4 390Підприємства, що виробляють тепло для інших споживачів

5 653 856 7 208 (3 268) 3 940

Регіональні газорозподільні підприємства для перепродажу іншим споживачам

2 380 324 1 608 (28) 1 580

Промислові та інші споживачі 24 729 7 691 8 328 (6 088) 2 240Всього 45 493 (18 426) 24 290 (12 140) 12 150

Станом на 31 грудня 2015 та 2014 років, близько 90% та 65%, відповідно, грошових коштів та залишків на банківських рахун-ках були розміщені у банках, які контролюються, знаходяться під спільним контролем або зазнають впливу з боку уряду України, і приблизно 50% позик були надані цими банками. Близько 35% фінансових витрат за роки, які закінчилися 31 грудня 2015 та 2014 років, стосуються позик, отриманих від цих банків.

Сума гарантій, наданих урядом України станом на 31 грудня 2015 та 2014 років, становила 20 539 млн грн та 11 611 млн грн, відпо-відно (Примітка 14).

У червні 2015 року група уклала додаткові угоди на суму 18 387 млн грн до угод про надання позик із банком, який є її пов’язаною стороною, які передбачали збільшення процентних ставок та

переглянуті графіки погашення заборгованості, із відкладенням остаточних термінів погашення до червня 2020 року.

Інформація про операції із державою надалі розкривається у Примітці 13.

Компенсація провідному управлінському персоналу. Провід-ний управлінський персонал протягом 2015 року складався в середньому із 4 членів правління (2014: 8 членів правління). У 2015 році компенсація провідному управлінському персоналу, що включена до складу інших операційних витрат, включала заробітну плату і додаткові поточні премії та становила 6 млн грн (2014: 6 млн грн). Станом на 31 грудня 2015 року провідний управлінських персонал складався із 4 членів правління (2014: 5 членів правління).

У мільйонах українських гри-вень

Трубопро-води і

супутнє обладнан-

ня

Нафто-га-зові

активи

Машини та облад-

нанняБудівлі

Техно-логічні нафта і

газ

Бурове і розвіду-вальне облад-нання

Інші основні засоби

Незавер-шене

будівниц- тво

Всього

Станом на 31 грудня 2013 рокуПервісна вартість або оцінка 56 936 26 361 15 041 14 928 76 543 758 3 759 16 969 211 295Накопичений знос та резерв на зменшення корисності

(8 641) (6 714) (4 380) (3 803) - (383) (2 064) (2 822) (28 807)

Чиста балансова вартість ста-ном на 31 грудня 2013 року

48 295 19 647 10 661 11 125 76 543 375 1 695 14 147 182 488

Надходження і переміщення 354 1 712 570 (177) - 18 166 1 150 3 793Переоцінка 124 679 12 232 61 536 36 260 56 852 169 4 501 - 296 229Вибуття - - (1) (100) (23) - (8) (4) (136)Амортизаційні нарахування (1 990) (1 608) (984) (760) - (28) (326) - (5 696)Рекласифікація до припиненої діяльності

(4 275) (968) (2 295) - (800) (216) (25) (5 910) (14 489)

Зменшення корисності (1 637) (347) (660) (201) (404) (1) (65) (2 326) (5 641)Чиста балансова вартість станом на 31 грудня 2014 року (скориговано, Примітка 3)

165 426 30 668 68 827 46 147 132 168 317 5 938 7 057 456 548

Первісна вартість або оцінка 165 447 30 668 68 981 46 172 132 168 317 6 231 9 846 459 830Накопичений знос та резерв на зменшення корисності

(21) - (154) (25) - - (293) (2 789) (3 282)

Надходження і переміщення (2 403) 1 991 3 322 3 867 (1 176) 114 (2 305) 1 936 5 346Переоцінка 53 385 17 151 10 566 12 322 21 704 113 702 - 115 943Вибуття (89) (13) (31) (15) (72) - (26) (111) (357)Амортизаційні нарахування (5 498) (2 861) (8 774) (2 506) (304) (91) (537) - (20 571)Придбання у результаті об’єд-нання підприємств (Примітка 22)

- 6 250 1 737 4 010 - 145 227 744 13 113

(Збиток від)/сторнування змен-шення корисності

351 568 (69) (682) 395 (15) (194) 678 1 032

Чиста балансова вартість ста-ном на 31 грудня 2015 року

211 172 53 754 75 578 63 143 152 715 583 3 805 10 304 571 054

Первісна вартість або оцінка 211 193 53 891 75 754 63 186 152 715 583 4 883 10 304 572 509Накопичений знос та резерв на зменшення корисності

(21) (137) (176) (43) - - (1 078) - (1 455)

6. ОСНОВНІ ЗАСОБИ

Інформація про рух балансової вартості основних засобів була представлена таким чином:


224 225

Група залучила професійних незалежних оцінювачів для визначення справедливої вартості своїх основних засобів станом на 31 грудня 2015 року. Справедлива вартість була визначена на основі амортизованої вартості заміщення або ринкових даних відповідно до Міжнародних стандартів оцінки.

Беручи до уваги характер основних засобів групи, справед-лива вартість визначалася із використанням залишкової вартості заміщення спеціалізованих активів і на основі ви-користання ринкових даних для неспеціалізованих активів. Отже, справедлива вартість основних виробничих активів та обладнання в першу чергу визначалася за допомогою залишкової вартості заміщення. Цей метод засновано на аналізі вартості відтворення або заміни об’єктів основних засобів, з коригуванням на фізичний, функціональний чи економічний знос і старіння. Залишкова вартість заміщення оцінювалася на основі внутрішніх джерел та аналізу наявної інформації про ринок для аналогічних об’єктів основних засобів (опублікованої інформації, каталогів, статистичних даних тощо), а також галузевих експертів і постачальників.

До складу нафтогазових активів включено вартість ліцензій на виробництво газу у сумі 335 млн грн станом на 31 груд-ня 2015 року (31 грудня 2014 року: 343 млн грн).

У 2015 році амортизаційні нарахування у сумі 19 735 млн грн (2014: 5 174 млн грн) було включено до собівартості реаліза-ції, 479 млн грн (2014: 99 млн грн) – до складу інших опера-ційних витрат і 357 млн грн (2014: 423 млн грн) було капіталі-зовано у складі первісної вартості основних засобів.

Сторнування зменшення корисності основних засобів вклю-чено до складу інших операційних доходів у консолідовано-му звіті про прибутки або збитки.

Станом на 31 грудня 2015 та 2014 років основні засоби групи балансовою вартістю 24 003 млн грн та 15 689 млн грн, відпо-відно, було передано в якості застави забезпечення позик (Примітка 14).

До складу основних засобів включено капітальні витрати у сумі 473 млн грн, щодо яких сутність витрат може відрізняти-ся від їхньої юридичної форми згідно з первинними доку-ментами(Примітка 26). Ці витрати було подано на підставі відповідної первинної документації у консолідованій фінан-совій звітності станом на і за рік, який закінчився 31 грудня

2015 року. Стосовно певних витрат первинна документація була вилучена представниками прокуратури України. Щодо інших витрат керівництво групи розпочало власне корпора-тивне розслідування у 2016 році.

Якби основні засоби групи оцінювалися за історичною вар-тістю, то їхня балансова вартість була б представлена таким чином (не перевірено аудитом):




Нафтогазові активи 9 384 8 480

Машини та обладнання 7 068 6 059

Трубопроводи і супутнє об-ладнання

6 711 6 520

Будівлі 5 976 5 446

Технологічні нафта і газ 1 124 1 131

Бурове і розвідувальне облад-нання

298 153

Інші основні засоби 1 075 1 136

Всього 31 636 28 925

7. ІНВЕСТИЦІЇ В АСОЦІЙОВАНІ ТА СПІЛЬНІ ПІДПРИЄМСТВАІнвестиції групи в асоційовані та спільні підприємства були представлені таким чином:




Інвестиції в асоційовані під-приємства

1 308 9 739

Інвестиції у спільні підприєм-ства

242 22

Всього 1 550 9 761

Детальна інформація щодо асоційованих та спільних підприємств групи станом на 31 грудня 2015 року представлена таким чи-ном:

Назва асоційо-ваного підприєм-ства

Основна діяльність

Місце реєстрації та прова-дження госпо-дарської діяльності

Частка володіння

Групи

Частка (збитку)/

прибутку

Частка інших

сукупних (збитків)/

доходів

Диві-денди,

отримані від асоці-йованого підприєм-

ства

Переоцін-ка раніше

утриму-ваної ін-

вестиції в дочірньо-

му підпри-ємстві

(Примітка 22)

Частка при-

дбаних чистих активів

(Примітка 22)

При-дбання у

результаті об’єднан-

ня під-приємств (Примітка

22)

Балансова вартість

інвестиції

ПАТ «Укр-нафта»

Виробни-цтво газу і нафти

Україна 50,00%+

1 акція(1 224) (66) (1 780) (1 314) (4 926) - -

ПАТ «Укр-татнафта»

Перероб-ка нафти

Україна 43,05% (178) (12) - - - - 239

ПАТ «Газ-транзит»

Будівельні роботи

Україна 40,2% 694 390 (32) - - - 1 052

Інші асо-ційовані підприєм-ства

Різне Україна Різне 18 (1) - - - - 17

Спільні підприєм-ства

Різне Україна Різне 38 - - - - 197 242

(652) 311 1 550

Детальна інформація щодо асоційованих та спільних підприємств групи станом на 31 грудня 2014 року представлена таким чи-ном:

Назва асо-ційованого підприємства

Основна діяльність

Місце ре-єстрації та провадження господарської діяльності

Частка воло-діння Групи

Частка при-бутку

Частка інших сукупних

доходів

Дивіденди, отримані від

асоційованого підприємства

Балансова вартість інвес-

тиції

ПАТ «Укрна-фта»

Виробництво газу і нафти

Україна50,00% + 1

акція633 (195) - 9 310

ПАТ «Укртат-нафта»

Переробка нафти

Україна 43,05% 151 (14) - 429

Спільні під-приємства

Різне Україна Різне 25 - - 22

809 (209) 9 761

Усі із вищезазначених асоційованих підприємств обліковуються у консолідованій фінансовій звітності за методом участі в капіталі.


226 227

ПАТ «Укрнафта»

Як зазначено у Примітці 22, інвестицію у ПАТ «Укрнафта» було переведено із інвестиції в асоційовані підприємства до інвестицій у дочірні підприємства з 22 липня 2015 року. До цієї дати інвестиція у ПАТ «Укрнафта» обліковувалася із викорис-танням методу участі в капіталі у цій консолідованій фінансовій звітності.

Зведену фінансову інформацію ПАТ «Укрнафта» станом на 22 липня 2015 року подано у Примітці 22.

8. ІНШІ НЕОБОРОТНІ АКТИВИУ мільйонах українських гривень



Дебіторська заборгованість за угодою про розподіл продукції

3 960 2 176

Реструктуризована дебітор-ська заборгованість спожи-вачів газу

1 006 1 122

Нематеріальні активи 501 453Інше 2 440 677Всього 7 907 4 428

Дебіторська заборгованість за угодою про розподіл продукції. Компанія уклала концесійну угоду на розвідку і роз-робку нафти із Арабською Республікою Єгипет та Єгипетською генеральною нафтовою корпорацією („ЄГНК“) 13 грудня 2006 року. За умовами цієї концесійної угоди компанія має право відшкодовувати усі витрати на розвідку та розробку, понесені у зв’язку із цією концесійною угодою (Примітка 26). Сума, зазна-чена 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 2015 та 2014 років до складу інших необо-ротних активів включено витрати на дослідження та розробку у сумі 906 млн грнта 525 млн грн, відповідно, які були понесені за угодою концесії на розвідку і розробку нафти із ЄГНК від 13 груд-ня 2006 року, але ще не надані до відшкодування (Примітка 26).

Реструктуризована дебіторська заборгованість споживачів газу. У травні 2011 року було прийнято Закон України «Про деякі питання заборгованості за спожитий природний газ та електрич-ну енергію» № 3319-VI. Згідно з цим законом дебіторська забор-гованість підприємств, які постачають природний газ за регульо-ваним 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.

Протягом року, який закінчився 31 грудня 2015 року, група визнала додатковий резерв на знецінення реструктуризованої дебіторської заборгованості споживачів газу у сумі 102 млн грн (2014: додатковий резерв у сумі 95 млн грн).

Інші необоротні активи. Станом на 31 грудня 2015 року до складу інших необоротних активів включено обсяги природ-ного газу, які будуть підняті із підземних газових сховищ у період більше одного року. У 2015 році група переоцінила у сторону зменшення свою потребу в обсягах буферного газу у деяких підземних газосховищах. В зв’язку з технічною складністю миттєвого підняття газу із сховища, було вирішено змінити його класифікацію з основних засобів на необоротні активи у сумі 1 176 млн грн (Примітка 6).

9.ЗАПАСИЗапаси групи були представлені таким чином:




Природний газ 26 864 7 885

Сира нафта і нафтопродукти 1 482 363

Сировина 1 234 327

Запасні частини 1 099 844

Інше 1 387 704

Всього 32 066 10 123

Керівництво проводить оцінку необхідності списання запасів до їхньої чистої вартості реалізації, беручи до уваги ознаки їхнього економічного, технічного та фізичного зносу. У 2015 році таке коригування запасів становило 4 922 млн грн, включене до складу собівартості реалізації, та 2 679 млн грн, включене до складу інших операційних витрат (2014: 8 592 млн грн, включене до складу собівартості реалізації, та 3 893 млн грн, включене до складу інших операційних витрат). Сума, включена до складу собівартості реалі-зації, являє собою уцінку за імпортований газ, який у подальшому був реалізований на потреби населення за регульованими цінами.

Станом на 31 грудня 2015 та 2014 років запаси балансовою вартіс-тю 23 104 млн грн та 5 308 млн грн, відповідно, були використані в якості застави для забезпечення позик (Примітка 14).

10. ТОРГОВА ДЕБІТОРСЬКА ЗАБОРГОВАНІСТЬ У мільйонах українських гривень



Торгова дебіторська забор-гованість

54 154 34 492

За вирахуванням: резерву на знецінення

(20 553) (19 003)

Всього 33 601 15 489

Із загальної балансової вартості торгової дебіторської забор-гованості станом на 31 грудня 2015 року дебіторська заборго-ваність за природний газ становила 15 276 млн грн (31 грудня 2014 року: 12 150 млн грн) (Примітка4).

Інформація про рух резерву на знецінення торгової дебітор-ської заборгованості представлена таким чином:


2015 2014

Залишок станом на 1 січня 19 003 11 885

Резерв на знецінення, ство-рений/визнаний

протягом року 5 043 8 032

Сторнування резерву (3 654) (611)

Суми, списані протягом року як безнадійні

(184) (227)

Придбання у результаті об’єднання підприємств (Примітка 22)

345 -

Переведення до складу при-пиненої діяльності

- (76)

Залишок станом на 31 грудня

20 553 19 003

Аналіз кредитної якості торгової дебіторської заборгованості представлений таким чином:

У мільйонах українських гривень31 грудня 2015 року


Не прострочена і не знецінена 17 640 9 921

Прострочена, але не знецінена:

Прострочена до 30 днів 4 843 2 258

Прострочена від 31 до 90 днів 1 520 913

Прострочена від 91 до 180 днів 997 325

Прострочена від 181 до 365 днів 2 986 1 606

Прострочена понад 365 днів 135 74

Прострочена та індивідуально знецінена (валова сума):

Прострочена до 30 днів 37 1 263



Прострочена від 181 до 365 днів 3 884 1 872

Прострочена понад 365 днів 16 984 15 761

За вирахуванням: резерву на зне-цінення

(20 553) (19 003)

Всього 33 601 15 489

11. ПЕРЕДПЛАТИ ВИДАНІ ТА ІНШІ ОБОРОТНІ АКТИВИПередплати видані та інші оборотні активи групи були пред-ставлені таким чином:




Передплати постачальни-кам за матеріали, роботи та послуги

8 616 2 778

Дебіторська заборгованість за угодами переуступки прав ви-моги за договорами реалізації природного газу

1 787 1 384

Векселі до отримання 1 609 1 698

Передплати постачальникам за природний газ

1 311 11 083

Передплати за податками, крім податку на прибуток

955 473

ПДВ до відшкодування 641 35

Інше 5 273 2 752

За вирахуванням: резерву на знецінення

(10 973) (7 575)

Всього 9 219 12 628

Інформація про рух резерву на знецінення передплат виданих та інших оборотних активів була представлена таким чином:


2015 2014

Залишок станом на 1 січня 7 575 7 074

Резерв на знецінення, створе-ний протягом року

219 1 812

Сторнування резерву (424) (86)

Суми, списані протягом року як безнадійні

(246) (1 225)

Придбання у результаті об’єд-нання підприємств (Примітка 22)

3 513 -

Переведення резерву із гро-шових коштів до складу іншої

дебіторської заборгованості 336 -

Залишок станом на 31 грудня

10 973 7 575


228 229

12. ГРОШОВІ КОШТИ ТА ЗАЛИШКИ НА БАНКІВСЬКИХ РАХУНКАХУ мільйонах українських гривень



Грошові кошти на банків-ських рахунках

8 701 2 533

Строкові депозити 3 021 1 985Інше 74 17Всього 11 796 4 535

До складу строкових депозитів включено банківські депо-зити у сумі 2 535 млн грн (2014: 1 221 мільйон гривень) із первісним терміном погашення більше трьох місяців, але менше одного року, які були виключені зі складу грошо-вих коштів та їх еквівалентів для цілей консолідованого звіту про рух грошових коштів.

13. АКЦІОНЕРНИЙ КАПІТАЛСтаном на 31 грудня 2015 року зареєстрований, випущений і повністю сплачений акціонерний капітал компанії становив 164 607 млн грн, і складався з 160 450 481 звичайної акції но-мінальною вартістю 1000 гривень за акцію (31 грудня 2014 року: 59 997 млн грн і 55 840 905 звичайних акцій номіналь-ною вартістю 1 000 гривень за акцію).

Станом на 31 грудня 2015 та 2014 років акціонерний капітал компанії був скоригований на вплив гіперінфляції відповід-но до вимог МСБО 29 «Фінансова звітність в умовах гіперін-фляції» на суму 4 156 млн грн.

Протягом 2015 року компанія завершила емісію нових акцій, розпочату у 2014 році, на суму 104 610 млн грн для уряду України в обмін на облігації внутрішньої державної позики із погашенням протягом 2018-2024 років та номінальною купонною ставкою у діапазоні від 12,5% до 14,3% річних.

Незареєстрований акціонерний капітал

У 2015 році згідно з постановами Кабінету Міністрів України уряд випустив облігації внутрішньої державної позики на суму 29 700 млн грн в обмін на емісію нових акцій компанії. Облігації внутрішньої державної позики мають термін пога-шення у 2020 році і купонну ставку у розмірі 14,5% річних. Станом на 31 грудня 2015 року компанія продала ці облігації внутрішньої державної позики за грошові кошти, за ціною, яка дорівнює номіналу або вище.

Станом на 31 грудня 2015 року випущені нові акції не були зареєстровані та відображені у складі незареєстрованого акціонерного капіталу.

Частка прибутку до сплати у державний бюджет

Відповідно до Бюджетного кодексу України та Закону Украї-ни «Про управління об’єктами державної власності» компа-нія, як державне підприємство, повинна перераховувати

до державного бюджету 30% своїх чистих прибутків. За рік, який закінчився 31 грудня 2015 року, обов’язкова сума при-бутку сплачена у державний бюджет, становила 2 822 млн грн (2014: 156 млн грн).

Розподіл прибутку

Прибуток кожного звітного періоду, що доступний для роз-поділу власникам, визначається на основі даних фінансової звітності, підготовленої згідно з МСФЗ або Положеннями (стандартами) бухгалтерського обліку України. 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, розрахованого за даними фінансової звітності, підготовленої згідно із Поло-женнями (стандартами) бухгалтерського обліку України.

Протягом 2015 року група виплатила дивіденди у сумі 29 млн грн, що разом з сумою обов’язкового внеску частки прибутку до бюджету складає 2 851 мільйон гривень.

14. ПОЗИКИПозики групи були представлені таким чином:




Довгострокові

Банківські позики 34 825 26 199

Всього довгострокової частини

34 825 26 199

Короткострокові

Банківські позики 36 200 34 468

Фінансова оренда 21 48

Нараховані відсотки 773 546

Всього короткострокової частини

36 994 35 062

Всього 71 819 61 261

Ефективні відсоткові ставки і валюта позик були пред-ставлені таким чином:

У мільйонах укра-їнських гривень

31 грудня 2015 року 31 грудня 2014 року

Залишок % річних Залишок % річних

Гривні 24 462 20% 25 101 15%

Долари США 47 352 9% 36 085 9%

Євро 5 12% 75 12%

Всього 71 819 61 261

Застави

Усі позики групи були забезпечені станом на 31 грудня 2015 та 2014 років.

Позики групи були забезпечені такими видами застав:



Надходження від майбутніх продажів

122 918 108 603

Основні засоби (Примітка 6) 24 003 15 689Запаси (Примітка 9) 23 104 5 308Всього 170 025 129 600

Гарантії. Станом на 31 грудня 2015 року позики групи були гарантовані державою у сумі 20 539 млн грн (31 грудня 2014 року: 11 611 млн грн).

15. РЕЗЕРВИІнформація про рух резервів за роками була представлена таким чином:

У мільйонах українських гривеньРезерви на судо-

ві позови

Зобов’язання за виплатами працівникам

Резерв на виве-дення активів з

експлуатаціїІнші резерви Всього

Залишок станом на

31 грудня 2013 року 462 1 269 168 - 1 899

Нараховано за рік 360 116 11 - 487

Амортизація дисконту (Примітка 19) - 148 21 - 169

Використано або сплачено протягом року

(18) (108) (2) - (128)

Переведено до складу припиненої діяльності

- (58) (48) - (106)

Зміни в оцінках - 358 (8) - 350


31 грудня 2014 року 804 1 725 142 2 671

Довгострокові 16 1 725 125 - 1 866

Короткострокові 788 - 17 - 805

Нараховано у результаті об’єднання підприємств (Примітка 22)

- 676 820 4 298 5 794

Нараховано за рік 2 872 105 129 5 026 8 132

Амортизація дисконту (Примітка 19) - 253 34 - 287

Використано або сплачено протягом року

(158) (176) - - (334)

Зміни в оцінках - 451 267 - 718


31 грудня 2015 року 3 518 3 034 1 392 9 324 17 268

Довгострокові 527 3 034 1 211 - 4 772

Короткострокові 2 991 - 181 9 324 12 496


230 231

Резерви на судові позови

Група бере участь у низці судових розглядів в якості позивача або відповідача. Резерв на судові позови являє собою оцінку керівництвом вірогідного відтоку ресурсів групи, який може виникнути у разі негативного (несприятливого) рішення суду та арбітражних процедур.

Зобов’язання за виплатами працівникам

Компанії групи мають певні зобов’язання перед своїми пра-цівниками, визначені умовами колективних угод. Ці виплати 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, представ-лені таким чином:

2015 2014Номінальна ставка дисконтування, %

12,9-15,9 14,1-14,5

Довгострокова ставка інфляції, %

7,0 9,0

Номінальна ставка збіль-шення заробітної плати, %

7,7-20,2 7,0-15,0

Коефіцієнт плинності кадрів, %

1,9-5,4 2,0-8,9

Інформація про чутливість зобов’язань за виплатами праців-никам до змін в основних припущеннях представлена таким чином:

2015 2014

Збільшення/зменшення номінальної ставки дисконтування на 1%, %

(8,15)/9,44 (10,5)/11,9

Збільшення/зменшення номінальної ставки заробітної плати на 1%, %

5,63/(5,13) 10,0/(8,5)

Збільшення/зменшення коефіцієнту плинності кадрів на 1%, %

(4,25)/4,98 (3,9)/4,4

Наданий вище аналіз чутливості може не представляти фак-тичні зміни зобов’язання за пенсійним планом із визначеними виплатами, оскільки малоймовірно, що зміни у припущеннях відбуватимуться окремо одна від одної, оскільки деякі припу-щення можуть бути взаємопов’язаними.

Окрім того, у поданому вище аналізі чутливості теперішня вартість пенсійного зобов’язання із визначеними виплатами розраховувалась із використанням методу прогнозної кредит-ної одиниці на кінець звітного періоду, яка відповідає тій, яка

застосовувалась для розрахунку зобов’язання, визнаного у консолідованому звіті про фінансовий стан.

У порівнянні із попередніми роками не відбулося змін у ме-тодах та припущеннях, використаних для підготовки аналізу чутливості.

Резерв на виведення активів з експлуатації

Відповідно до вимог чинного законодавства група повинна провести рекультивацію земель, які зазнали змін у структурі рельєфу, екологічному стані ґрунтів і материнських порід та у гідрологічному режимі внаслідок проведення бурових, геологорозвідувальних, будівельних та інших робіт. Резерв на виведення активів з експлуатації являє собою теперішню вартість витрат на виведення з експлуатації нафтогазових активів.

Основні припущення, використані під час визначення суми резерву на виведення активів з експлуатації, були представлені таким чином:



Ставка дисконтування до оподаткування, %

12,9 18,0

Довгострокова ставка інфляції, %

7,0 9,0

Інші резерви

У зв’язку з несплатою та несвоєчасною сплатою рентної плати з боку ПАТ «Укрнафта» (2014: плата за користування надра-ми), податку на прибуток, ПДВ та дивідендів група нарахувала резерв на покриття збитків від можливих штрафів, пені та відсотків за несвоєчасну сплату.

16. АВАНСИ ОТРИМАНІ ТА ІНШІ КОРОТКОСТРОКОВІ ЗОБОВ’ЯЗАННЯАванси отримані та інші короткострокові зобов’язання групи були представлені таким чином:




Аванси за постачання природного газу

1 427 793

Аванси за транспортування природного газу

166 2 366

Інші аванси отримані 1 171 1 070Всього отриманих авансів 2 764 4 229Податки до сплати, крім по-датку на прибуток

8 909 744

Дивіденди до сплати 2 805 -




Податок на додану вартість до сплати

3 059 3 227

Зобов’язання за придбання основних засобів

1 025 1 061

Заробітна плата та відповідні соціальні нарахування до сплати

471 442

Зобов’язання, визнані за судовими розглядами

469 343

Резерв невикористаних відпусток працівників

260 269

Інші короткострокові зобов’язання

1 849 1 096

Всього 21 611 11 411

Станом на 31 грудня 2015 року податки до сплати, крім податку на прибуток, включали 8 230 млн грн зобов’язання з рентної плати. Рентна плата розраховується з врахуван-ням обсягу добутих сирої нафти, газового конденсату або природного газу та обсягу транспортування сирої нафти і природного газу.

Станом на 31 грудня 2015 року не існувало концентрації авансів отриманих (31 грудня 2014 року: 2 306 млн грн авансів отри-маних були від одного клієнта за послуги транспортування природного газу магістральними трубопроводами по території України).

Дивіденди до сплати станом на 31 грудня 2015 року являють собою зобов’язання перед акціонерами неконтрольованих часток ПАТ «Укрнафта».

17. СОБІВАРТІСТЬ РЕАЛІЗАЦІЇУ мільйонах українських гривень

2015 2014

Собівартість придбаного природного газу

66 054 69 587

Податки, крім податку на прибуток

23 715 4 967

Знос, виснаження і амор-тизація

19 735 5 174

Витрати на персонал та відповідні соціальні нара-хування

4 318 4 197

Собівартість придбаної нафти і нафтопродуктів

1 864 359

Витрати на транспортуван-ня нафти і газу

1 777 1 967

Витрати на ремонт та об-слуговування

1 219 667

Інше 4 045 1 102Всього 122 727 88 020

Рентна плата, включена до складу статті податків, крім податку на прибуток, розраховується з урахуванням обсягів добутих си-рої нафти, газового конденсату або природного газу та обсягів транспортування сирої нафти та природного газу.

До складу собівартості реалізації за 2015 рік включено витрати у сумі 745 млн грн, сутність яких може відрізнятися від юридич-ної форми згідно з первинними документами (Примітка 26). Щодо певних витрат первинна документація була вилучена представниками прокуратури України та керівництво групи розпочало корпоративне розслідування у 2016 році.

До складу собівартості реалізації включено витрати за роботи, виконані підрядниками, та спожиті запаси у сумі 334 млн грн, які виникли у першому кварталі 2014 року. У теперішнього керівництва групи немає достатніх доказів, які б підтвердили природу цих витрат, і група визнає їх як витрати у момент виникнення згідно з даними первинної документації. Щодо певних витрат у 2014 році були розпочаті кримінальні прова-дження, і первинна документація була вилучена представника-ми прокуратури.

18. ІНШІ ОПЕРАЦІЙНІ ВИТРАТИУ мільйонах українських гривень 2015 2014Зміни у резерві на судові позови та інших резервах (Примітка 15)

7 898 360

Збитки, понесені на окупованих територіях (Примітка 2)

2 142 7 203

Витрати на персонал та відповідні соціальні нарахування

2 076 1 129

Штрафи і пені 1 450 221Чистий рух резерву на знецінення торгової дебіторської заборгова-ності, передплат виданих та інших оборотних активів та прямі списання (Примітки 8,10,11)

1 385 2 387

Уцінка запасів до чистої вартості реалізації

1 050 494

Знос основних засобів 479 99Професійні послуги 317 130Збиток від вибуття основних засобів 289 7Витрати на дослідження, розробку та розвідку

239 184

Зменшення корисності ПДВ до від-шкодування

173 185

Благодійність та обслуговування активів соціальної інфраструктури

91 91

Знецінення грошових коштів 33 336Збитки, понесені в Криму - 5 809Зменшення корисності основних засобів

- 3 283

Інше 1 701 1 864Всього 19 323 23 782


232 233

Протягом 2015 року група визнала збитки, понесені на оку-пованих територіях, і уцінила запаси на суму 1 629 млн грн, списала ПДВ у сумі 635 млн грн та сторнувала резерв на знецінення торгової дебіторської заборгованості, передплат виданих та інших оборотних активів у сумі 122 млн грн.

Збитки, понесені на окупованих територіях Криму, Луганської і Донецької областей, були визнані групою внаслідок зброй-ної агресії Російської Федерації, включаючи окупацію Криму та військове вторгнення та окупацію Луганської і Донецької областей на початку 2014 року (Примітка 2).

До складу витрат на дослідження, розробку та розвідку включені витрати на геологічну розвідку у сумі 160 млн грн, які виникли у першому кварталі 2014 року. Група виплати-ла відповідні суми підрядникам на виконання цих робіт та визнала їх як витрати у момент виникнення згідно з даними первинної документації. Щодо цих витрат у 2014 році були розпочаті кримінальні провадження, і первинна документа-ція була вилучена представниками прокуратури.

До складу інших операційних витрат включено витрати на зберігання нафти, придбаної ПАТ «Укртранснафта», у сумі 222 млн грн за 2015 рік і 164 млн грн за 2014 рік. Керівництво групи вважає, що сума цих витрат є завищеною внаслідок пе-ревищення повноважень керівництвом дочірнього підприєм-ства. Як результат, у першій половині 2015 року керівництво дочірнього підприємства було змінено (Примітка 26).

19. ФІНАНСОВІ ВИТРАТИУ мільйонах українських гривень 2015 2014

Відсотки за банківськими позиками 9 298 6 535Збиток від первісного визнання дебіторської заборгованості, перед-плат за фінансові інструменти та безвідсоткові позики

883 98

Витрати з відсотків за реструктури-зованими податковими зобов’язан-нями

465 -

Амортизація дисконту за зобов’я-заннями за виплатами працівникам (Примітка 15)

253 148

Амортизація дисконту за резервом на виведення активів з експлуатації (Примітка 15) 34 21Витрати за єврооблігаціями - 1 256Відсотки за відстрочку платежу - 1 106Амортизація вартості емісії - 30Інші фінансові витрати 55 19Всього 10 988 9 213

До складу відсотків за відстрочку платежу включено відсотки за відстрочку оплат постачальнику природного газу.

20. ПОДАТОК НА ПРИБУТОККомпоненти витрат з податку на прибуток за роки, які закінчи-лися 31 грудня, були представлені таким чином:

У мільйонах українських гривень 2015 2014

Витрати з поточного податку на прибуток

3 008 821

Вигода з відстроченого податку на прибуток

(4 888) (3 621)

Вигода з податку на прибуток (1 880) (2 800)

Група сплачує податки в Україні. У 2015 та 2014 роках податок на прибуток підприємств в Україні стягувався із оподатковува-ного прибутку, за вирахуванням звільнених від оподаткування витрат, за ставкою у розмірі 18%.

Узгодження очікуваних та фактичних податкових нарахувань представлене таким чином:

У мільйонах українських гривень 2015 2014

Збиток до оподаткування від діяльно-сті, яка продовжується

(38 203) (77 447)

Податок на прибуток за встановленою ставкою у розмірі 18%

(6 877) (13 940)

Коригування відстроченого податку у результаті застосування ставок оподаткування, які відрізняються від податкових ставок, які діяли станом на 31 грудня 2015 року

- (121)

Вплив змін у податковому законодавстві

4 517 (149)

Податковий вплив статей, які не вра-ховуються для цілей оподаткування:– Витрати, які не враховуються для цілей оподаткування

1 191 8 553

– Доходи, які не оподатковуються (80) (206)Додатковий податок на прибуток, на-рахований за результатами програної судової справи

- 139

Зміна у сумі невизнаного відстрочено-го податкового активу

(631) 2 924

Вигода з податку на прибуток (1 880) (2 800)

У 2015 році набули чинності поправки до Податкового кодексу України (надалі – «Кодекс») стосовно визначення платника податку на прибуток підприємств. Згідно з цими поправками об’єкт оподаткування має визначатися на основі фінансових результатів до оподаткування згідно з обліковою концептуаль-ною основою, прийнятою підприємством (у випадку компа-нії, МСФЗ), скоригованих на визначений Кодексом перелік коригувань. Нова версія Кодексу не містить повного переліку тимчасових різниць, наявних у компанії до того, як ці поправки набули чинності. Так, певні тимчасові різниці були сторновані.

Материнська компанія та її дочірні підприємства є окремими платниками податків і, відповідно, відстрочені податкові активи та зобов’язання визнаються на індивідуальній основі. Відстро-чені податкові зобов’язання та активи, відображені у консолідо-ваному звіті про фінансовий стан після відповідного згортання, представлені таким чином:




Відстрочений податковий актив

- -

Відстрочене податкове зобов’язання

(85 154) (68 726)

Чисте відстрочене податко-ве зобов’язання

(85 154) (68 726)

У мільйонах україн-ських гривень

31 грудня 2014 рокуВизнано у складі

прибутку або збитку

Визнано у складі інших сукупних

доходів

Придбання у результаті об’єд-

нання підприємств (Примітка 22)


Основні засоби (72 337) 4 061 (20 907) (1 353) (90 536)Торгова дебіторська заборгованість

2 935 (2 941) - - (6)

Інвестиції в асоці-йовані та спільні підприємства

(473) 487 - - 14

Аванси отримані та інші короткостроко-ві зобов’язання

423 (25) - - 398

Резерви 345 1 085 130 814 2 374Запаси 299 2 047 - - 2 346Передплати видані та інші оборотні активи

73 (121) - - (48)

Торгова кредитор-ська заборгованість

5 (30) - - (25)

Інші необоротні активи

4 (5) - - (1)

Невикористані податкові збитки

- 330 - - 330

Чисте відстрочене податкове зобов’я-зання

(68 726) 4 888 (20 777) (539) (85 154)

Чисте відстрочене податкове зобов’язання станом на 31 грудня 2015 року представлене таким чином:


234 235

Станом на 31 грудня 2015 та 2014 років невизнані тимчасові різниці, які зменшують об’єкт оподаткування, та невикористані податкові збитки представлені таким чином:




Податкові збитки, перенесені на майбутні періоди

58 373 43 484

Резерви 2 753 469Торгова кредиторська забор-гованість

1 867 314

Торгова дебіторська заборго-ваність, передплати видані та інші оборотні активи

1 542 10 099

Запаси 181 14 157Основні засоби 57 62Інше 635 330

65 408 68 915

Відповідно до положень Податкового кодексу України нако-пичені податкові збитки групи станом на 31 грудня 2015 року можуть переноситися на наступні податкові періоди протягом необмеженого часу.

21. УМОВНІ ТА КОНТРАКТНІ ЗОБОВ’ЯЗАННЯ І ОПЕРАЦІЙНІ РИЗИКИПодаткове законодавство. Для податкового середовища в Україні характерні складність податкового адміністру-вання, суперечливі тлумачення податковими органами податкового законодавства та нормативних актів, які, окрім іншого, можуть збільшити фінансовий тиск на платників податків. Непослідовність у застосуванні, 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. Змушений вирішувати поточні економічні та політичні проблеми, уряд запровадив певні реформи у податковій системі України, прийнявши Закон України „Про внесення змін до Податкового кодексу України та деяких інших законодавчих актів України“, який набув чинності 1 січня 2015 року.

На думку керівництва, група виконала усі вимоги чинного по-даткового законодавства і на разі здійснює оцінку можливого впливу від запроваджених змін. Під час звичайної господар-

У мільйонах україн-ських гривень


Визнано у складі прибутку або збитку

Визнано у складі інших сукупних

доходів

Переведено до складу припиненої

діяльності


Основні засоби (18 314) 904 (55 254) 327 (72 337)


82 2 853 - - 2 935

Інвестиції в асоційова-ні та спільні підпри-ємства

(627) 116 38 - (473)


1 049 (626) - - 423

Резерви 261 21 63 - 345

Запаси 74 225 - - 299

Передплати видані та інші оборотні активи

6 67 - - 73

Торгова кредиторська заборгованість

6 (1) - - 5


(58) 62 - - 4

Чисте відстрочене податкове зобов’я-зання

(17 521) 3 621 (55 153) 327 (68 726)

Чисте відстрочене податкове зобов’язання станом на 31 грудня 2014 року представлене таким чином: ської діяльності група провадить операції, тлумачення яких можуть бути різними у групи та податкових органів. У тих випадках коли вірогідність відтоку фінансових ресурсів, пов’я-заних із такими операціями, є високою та сума може бути достовірно визначена, група нараховує резерв на покриття збитків від таких зобов’язань. Коли керівництво групи оцінює вірогідність відтоку фінансових ресурсів як ймовірну, група робить розкриття таких умовних зобов’язань.

Станом на 31 грудня 2015 року керівництво групи оцінило потенційний вплив таких операцій у загальній сумі 10 728 млн грн (2014: 6 175 млн грн):

• податок на прибуток підприємств у сумі 5 058 млн грн (2014: 3 122 млн грн) та відповідні пені у сумі 899 млн грн (2014: 863 млн грн);

• податок на додану вартість у сумі 2 433 млн грн (2014: 1 514 млн грн) та відповідні пені у сумі 786 млн грн (2014: 538 млн грн);

• податкові зобов’язання ПАТ «Укрнафта» у сумі 1 198 млн грн (2014: нуль);

• інші податки у сумі 354 млн грн (2014: 138 млн грн).

На думку керівництва групи, вірогідність того, що будь-яка з вищезазначених сум буде визнана до сплати, є низько-ю,тому, консолідована фінансова звітність групи не містить жодних забезпечень відносно цих операцій.

Група провадить операції зі своїми дочірніми підприєм-ствами. Існує вірогідність, що із подальшим роз’ясненням податкового законодавства в Україні та 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.

Починаючи з 1 вересня 2013 року, у Податковому кодексі України запроваджені нові правила визначення та застосу-вання справедливих ринкових цін, засновані на керівних принципах ОЕСР з трансфертного ціноутворення, унаслідок чого правила трансфертного ціноутворення («ТЦ») в Україні значно змінилися. Група експортує продукти нафтоперероб-ки 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 ТЦ. Частина підпри-ємств групи надали звіт про контрольовані операції відпо-відно до встановлених строків. Інша частина компаній групи підготували всю потрібну документацію про контрольовані операції відповідно до законодавства і планують надати звіти. Керівництво вважає, що група дотримується вимог ТЦ.

Позови до Арбітражного трибуналу. У червні 2014 року компанія звернулася до Арбітражного інституту Торгової палати Стокгольма із проханням винести арбітражне рішення

стосовно визначення ціни за договором купівлі-продажу при-родного газу між компанією та Газпромом. Компанія заявляє, що імпортні ціни на природний газ, який поставлявся у період 2010-2015 років, є завищеними. Імпортні ціни на природний газ, як передбачено договором купівлі-продажу природного газу, розраховуються із використанням формули. Компанія стверджує, що має контрактне право вимагати перегляд контрактної ціни для приведення її до ринкового рівня. Керів-ництво вважає, що станом на 31 грудня 2015 року компанія розрахувалась за всіма своїми зобов’язаннями за поставлений протягом 2010-2015 років природний газ, і вимагає компен-сації за надмірно сплачені суми у розмірі понад 14 мільярдів доларів США.

У червні 2015 року Газпром подав письмове заперечення відповідача і зустрічний позов, оновивши свою претензію і вимагаючи платежів на суму 31,8 мільярда доларів США (29,2 мільярда доларів США згідно з попереднім позовом) за природний газ, поставки якого Газпром не здійснив,але за який компанія начебто була зобов’язана сплатити відповідно до поточного договору (так званий принцип «бери або плати» згідно із договором купівлі-продажу природного газу), включно із заборгованістю за 2013-2014 роки. Керівництво не може пе-редбачити остаточний результат за цими позовами і не визнає жодного зобов’язання або забезпечень щодо цього питання.

У жовтні 2014 року компанія також звернулася до Стокгольмсь кого Арбітражного трибуналу із проханням вине-сти арбітражне рішення стосовно плати за транзит природно-го газу територією.

України згідно з договором на транзит природного газу між компанією і Газпромом. Фактична плата за транзит була розрахована для транзиту певних обсягів природного газу із Російської Федерації через територію України («базовий обсяг транзиту»). Витрати ПАТ «Укртрансгаз», українсько-го оператора магістральних газопроводів, є, в основному, фіксованими витратами і, таким чином, зменшення обсягів транзиту повинне спричинити вищий рівень плати за транзит на одиницю обсягу. Однак, беручи до уваги що фактичні обсяги транзиту за період 2010-2014 років були значно нижчими за базовий обсяг транзиту, рівень плати за транзит природного газу жодного разу не переглядався. Компанія вимагає компенсації за недоотримані доходи від міжнародного транзиту газу у розмірі 8,2 мільярда дола-рів США.16 жовтня 2015 року Газпром подав заперечення відповідача проти позову і зустрічну вимогу щодо сплати за обсяги газу балансування, які, згідно з позицією Газпрому, були використані компанією у період від липня 2014 року до жовтня 2015 року на загальну суму 5,9 мільйона доларів США та у невизначеному розмірі з 17 жовтня 2015 року до дати оплати у повному обсязі. 6 липня 2016 року Газпром подав своє заперечення та відповідь на зустрічний позов, обновивши свою вимогу про виплату відсотків за період з 1 вересня 2014 року до 6 липня 2016 року до 1 мільйона


236 237

доларів США та зберігаючи право на подачу додаткових зустрічних позовів після отримання рішення арбітражу за договором купівлі-продажу природного газу.

Судові позови. Час від часу у процесі звичайної господар-ської діяльності до групи висуваються певні претензії. У ви-падку якщо ризик відтоку фінансових ресурсів, пов’язаних із такими претензіями, вважається вірогідним, у складі ре-зерву на судові позови визнається відповідне зобов’язання (Примітка 15). Якщо, за оцінками керівництва, ризик відтоку фінансових ресурсів, пов’язаних із такими претензіями, є ймовірним, або суму витрат неможливо достовірно оцінити, резерв не визнається, а відповідна сума розкривається у консолідованій фінансовій звітності. Керівництво вважає, що воно сформувало забезпечення стосовно усіх суттєвих збитків у цій консолідованій фінансовій звітності.

Між групою і деякими постачальниками природного газу існують позови щодо обсягів та/або цін на природний газ, який постачається групі, та інші позови. Керівництво оцінює свої потенційні зобов’язання щодо таких позовів на рівні 1 380 млн грн (2014: 4 681 мільйон гривень). Керівниц-тво не може достовірно оцінити суму потенційних збитків за цими зобов’язаннями, якщо такі є.

Судовий спір із неконтролюючими акціонерами ПАТ «Укрнафта», стосовно виконання акціонерної угоди. У січні 2010 року Нафтогаз і неконтролюючі ак-ціонери, які володіють частками ПАТ «Укрнафта» (надалі – «Укрнафта»), уклали акціонерну угоду, яка, окрім іншого, визначала процедуру виборів голови правління, членів виконавчого органу, наглядової ради та кворуму для їхніх засідань. Згідно з акціонерною угодою голова правління має обиратися із кандидатів, номінованих акціонерами, які володіють неконтрольованими частками, 6 з 11 членів наглядової ради Укрнафти, включно з головою, мають но-мінуватися Нафтогазом, а решта 5 членів – акціонерами, які володіють неконтрольованими частками. Вважається, що засідання наглядової ради мають кворум за присутності 8 із 11 її членів. Фактично це було дозволено редакцією Закону України «Про акціонерні товариства», що була чинною до березня 2015 року. Однак, у результаті внесення подаль-ших поправок до цього закону у березні 2015 року, кворум для засідань наглядових рад було зменшено до простої більшості голосів.

Згідно з акціонерною угодою будь-який спір, який виникає у зв’язку з нею, має вирішуватись виключно Лондонським міжнародним арбітражним судом, а акціонерна угода ре-гулюється законодавством Великобританії. У червні 2015 року неконтролюючі акціонери Укрнафти подали позов до Лондонського міжнародного арбітражного суду із вимогою (1) визнати акціонерну угоду чинною і як таку, яка має за-конну силу, і (2) зобов’язати Нафтогаз дотримуватись умов акціонерної угоди навіть у тих випадках, коли положення

акціонерної угоди суттєво обмежують права Нафтогазу як контролюючого акціонера у порівнянні із обсягом прав, передбачених Законом.

Невизначеність стосовно здатності ПАТ «Укрнафта» продовжувати свою діяльність на безперервній ос-нові. Беручи до уваги недавнє зменшення цін на нафту, накопичену заборгованість перед державним бюджетом із 2014 року у сумі 17 473 млн грн станом на 31 грудня 2015 року, обмежену можливість стягнути дебіторську забор-гованість та розрахуватися за передплатами виданими у розмірі 17 144 млн грн станом на 31 грудня 2015 року, Укрнафта не мала достатньо коштів для фінансування своїх потреб в оборотному капіталі та погашення податко-вих платежів при настанні їх строку. Відповідно, станом на 31 грудня 2015 року Укрнафта мала негативні показники оборотного капіталу і понесла збиток за рік, який закінчив-ся на зазначену дату.

Державна фіскальна служба України ініціювала процес тимчасового призупинення дії ліцензій на видобуток нафти і газу та наклала арешт на активи Укрнафти, у якості податкової застави за неврегульованими зобов’язаннями. Ці заходи обмежують Укрнафту у її діяльності щодо прода-жу активів, однак, не впливають на її здатність продовжу-вати операційну діяльність. У березні 2016 року Укрнафта оголосила про свій намір розпочати досудовий процес фінансової санації (еквівалент процесу відповідно до глави «Глави 11») для юридичного обмеження здатності креди-торів, які прострочили виплати, примусово вимагати пога-шення. План фінансової санації, окрім іншого, передбачає 12-місячний період для Укрнафти та її кредиторів, включно з Державною фіскальною службою України як основного кредитора, для узгодження реструктуризації її зобов’я-зань. Початок дії плану фінансової санації залежить від попереднього погодження наглядовою радою Укрнафти та затвердження рішенням загальних зборів акціонерів Укрнафти, кредитного комітету та відповідного судового рішення. Жодне із вищезазначених погоджень та рішень не було отримано на момент підготовки цієї консолідова-ної фінансової звітності.

Керівництво та аудитори Укрнафти провели оцінку щодо здатності компанії продовжувати свою діяльність на безпе-рервній основі та позиції її ліквідності на основі прогноз-них грошових потоків від операційної діяльності до червня 2017 року. Істотні професійні судження було застосовано щодо прогнозу обсягів видобутку нафти і газу та цін про-дажу. Незважаючи на описані вище суттєві невизначеності і враховуючи заходи, які вживає керівництво Укрнафти для покращення позиції ліквідності, виробничої діяльності та продажів, керівництво групи вважає, що застосування припущення щодо здатності Укрнафти продовжувати свою діяльність на безперервній основі, є обґрунтованим для цілей цієї консолідованої фінансової звітності.

Можлива передача частки володіння Компанії у дочір-ніх підприємствах державі. У 1998 році, після створення компанії, уряд України зробив внесок до акціонерного капіталу компанії у вигляді певних акцій акціонерних товариств. Цими акціонерними товариствами були АТ «Ма-гістральний трубопровід «Дружба» і АТ «Придніпровський магістральний трубопровід», які були реорганізовані у 2001 році у АТ «Уктранснафта», АТ «Укрспецтрансгаз», Націо-нальне АТ «Чорноморнафтогаз», АТ «Укрнафта» та п’ятдесят чотири регіональні газорозподільні підприємства.

Уряд України може передавати право володіння або контролю над усіма або частиною володіння компанії у цих акціонерних товариствах та/або інших державних підприємствах зі зберігання та транспортування нафти та газу іншим компаніям або державним агентствам, 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 державно-го майна, яке не підлягає приватизації» (надалі – «Угода») із Фондом державного майна України і отримала нафтога-зову транспортну систему під свій операційний контроль. Угода була підписана на один рік, і строк її дії подовжу-ється автоматично на один рік, якщо її не буде розірвано шляхом направлення повідомлення з боку однієї зі сторін, і вона є обов’язковою для виконання правонаступника-ми кожної зі сторін. Історично дія угоди подовжувалася автоматично, оскільки жодна зі сторін не ініціювала її розірвання. Оскільки державне майно, яке не підлягає приватизації, формує основну частину господарської ді-яльності групи, то майбутні операції та фінансові результа-ти діяльності групи залежать від подовження дії Угоди. На думку керівництва компанії, група продовжуватиме свою діяльність із цим майном у найближчому майбутньому.

Згідно з вимогами угоди, від компанії вимагається, окрім іншого, управляти магістральними та розподільними на-фто– та газопроводами, які знаходяться у власності держави Україна, підтримувати державне майно у належному робо-чому стані та передавати 50% частку прибутків, отриманих від використання цих активів, державі. Суму таких перера-хувань можна зменшити на суму капітальних інвестицій у ці активи. В угоді не передбачено механізм таких розрахунків та історично група не здійснювала жодних виплат державі стосовно використання цих активів. Група вважає, що якби механізм розрахунку державної частки у прибутках від використання цих активів був визначений, капітальні інвес-тиції, здійснені групою, 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 консолідованій фінансовій звітності.

Ліцензії. Держава контролює діяльність із розвідки та видобування нафти і газу в Україні шляхом видачі відпо-

відних ліцензій. Згідно з поточним законодавством окремі ліцензії видаються на розвідку, розробку та видобування на кожному нафтогазовому родовищі. Окремі ліцензії видаються на транспортування, постачання та зберігання нафти і газу. Ліцензії видаються на період від двох до двад-цяти років, і можуть бути подовжені на той самий період.

Деякі ліцензії на провадження діяльності з розвідки, розробки і видобутку були передані як внесок у спільні операції. Однак, це не допускається згідно з чинним зако-нодавством і держава має право призупинити дію таких ліцензій. Наразі дія жодної ліцензії групи не була призупи-нена з цієї причини і не існує судових позовів щодо цього питання. Керівництво групи вважає, що в найближчому майбутньому дія ліцензій не буде призупинена.

Капітальні контрактні зобов’язання. Контрактні зобов’я-зання на придбання основних засобів, а також на розвідку та розробку нафтогазових родовищ становили 144 млн грн станом на 31 грудня 2015 року (31 грудня 2014 року: 400 млн грн).

22. ОБ’ЄДНАННЯ ПІДПРИЄМСТВСтаном на 31 грудня 2015 та 2014 років група утримувала частку у розмірі 50% + 1 акція у правах голосу в ПАТ «Укр-нафта».

У березні 2015 року, згідно зі змінами до Закону України «Про акціонерні товариства», кворум для загальних зборів акціонерів було знижено з 60%+1 акція до 50%+1 акція. Після внесення цих змін було призначено нову наглядову раду ПАТ «Укрнафта» 22 липня 2015 року. Починаючи з цієї дати, компанія має одноосібне право проводити закон-ні загальні збори акціонерів ПАТ «Укрнафта».

Після внесення цих змін, на думку керівництва компанії, було відновлено контроль над ПАТ «Укрнафта». Відпо-відно, інвестицію у ПАТ «Укрнафта» було переведено з інвестиції в асоційовані підприємства до інвестицій у дочірні підприємства, починаючи із цієї дати (Примітка 27). У результаті переоцінки раніше утримуваної інвестиції в дочірньому підприємстві до справедливої вартості на дату придбання був визнаний збиток у сумі 1 430 млн грн у кон-солідованому звіті про прибутки або збитки (Примітка 7), а раніше визнана частка в інших сукупних доходах у сумі 116 млн грн була переведена до накопиченого дефіциту у консолідованому звіті про зміни у власному капіталі.

У таблиці нижче подано зведену інформацію про попе-редню справедливу вартість отриманих чистих активів на дату відновлення контролю. Справедлива вартість усіх активів та зобов’язань визначалася керівництвом. Керів-ництво надалі знаходиться в процесі остаточного визна-чення справедливої вартості активів та зобов’язань ПАТ «Укрнафта».


238 239

У мільйонах українських гривеньСтаном на 22 липня 2015 року

Основні засоби (Примітка 6) 13 113Інвестиції у спільні підприємства (Примітка 7)

197

Інші необоротні активи 3 716Запаси 2 358Торгова дебіторська заборгованість (за вирахуванням резерву на знеці-нення у сумі 345 млн грн та неаморти-зованого дисконту у розмірі 245 млн грн)

8 423

Передплати видані та інші оборотні активи (за вирахуванням резерву на знецінення у сумі 3 513 млн грн)

5 149

Грошові кошти та залишки на банків-ських рахунках

654

Резерви (Примітка 15) (5 794)Відстрочені податкові зобов’язання (Примітка 20)

(539)

Торгова кредиторська заборгованість (1 520)Аванси отримані та інші короткостро-кові зобов’язання

(12 786)

Податок на прибуток підприємств до сплати

(918)

Справедлива вартість 100% придбаних чистих активів

12 053

50%–1 акція неконтрольованих часток

(7 127)

Частка придбаних чистих активів 4 926Вартість придбання:Справедлива вартість раніше утримуваної частки (50%+1 акція)

4 926

Гудвіл -Рух грошових коштів у результаті придбання дочірнього підприєм-ства:Грошові кошти та їх еквіваленти дочірнього підприємства

654

Неконтрольована частка являє собою частку чистих ак-тивів дочірнього підприємства, яка належить власникам неконтрольованих часток.

Станом на 22 липня 2015 року аванси отримані та інші ко-роткострокові зобов’язання включали дивіденди до сплати, які належать власникам неконтрольованих часток, у сумі 2 201 мільйон гривень.

Дохід від реалізації та чистий збиток ПАТ «Укрнафта», включені до консолідованої фінансової звітності від дати придбання, становили 10 494 млн грн та 4 498 млн грн, від-повідно. Якби операція придбання була завершена на 1 січня 2015 року, доходи групи були б на 18 269 млн грн біль-шими, а чистий збиток групи був би на 2 446 млн грн більшим.

23. УПРАВЛІННЯ ФІНАНСОВИМИ РИЗИКАМИДля діяльності групи характерна низка фінансових ризиків: рин-ковий ризик (у тому числі валютний ризик та ризик відсоткових ставок), ризик концентрації, кредитний ризик та ризик ліквід-ності. Група переглядає та узгоджує свою політику управління ризиками для мінімізації негативного впливу цих ризиків на фінансові показники діяльності групи.

Основні категорії фінансових інструментів представлені таким чином:


Примітки31 грудня 2015 року



10 33 601 15 489


8 5 209 3 309

Передплати видані та інші оборотні активи

11 1 226 588

Грошові кошти та за-лишки на банківських рахунках

12 11 796 4 535

Грошові кошти, обме-жені у використанні

600 394

Всього фінансових активів

52 432 24 315

Позики 14 (71 819) (61 261)Торгова кредиторська заборгованість

(19 895) (10 489)


16 (2 903) (1 772)

Інші довгострокові зобов’язання

(227) (323)

Всього фінансових зобов’язань

(94 844) (73 845)

Ринковий ризик. Для групи характерний вплив ринкових ризиків. Ринкові ризики виникають із відкритих позицій в (a) іноземних валютах, (б) активах та зобов’язаннях, за якими нараховуються відсотки, та (в) інвестиціях, усі з яких зазнають впливу від загальних та специфічних ринкових змін.

Валютний ризик. Група провадить свою операційну діяльність на території України, і її залежність від валют-ного ризику визначається, головним чином, необхідністю придбання природного газу у іноземних постачальників, яке деномінується у доларах США. Група також отримує позики в іноземних валютах. Група не здійснює хеджуван-ня своїх валютних позицій.

У таблиці нижче розкривається інформація про чутливість при-бутку 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, деноміно-ваних в валютах, окрім функціональної валюти компаній групи.

У мільйонах українських гривень31 грудня 2015 року 31 грудня 2014 року

Долари США

Євро Інші валютиДолари

СШАЄвро Інші валюти

Грошові кошти, обмежені у використанні 600 - - 394 - -Грошові кошти та залишки на банківських рахунках

3 380 1 000 29 507 71 9

Банківські депозити 143 1 733 - 94 1 124 -Торгова дебіторська заборгованість 5 753 2 108 - 2 356 - -Передплати видані та інші оборотні активи 154 1 - 495 4 -Інші необоротні активи - 211 - 2 176 81 -Позики (47 352) (5) - (36 085) (75) -Торгова кредиторська заборгованість (11 764) (2 014) - (7 107) (120) (2)Аванси отримані та інші короткострокові зобов’язання

(484) (46) (4) (363) - (96)

Чиста (коротка) довга валютна позиція (49 570) 2 988 25 (37 533) 1 085 (89)

У мільйонах українських гривеньСтаном на 31 грудня 2015 року

Вплив на прибуток або збиток

Вплив на власний капітал

Вплив на прибуток або збиток

Вплив на власний капітал

Зміцнення долару США на 10% (4 957) (4 957) (3 753) (3 753)Послаблення долару США на 10% 4 957 4 957 3 753 3 753Зміцнення євро на 10% 299 299 109 109Послаблення євро на 10% (299) (299) (109) (109)

Ризик зміни відсоткових ставок. Зазвичай група не має істотних активів, за якими нараховуються відсотки, і її доходи та рух грошо-вих коштів від операційної діяльності, в основному, не залежать від змін ринкових відсоткових ставок. Ризик групи щодо зміни відсоткових ставок виникає від позик, отриманих за плаваючими відсотковими ставками. Позики за фіксованими ставками ство-рюють для групи ризик зміни справедливої вартості відсоткових ставок.

Група залучає позики, головним чином, за фіксованими ставками.

Діяльність із запозичень переглядається під час складання бю-джету на календарний рік. Довгострокова інвестиційна діяльність і пов’язане з нею фінансування розглядаються окремо, і для них необхідно отримати узгодження від уряду України.

Інформація про терміни погашення та ефективні відсоткові ставки фінансових інструментів розкривається далі у цій Примітці.

Ризик концентрації. Для групи властивий ризик концентрації щодо доходів від транспортування газу, інших короткостро-кових зобов’язань та торгової кредиторської заборгованості, оскільки 54% торгової кредиторської заборгованості станом на 31 грудня 2015 року (31 грудня 2014 року: 54% від усіх авансів

отриманих (Примітка 16) та 50% від усієї торгової кредиторської заборгованості) становили торгову кредиторську заборгова-ність перед одним постачальником. Інформацію про концен-трацію доходів із транспортування природного газу розкрито у Примітці 4.

Кредитний ризик. Група приймає на себе кредитний ризик, який являє собою ризик того, що одна сторона за фінансовим інстру-ментом 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. Політика групи полягає у тому, що клієнти, які бажають здійснювати оплату на кредитних умовах, ма-ють пройти перевірку на платоспроможність. Суттєві непогашені залишки також переглядаються на постійній основі. Водночас, Група повинна дотримуватися державних нормативних вимог як надійний постачальник природного газу населенню та державним підприємствам незалежно від того, виконують вони свої зобов’я-зання чи ні.

Група формує резерв на знецінення, який є оцінкою понесених збитків стосовно торгової дебіторської заборгованості. Основною

Залежність групи від валютного ризику представлена на основі балансової вартості відповідних валютних активів та зобов’язань таким чином:


240 241

частиною цього резерву є компонент збитку, який стосується індивідуально суттєвих ризиків.

Максимальна сума кредитного ризику станом на 31 грудня 2015 року становила 52 432 млн грн (31 грудня 2014 року: 24 315 млн грн).

Група не утримує жодного забезпечення для покриття своїх кре-дитних ризиків.

Ризик ліквідності. Зважене управління ліквідністю передбачає наявність достатніх грошових коштів та достатність фінансу-вання для виконання чинних зобов’язань по мірі їх настання. Метою групи є підтримання балансу між безперебійним фінан-суванням та гнучкістю у використанні кредитних умов, наданих постачальниками та банками. Передплати зазвичай використо-вуються 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 ліквід-ності залежно від їх очікуваного погашення. Група має програ-ми капітального будівництва, які фінансуються як за рахунок чинних потоків грошових коштів від господарської діяльності, так і за рахунок запозичених коштів. Запозичені кошти також використовуються для фінансування потреб групи в оборотному капіталі.

У таблиці нижче наведено аналіз фінансових зобов’язань групи, розподілених на групи за відповідними термінами погашення, на основі залишкового періоду на звітну дату до терміну пога-шення за договорами. Суми, які розкриваються у таблиці, є не-дисконтованими потоками грошових коштів за основною сумою боргу та відсотків. Аналіз фінансових зобов’язань за термінами погашення станом на 31 грудня 2015 року був представлений таким чином:


До 6 міся-

ців

6-12 міся-

ців

1-2 роки

2-5 років

Біль-ше 5

роківВсього

Позики 25 369 17 982 17 510 27 881 - 88 742

Інші довго-строкові зо-бов’язання

- - 223 - - 223

Торгова кредитор-ська забор-гованість

19 895 - - - - 19 895

Аванси отримані та інші коротко-строкові зо-бов’язання

2 256 647 - - - 2 903

Всього 47 520 18 629 17 733 27 881 - 111 763

Аналіз фінансових зобов’язань за термінами погашення станом на 31 грудня 2014 року був представлений таким чином:


До 6 міся-

ців

6-12 міся-

ців

1-2 роки

2-5 років

Біль-ше 5

роківВсього

Позики 29 921 8 921 15 017 14 077 - 67 936

Інші дов-гострокові зобов’язання

- - 323 - - 323

Торгова кре-диторська заборгова-ність

10 670 - - - - 10 670

Аванси отримані та інші корот-кострокові зобов’язання

1 772 - - - - 1 772

Всього 42 363 8 921 15 340 14 077 - 80 701

Співвідношення власних та залучених коштів. Аналогічно іншим підприємствам галузі, група здійснює моніторинг капіталу на основі співвідношення власних та залучених коштів. Цей коефіцієнт розраховується як чистий борг, поділений на загальний капітал під управлінням. Чистий борг розраховується як сума позик (короткострокових і довгострокових, які відображено у консолідованому звіті про фінансовий стан), за вирахуванням грошових коштів та їх еквівалентів. Загальна сума капіталу в управлінні дорівнює сумі власного капіталу, як відображено у консолідованому звіті про фінансовий стан.

Співвідношення власних та залучених коштів на кінець звітного періоду було представлене таким чином:




Всього позик (Примітка 14) 71 819 61 261

За вирахуванням: Грошових коштів та їх еквівалентів (Примітка 12)

(9 261) (3 314)

Всього чистого боргу 62 558 57 947

Всього власного капіталу 450 458 356 978

Співвідношення власних та залучених коштів

0,14 0,16

24. СПРАВЕДЛИВА ВАРТІСТЬМСФЗ визначає справедливу вартість як ціну, яка була б отри-мана за продаж активу або сплачена за передачу зобов’язан-ня у звичайній операції між учасниками ринку на дату оцінки.

Очікувана справедлива вартість визначалась групою із ви-користанням доступної ринкової інформації, коли вона існує, а також відповідних методик оцінки. Однак, для визначен-ня 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 консолідованій фінансовій звітності, не обов’язково

вказують на суми, які група могла б реалізувати у ринковому обміні від операції продажу своєї повної частки у конкретному інструменті або сплатити під час передачі зобов’язань.

Справедлива вартість фінансових активів та фінансових зобов’язань групи, які оцінюються за справедливою вар‑тістю на постійній основі, і справедлива вартість основних засобів.

Інвестиції, доступні для продажу, та основні засоби групи оці-нюються за справедливою вартістю на кінець кожного звітно-го періоду. У наведеній нижче таблиці подається інформація про способи визначення справедливої вартості цих активів (зокрема, методики оцінки та використані вхідні дані):

31 грудня 2015 рокуУ мільйонах українських гривень

Рівень 2 Рівень 3 Усього

Основні засоби 152 715 408 035 560 750Всього 152 715 408 035 560 750

31 грудня 2014 рокуУ мільйонах українських гривень

Рівень 2 Рівень 3 Усього

Основні засоби 132 168 317 323 449 491Всього 132 168 317 323 449 491

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 поточними 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 коригуються з урахуванням різниць в основних параметрах (таких як площа нерухомості). Основним параметром, який використовується при цій методиці оцінки, є ціна квадратного метру нерухомості.

Основні засоби 2

Справедлива вартість технологічної нафти і газу визначається шляхом застосування ринкової вартості нафти і газу на кінець звітного періоду до обсягів технологічної нафти і газу. Основними параметрами, які використову-ються при цій методиці оцінки, є ринкова вартість на нафту й газ на кінець звітного періоду. Ринкова ціна тех-нологічного газу дорівнює ринковій вартості газу, за вирахуванням витрат на його викачку та транспортування до точки продажу. Ринкова ціна технологічної нафти дорівнює ринковій ціні, опублікованій агентством Platts для контрагентів чорноморського та середземноморського басейнів, за вирахуванням витрат на логістику.

У таблиці нижче наведено інформацію про основні засоби, визнані за справедливою вартістю після первісного визнання із використанням ієрархії справедливої вартості:

Протягом року не було переміщень між Рівнем 2 та Рівнем 3.


242 243

ОписГрупа активів

Методика оцінки

Вхідні дані, які не піддаються спостереженню

Діапазон вхідних даних, які не піддаються спостереженню

Взаємозв’язок між ключо-вими вхідними даними, які не піддаються спо-стереженню, та оцінкою справедливої вартості

Газотран-спортна систе-ма та схови-ща газу

Трубопрово-ди і супутнє обладнання

Будівлі

Машини та обладнання


Метод вартості заміщення із використан-ням дохідного методу для визначення економічного старіння

Дата впровадження системи стимулю-ючого тарифоутво-рення

Регуляторна база активів (РБА) починає діяти у 2015 році для послуг транспортування і у 2018 році для послуг зберігання

Чим пізніше буде впро-ваджено стимулююче тарифоутворення, тим менша справедлива вартість

Рівень дохідності за регуляторною базою активів

15,13%Чим вища ставка, тим вища справедлива вартість

Номінальна середньозважена вартість капіталу для грошових потоків, деномінованих у доларах США

10,59%

Чим вища середньозва-жена вартість капіталу, тим менша справедлива вартість

Активи з видобутку газу


Нафтогазові активи

Будівлі



Метод вартості заміщення з використан-ням дохідного методу для визначення економічного старіння

Залишковий період з видобутку природно-го газу, років (на ос-нові підтверджених та вірогідних запасів, визначених незалеж-ним експертом)

0-50

Чим менший період, тим менша справедлива вартість внаслідок нижчих залишкових строків використання активів з видобутку

Ціна реалізації при-родного газу

Ринкова ціна для періоду з 2016 року до першого кварталу 2017 року формується на основі прогнозних цін на природний газ на німецькому віртуальному пункті торгівлі газом, за вираху-ванням транспортних витрат до українського західного кордону. Ринкова ціна для подальших періодів формується на основі прогнозних цін на природний газ на німецькому віртуальному пункті торгівлі газом, за вираху-ванням транспортних витрат до українського кордону

Чим вища ціна реалізації газу, тим вища справедли-ва вартість

Довгостроковий про-гноз рентної плати

Природний газ –29%Нафтовий і газовий конденсат – 45%

Чим вища ставка, тим мен-ша справедлива вартість

Номінальна середньозважена вартість капіталу для грошових потоків, деномінованих у гривні

21,04%


Газотран-спортна система та сховища газу


Будівлі



Метод вартості заміщення із використан-ням дохідного методу для визначення економічного старіння

Кумулятивний фактор фізичного та функціонального зносу

0,75Чим вищий фактор, тим менша справедлива вартість

Номінальна серед-ньозважена вар-тість капіталу для грошових потоків, деномінованих у гривні

17,08%


Справедлива вартість фінансових активів та фінансових зобов’язань, які не оцінюються за справедливою вартістю на постійній основі (але розкриття інформації про справедливу вартість є обов’язковим).

За виключенням викладеного у таблиці нижче, на думку керівництва групи, балансова вартість фінансових активів та фінансових зобов’язань, визнана у консолідованій фінансовій звітності, приблизно дорівнює їхній справедливій вартості внаслідок їхньої короткострокової природи:


31 грудня 2015 року 31 грудня 2014 року

Балансова вартість Справедлива вартість Балансова вартість Справедлива вартістьПозики 71 819 71 213 61 261 59 438Всього 71 819 71 213 61 261 59 438

Справедлива вартість фінансових активів та фінансових зобов’язань, які не оцінюються за справедливою вартістю на постійній основі (але розкриття інформації про справедливу вартість є обов’язковим)

25. ПОДІЇ ПІСЛЯ ЗВІТНОГО ПЕРІОДУЗміна системи ціноутворення за послуги транспортуван-ня природного газу. З 1 січня 2016 року була запроваджена нова система тарифного регулювання. Якщо раніше тарифи за транзит газу встановлювалися шляхом переговорів між двома сторонами, то зараз Україна впроваджує європейську систему, згідно з якою регулятор (НКРЕКП) встановлює тарифи тран-спортування для точок входу/виходу. Згідно із Законом України «Про ринок природного газу», тарифи за транспортування природного газу регулюються державою і встановлюються НКРЕКП як загальнодержавним регулятором у сфері енергети-ки. Україна змінила свою політику ціноутворення за послуги транспортування газу для гармонізації законодавства України з європейськими енергетичними нормативно-правовими актами.

НКРЕКП встановила тарифи для усіх точок входу на одному рівні у розмірі 12,47 долара США за 1 000 кубічних метрів, без ПДВ, та різні тарифи для точок виходу, із мінімальним на рівні 16,74 долара США за 1 000 кубічних метрів, без ПДВ, та максимальним на рівні 32,80 долара США за 1 000 кубічних метрів, без ПДВ.

До винесення рішення Арбітражного інституту Торгової палати Стокгольма група застосовує тарифи на транспортування природного газу для Газпрому, встановлені у чинному договорі про транзит газу (Примітка 21).

Затвердження Плану реструктуризації системи корпора-тивного управління. У липні 2016 року Кабінет Міністрів Украї-ни затвердив План реструктуризації системи корпоративного

управління, в якому викладено заходи та етапи реструктуриза-ції групи та галузі, у тому числі, але не обмежуючись, такі:

• переведення активів із виробництва та постачання природ-ного газу від Міністерства енергетики та вугільної промисло-вості України до інших державних органів управління;

• розробка законів та нормативно-правових актів згідно з вимогами європейських нормативно-правових актів у сфері енергетики стосовно розмежування діяльності із транспор-тування та зберігання природного газу та концесійної угоди про транспортування газу;

• передача активів із транспортування природного газу до но-вого оператора системи транспортування протягом 30 днів після оголошення рішення арбітражного трибуналу Арбіт-ражним інститутом Торгової палати Стокгольма стосовно позовів між компанією та Газпромом (Примітка 21);

• окрім того, План передбачає певні кроки для реформування діяльності зі зберігання природного газу, включно із техніч-ним аналізом потужностей для підземного зберігання для розробки найефективнішої бізнес-моделі для такої діяльно-сті та створенням оператора системи зберігання природно-го газу під управлінням Міністерства енергетики та вугільної промисловості України.

Призначення наглядової ради. У квітні 2016 року, офіційним рішенням Міністерства економічного розвитку та торгівлі, була сформована нова наглядова рада компанії. Наглядова рада складається із п’яти членів: трьох незалежних директорів та двох представників уряду України.

У таблиці нижче подано інформацію про способи визначення справедливої вартості позик (зокрема, методики оцінки та використані вхідні дані):

Зобов’язан-ня

Ієрархія справедливої вартості

Методики оцінки та основні вхідні дані

Позики 2

Дисконтовані потоки грошових коштів.

Майбутні потоки грошових коштів оцінюються на основі вхідних даних, які піддаються спосте-реженню, прямо або опосередковано, і оцінки із використанням однієї або більше котируваних цін у звичайних операціях на ринках, які не вважаються активними. Справедлива вартість позик визначалась із застосуванням діапазону відсоткових ставок для позик, деномінованих у гривні, від 18,4% до 27,8% річних (31 грудня 2014 року: від 17,0% до 20,0% річних) та для позик, деномінованих у доларах США, від 7,1% до 12,0% річних (31 грудня 2014 року: від 9,5% до 12,0% річних).


244 245

Додатково, наглядова рада запроваджує комітети з аудиту, професійної етики, призначень та винагороди, а також створює і контролює функції, відповідальні за дотримання нормативних вимог, з управління ризиками та запобігання корупції.

Розмежування зобов’язань («unbundling»). У липні 2016 року Кабінет Міністрів України затвердив Постанову «Про відокремлення діяльності з транспортування та зберігання (закачування, відбору) природного газу», яка передбачає підготовку плану реструктуризації Нафтогазу, направлену на розмежування діяльності операторів системи транспортування та зберігання. Планом передбачено створеннянового підпри-ємства, АТ «Магістральні трубопроводи України» (МТУ), для прийняття на себе зобов’язань із транспортування природного газу. МТУ буде контролюватись державою через Міністерство енергетики та вугільної промисловості України, яке здійсню-ватиме управління акціонерним капіталом МТУ без втручання інших міністрів або Прем’єр-міністра. Відповідні зміни у законо-давстві будуть прийняті парламентом та урядом. Пропонова-ний план передбачає, що активи із транспортування природ-ного газу будуть передані новому оператору газотранспортної системи лише після винесення остаточного рішення щодо позовів між Нафтогазом та Газпромом Арбітражним інститутом Торгової палати Стокгольма (Примітка 21).

Затверджений план встановлює низку заходів для забезпечен-ня ефективного використання підземних газових сховищ, які знаходяться у власності держави Україна, включно з створенням новогопідприємства, АТ «Підземні газові сховища України», після поглибленої оцінки підземних сховищ для розробки оптималь-ної стратегії використання та управління. Аналогічно, активи зі зберігання природного газу мають бути передані новому під-приємству після винесення остаточного арбітражного рішення щодо позовів між Нафтогазом та Газпромом. Необхідні правові дії і заходи мають бути вчинені протягом 2016-2017 років.

Передбачається, що ПАТ «Укртрансгаз» залишиться під контр-олем Нафтогазу, поки не будуть відчужені його непрофільні ак-тиви та вирішені усі спірні питання, пов’язані із підприємством.

Частка прибутку до сплати у державний бюджет. У 2016 році загальні збори акціонерів, проведені деякими дочірніми під-приємствами компанії, оголосили і повністю розподілили при-бутки та здійснили відповідні оплати до державного бюджету в сумі 1 021 мільйон гривень.

Судові претензії. У 2016 році Київський господарський суд ухвалив рішення на користь ПАТ «Укртранснафта» за його позовом проти трьох приватних нафтопереробних заводів, які зберігали сиру нафту, яка належить групі. Угоди про орен-ду нафтосховищ, підписані попереднім керівництвом ПАТ «Укртранснафта», були оголошені недійсними. На дату цієї консолідованої фінансової звітності сира нафта, яка належить групі, зберігалась на вищезазначених приватних нафтопере-робних заводах.

У липні 2016 року ПАТ «Укргазвидобування» звернулось з про-ханням винести арбітражне рішення за правилами Арбітраж-ного інституту Торгової палати Стокгольма про припинення угоди про спільну діяльність із компанією Misen Enterprises AB (ТОВ «Карпатигаз») і відшкодування збитків. Група наразі проводить оцінку понесених збитків для визначення суми ком-пенсації. ПАТ «Укргазвидобування» також розглядає варіанти щодо розірвання усіх інших угод про спільну діяльність.

Судовий розгляд щодо відшкодування активів у Криму. У лютому 2016 року група офіційно ініціювала переговірний процес стосовно втрати активів у Криму, надіславши скаргу на Російську Федерацію у рамках дії двостороннього інвестиційно-го договору. Шестимісячний період переговорів закінчується у серпні 2016 року. Цей переговірний процес є передумовою для початку арбітражного процесу щодо інвестиційного договору.

Погашення кредитів і подовження строків кредитування. У 2016 році група отримала і повністю погасила відновлю-вальну кредитну лінію у сумі 300 мільйонів доларів США від Європейського банку реконструкції та розвитку на придбання природного газу на західному кордоні України. Строк дії кре-дитної лінії спливає у 2018 році, і група збирається використати ці кошти для накопичення природного газу на наступні опалю-вальні сезони. Станом на дату цієї консолідованої фінансової звітності непогашений залишок за другим траншем, отрима-ним у липні 2016 року, становить 3 921 мільйон гривень.

Окрім того, після 31 грудня 2015 року і до дати затвердження цієї консолідованої фінансової звітності, група отримала позики у сумі 4 481мільйон гривеньі погасила позики у сумі 14 914 млн грн.

Група успішно подовжила дати погашення для позик на загаль-ну суму 13 020 млн грн із 2016 року на 2017-2018 роки.

26. ОСНОВНІ ПРИНЦИПИ ОБЛІКОВОЇ ПОЛІТИКИЗаява про відповідність. Ця консолідована фінансова звіт-ність була підготовлена відповідно до Міжнародних стандартів фінансової звітності («МСФЗ»).

Основа підготовки консолідованої фінансової звітності. Ця консолідована фінансова звітність підготовлена на ос-нові принципу історичної вартості, за виключенням об’єктів основних засобів, які оцінюються за переоціненою вартістю на кінець кожного звітного періоду, як пояснюється у положеннях облікової політики нижче.

Історична вартість зазвичай визначається на основі справед-ливої вартості компенсації, сплаченої в обмін на товари та послуги.

Справедлива вартість визначається як ціна, яка була б отрима-на 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 безпосередньому спостере-женню або оцінці із використанням іншої методики оцінки.

Ця політика послідовно застосовувалась до всіх поданих періо-дів, якщо не зазначено інше.

Класифікація та подання операцій придбання. Протягом 2015 року ПАТ «Укртрансгаз» придбало матеріали, роботи та послуги у сумі 520 млн грн, включені до складу собівартості реалізації, та здійснило капітальні витрати у сумі 316 млн грн, включені до складу основних засобів. Керівництво групи іні-ціювало проведення корпоративного розслідування стосовно цих операцій у 2016 році.

Протягом 2015 року ПАТ «Укргазвидобування» придбало матеріали у сумі 225 млн грн, включені до складу собівартості реалізації, та здійснило капітальні витрати у сумі 157 млн грн, включені до складу основних засобів. На первинні документи за цими операціями було накладено арешт, і вони знаходяться у прокуратурі у рамках відповідного розслідування.

Протягом 2015 року ПАТ «Укртранснафта» придбало послуги зі зберігання нафти у сумі 222 млн грн, включені до складу інших операційних витрат.

Характер цих витрат може відрізнятися від їхньої юридичної форми згідно з первісною документацією. Ці витрати були по-дані на основі відповідних первинних документів у консолідо-ваній фінансовій звітності станом на та за рік, який закінчився 31 грудня 2015 року.

До складу активів (головним чином, основних засобів) та витрат за перший квартал 2014 року включені витрати, які сто-суються придбання послуг та запасів (за виключенням витрат, пов’язаних із придбанням природного газу та сирої нафти, а також витрат на персонал та відповідних соціальних нараху-вань) у сумі 660 млн грнта 938 млн грн, відповідно. Класифіка-ція та розкриття інформації про ці витрати у цій консолідованій фінансовій звітності були зроблені на основі відповідних пер-винних документів. Однак, враховуючи інформацію, доступну керівництву групи, є певні підстави вважати, що характер цих витрат може відрізнятися від їхньої юридичної форми згідно з первісною документацією.

До складу інших операційних витрат включено витрати на зберігання нафти у сумі 164 млн грнза 2014 рік, які стосуються дочірнього підприємства компанії, ПАТ «Укртранснафта». На думку керівництва групи, ці витрати є завищеними у результаті порушення керівництвом дочірнього підприємства процедур внутрішніх контролів. Керівництво дочірнього підприємства було змінене у першій половині 2015 року.

Функціональна валюта і валюта подання. Статті, вклю-чені до фінансових звітностей кожного з підприємств групи, оцінюються із використанням валюти основного економічного середовища, у якому провадить свою операційну діяльність група («функціональної валюти»). Ця консолідована фінансова

звітність подається у гривні, яка є функціональною валютою компанії і валютою подання групи. Усі суми, відображені у кон-солідованій фінансовій звітності, подаються у гривнях, округле-них до найближчого мільйона, якщо не зазначено інше.

Операції, деноміновані у валюті, яка відрізняється від відпо-відної функціональної валюти, перераховуються у функціо-нальну валюту із використанням курсу обміну валют, який переважав на дату відповідної операції. Прибутки та збитки від курсових різниць, які виникають у результаті врегулюван-ня таких операцій та перерахунку монетарних активів та зо-бов’язань, деномінованих в іноземній 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. Вплив змін курсів обміну валют на справедливу вартість акцій відо-бражається як частина прибутку або збитку за справедливою вартістю.

Станом на 31 грудня курси обміну валют, використані для пере-рахунку залишків в іноземній валюті, були представлені таким чином:

У гривнях 2015 2014

1,00 долар США 24,00 15,761,00 євро 26,22 19,2310,00 російських рублів 3,29 3,00

Валютні обмеження в Україні включають обов’язкове отриман-ня дебіторської заборгованості в іноземній валюті протягом 90 днів від операції продажу та обов’язкову конвертацію 75% надходжень в іноземній валюті у гривню в 2015 році та 65%, по-чинаючи з 9 червня 2016 року. Іноземну валюту можна вільно конвертувати за курсом, наближеним до курсу обміну, встанов-леного Національним банком України. У теперішній час гривня не є вільно конвертованою валютою за межами України.

Основа консолідації. Дочірніми підприємствами називаються компанії, над якими група має контроль. Контроль досягається тоді, коли група має владні повноваження щодо об’єкта інвесту-вання, зазнає ризиків або має права щодо змінних результатів діяльності об’єкта інвестування; та має здатність використову-вати 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 придбання), і припиняють консолідуватися із дати, коли контроль втрачається.

Операції між компаніями групи, залишки за операціями та нереалізовані прибутки або збитки від таких операцій виключа-ються повністю під час консолідації. В облікову політику дочірніх підприємств, за необхідності, вносились зміни для забезпечення їхньої відповідності із політикою, прийнятою групою.

Компанія переоцінює наявність чи відсутність контролю, якщо факти чи обставини вказують на зміну одного чи декількох елементів контролю, вказаних вище.


246 247

У випадку коли група має переважну більшість прав голосу в об’єкті інвестування, вона продовжує оцінювати, чи достат-ньо цих прав голосу для забезпечення її практичної здатності керувати значущими видами його діяльності одноосібно і чи є права голосу групи достатніми для надання їй владних повно-важень над об’єктом інвестування.

Група враховує усі відповідні факти та обставини під час оцінки того, чи є права голосу групи в об’єкті інвестування достатніми для надання їй владних повноважень над ним, у тому числі:

• розмір утримуваного групою пакету голосів порівняно із розміром та ступенем розосередженості пакетів інших утри-мувачів прав голосу;

• потенційні права голосу, утримувані групою, інших утриму-вачів голосів або інших сторін;

• права, які виникають внаслідок інших контрактних угод;

• будь-які додаткові факти та обставини, які вказують на те, що група має або не має можливості керувати значущими видами діяльності у період часу, коли необхідно прийняти рішення, включно з порядком розподілу голосів під час голосування на попередніх зборах акціонерів.

Об’єднання підприємств. Операції придбання підпри-ємств обліковуються із використанням методу придбання. Сума компенсації, яка передається під час операції об’єд-нання підприємств, оцінюється за справедливою вартістю, яка розраховується як сума справедливої 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 операцією придбання, звичайно визнаються у складі прибутку або збитку того періоду, в якому вони були понесені.

На дату придбання ідентифіковані придбані 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 «Податок на прибуток» та МСБО 19 «Виплати працівни-кам», відповідно;

• зобов’язання або інструменти власного капіталу, пов’язані із угодами об’єкта придбання щодо платежів на основі акцій або угод групи про платежі 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 «Необоротні активи,

утримувані для продажу, та припинена діяльність», оціню-ються 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 покупцем часток власного капіталу в об’єкті придбання (якщо такі є) над чистою сумою, на дату придбання, вартості придбаних ідентифікова-них 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 пе-ревищує суму переданої компенсації, суми будь-яких неконтр-ольованих часток в об’єкті придбання та справедливої вартості раніше утримуваних покупцем часток власного капіталу в об’єкті придбання (якщо такі є), то таке перевищення визна-ється негайно у складі прибутку або збитку як прибуток від придбання зі знижкою.

Неконтрольовані частки, які є поточними частками володіння і дають право їхнім власникам на пропорційну частку чистих активів підприємства у випадку його ліквідації, первісно можуть оцінюватися або за справедливою вартістю, або пропорційно до частки неконтрольованих часток у визнаній вартості іден-тифікованих чистих активів об’єкта придбання. Вибір методу оцінки здійснюється для кожної операції окремо. Інші види неконтрольованих часток оцінюються за справедливою вартіс-тю або, коли застосовується, згідно із методом, визначеним в інших МСФЗ.

У випадку коли компенсація, яку група передала в операції об’єднання підприємств, містить в собі активи або зобов’язан-ня, які виникли у результаті 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 кваліфіку-ються як коригування періоду оцінки, вносяться коригування ретроспективно, із відповідними коригуваннями за рахунок гудвілу. Коригування періоду оцінки являють собою коригу-вання, які виникають у результаті отримання додаткової інфор-мації 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 ком-пенсації, які не кваліфікуються як коригування періоду оцін-ки, залежить від класифікації умовної компенсації. Умовна компенсація, яка була класифікована як власний капітал, не переоцінюється на подальші звітні дати, а її подальше вре-гулювання обліковується у складі власного капіталу. Умов-на компенсація, класифікована як актив або зобов’язання, переоцінюється на подальші звітні дати у відповідності до вимог МСБО 39 Фінансові інструменти: визнання та оцінка» або МСБО 37 «Резерви, умовні зобов’язання та умовні ак-тиви», відповідно, причому відповідні прибуток або збиток,

які виникають при цьому, визнаються у складі прибутку або збитку.

У випадку коли операція об’єднання підприємств здійснюєть-ся поетапно, раніше утримувана групою частка у власному капіталі об’єкта придбання переоцінюється за справедливою вартістю на дату придбання, а прибуток або збиток, який вини-кає при цьому, якщо такий є, визнається у складі прибутку 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’єднання підприємств не завершився на кінець звітного періоду, в якому відбувається об’єднання, група відображає у звітності попередні суми за стат-тями, 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 відобра-ження нової отриманої інформації щодо фактів та обставин, які існували на дату придбання, які, якби про них було відомо, могли вплинути на суми, визнані на цю дату.

Гудвіл. Гудвіл, який виникає у результаті придбання підпри-ємств, відображається за первісною вартістю, визначеною на дату придбання таких підприємств, за вирахуванням накопиче-них збитків від зменшення корисності, якщо такі є.

Для цілей перевірки на предмет зменшення корисності гудвіл розподіляється 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’єд-нання підприємств.

Одиниця, яка генерує грошові кошти, на яку був розподіле-ний гудвіл, перевіряється на предмет зменшення корисності щороку або частіше, якщо існують ознаки зменшення корис-ності такої одиниці. Якщо сума відшкодування одиниці, яка генерує грошові кошти, виявиться меншою за її балансову вартість, то збиток від зменшення корисності розподіляється спершу на зменшення балансової вартості будь-якого гудвілу, розподіленого на відповідну одиницю, а потім на інші активи одиниці пропорційно до балансової вартості кожного активу такої одиниці. Будь-який збиток від зменшення корисності гудвілу визнається безпосередньо 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 при-бутку або збитку у результаті вибуття.

Операції із неконтрольованими частками. Група відобра-жає операції із неконтрольованими частками як операції із власниками капіталу групи. Для операцій придбання неконтр-ольованих часток різниця між будь-якою компенсацією спла-

ченою та відповідною часткою балансової вартості придбаних чистих активів дочірнього підприємства відображається у складі власного капіталу. Прибутки або збитки у результаті про-дажу неконтрольованих часток також відображаються у складі власного капіталу.

Коли група втрачає контроль або істотний вплив над підприєм-ством, 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 підприєм-ства, обліковуються таким чином, ніби група сама продала від-повідні активи або зобов’язання. 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 підприємства. Асоційованим на-зивається підприємство, на яке група має істотний вплив, а не контроль. Інвестиції в асоційовані підприємства обліковуються із використанням методу участі в капіталі. Інвестиція групи в асоційоване підприємство включає гудвіл, визначений на момент придбання, за вирахуванням будь-якого накопиченого збитку від зменшення корисності.

Частка групи у прибутках або збитках асоційованих підпри-ємств після придбання 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 балан-сової вартості інвестиції. У випадку коли частка групи у збитках асоційованого підприємства дорівнює 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 асоці-йованого підприємства. Нереалізовані прибутки від операцій між групою та її асоційованими підприємствами виключаються повністю.

В облікову політику асоційованих підприємств, за необхідності, вносились зміни для забезпечення їхньої відповідності із полі-тикою, прийнятою групою.

Прибутки та збитки від розбавлення акцій, які виникають за інвестиціями в асоційовані підприємства, визнаються у консолі-дованому звіті про прибутки або збитки.

Частка у спільних підприємствах. Спільним підприємством називається угода про спільну діяльність, за якою сторони,


248 249

які володіють спільним контролем у такій спільній діяльності, мають права на чисті активи відповідної спільної діяльності. Спільний контроль являє собою узгоджений на основі дого-вору розподіл контролю над спільною діяльністю, який існує лише тоді, коли рішення стосовно значущої діяльності вимага-ють одноголосної згоди сторін, які спільно володіють контро-лем.

Група визнає свою частку у спільному підприємстві із викорис-танням методу участі в капіталі, який застосовується так, як описано у параграфі «Інвестиції в асоційовані підприємства».

Частка у спільних операціях. Спільною операцією називаєть-ся 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. 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.

Коли підприємство групи провадить свою діяльність у рамках спільних операцій, група, як спільний оператор, визнає стосов-но своєї частки у спільній операції:

• свої активи, включно із часткою у будь-яких спільно утриму-ваних активах;

• свої зобов’язання, включно із часткою 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;

• свої витрати, включно із часткою будь-яких понесених спільно витрат.

Група обліковує активи, зобов’язання, доходи і витрати, які сто-суються її частки у спільній операції, у відповідності до вимог МСФЗ, які застосовуються до конкретних активів, зобов’язань, доходів і витрат.

У випадку коли підприємство групи взаємодіє зі спільною опе-рацією, у якій таке підприємство групи є спільним оператором (наприклад, в операції продажу або внесення активів), вважа-ється, що група здійснює операції з іншими сторонами спільної операції, і прибутки та збитки, які виникають у результаті цих операцій, визнаються у консолідованій фінансовій звітності гру-пи лише у розмірі часток цих інших сторін у спільній операції.

Коли підприємство групи взаємодіє зі спільною операцією, у якій таке підприємство групи є спільним оператором (напри-клад, в операції придбання активів), група не визнає своєї част-ки прибутків та збитків до тих пір, поки вона не перепродасть ці активи третій стороні.

Концесійна угода (угода про розподіл продукції). Компанія уклала концесійну угоду на розвідку і розробку нафти («Концесій-на угода») із Арабською Республікою Єгипет та Єгипетською гене-ральною нафтовою корпорацією («ЄГНК») 13 грудня 2006 року.

Концесійна угода містить такі умови:

• У порядку, передбаченому Концесійною угодою, компанія відшкодовуватиме для себе щокварталу усі витрати на роз-відку і розробку у межах 25% усіх нафтопродуктів, добутих і накопичених з усіх виробничих ділянок та не використаних у нафтових операціях («Відшкодування витрат»). Нафтопро-дукти за Концесійною угодою включають сиру нафту або газ та зріджений нафтовий газ («ЗНГ»).

• Решта 75% вироблених нафтопродуктів розподіляються між Компанією та ЄГНК у залежності від обсягів виробництва 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 вклю-чені 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 неру-хомі активи буде передаватися автоматично і поступово від компанії до ЄГНК, як тільки вони включатимуться до статті відшкодування витрат.

Період розробки за Концесійною угодою обмежений макси-мальним строком у 25 років від дати відкриття комерційних запасів нафти або від дати перших постачань газу та розпочав-ся у 2011 році.

Облік усіх витрат на розвідку та оцінку, а також інших витрат та доходів, пов’язаних із угодою про розподіл продукції, здійсню-ється аналогічно до обліку процесів звичайного виробництва, як описано у цій Примітці.

Звітність за сегментами. Операційні сегменти відобража-ються у порядку, який відповідає внутрішній звітності, яка подається керівній особі групи, відповідальній за прийняття операційних рішень. Сегменти, доходи яких, результати діяльності або активи становлять десять відсотків або біль-ше від результатів усіх сегментів, відображаються окремо. Сегменти, результати діяльності яких не перевищують цього порогу, можуть відображатися окремо за рішенням керівництва.

Основні засоби. група використовує модель переоцінки для оцінки основних засобів, за виключенням незаверше-ного будівництва, яке обліковується за первісною вартістю. Справедлива вартість базувалась на результатах оцінок, проведених зовнішніми незалежними оцінювачами. Часто-та проведення переоцінок залежить від зміни справедливої вартості активів, які оцінюються. Остання незалежна оцінка справедливої вартості основних засобів групи була викона-

на станом на 31 грудня 2015 року. Подальші надходження основних засобів відображаються за первісною вартістю. Первісна вартість включає витрати, понесені безпосеред-ньо на придбання об’єктів. Первісна вартість активів, ство-рених власними силами, включає вартість матеріалів, прямі витрати на оплату праці та відповідну частку виробничих накладних витрат. Первісна вартість придбаних та ство-рених власними силами кваліфікованих активів, включає витрати на позики.

Будь-яке збільшення балансової вартості, яке виникає у результаті переоцінок, відображається у складі резерву переоцінки у складі власного капіталу через інші сукуп-ні 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 консолідованого звіту про прибутки або збитки. У тій мірі в якій збиток від зменшення корисності того самого знеціне-ного активу був визнаний раніше у складі консолідованого звіту про прибутки або збитки, сторнування цього збитку від зменшення корисності також визнається у консолідова-ному звіті про прибутки або збитки.

Витрати, понесені для заміни компонента об’єкту основних засобів, який обліковується окремо, капіталізуються за ба-лансовою вартістю заміненого компонента, який припиняє визнаватись. Подальші витрати включаються у балансову вартість активу або визнаються як окремий актив, залежно від обставин, тоді, коли існує вірогідність отримання групою майбутніх економічних вигід, пов’язаних із об’єктом, і вар-тість об’єкту можна визначити достовірно. Усі інші витрати на ремонт і обслуговування включаються до консолідова-ного звіту про прибутки або збитки протягом того фінансо-вого періоду, у якому вони були понесені. Основні засоби припиняють визнаватися 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 засобів, визнаються у консолідованому звіті про прибутки або збитки. Після продажу переоцінених активів суми, включені до складу резерву переоцінки, переводяться до складу нерозподіле-ного прибутку.

Основні засоби включають технологічні нафту і газ, які необхідно утримувати у трубопроводах та сховищах для того, щоб компанії групи із сегменту транспортування сирої нафти та зберігання природного газу могли провадити свою операційну діяльність.

Незавершене будівництво включає також суми передплат за основні засоби.

Буферний газ і знос буферного газу. Технологічний газ включає буферний газ, призначений для підтримання тиску

у підземних сховищах групи і захисту їх від затоплення. Буферний газ розділяється на категорії буферного газу, який можна та не можна викачати, на основі інженерного аналізу та виду підземного сховища щодо того, чи можливо економіч-но викачати цей газ із сховища у будь-який момент протягом строку його використання.Вважається, що залишкова вартість частки буферного газу, яка визначається як така, що її не-можна викачати, дорівнює нулю. Частка буферного газу, яка визначається як така, що її можна викачати, також вважається компонентом сховища, але у будь-який момент закриття схо-вища буферний газ, який можна викачати, буде доступний для продажу або іншого використання. Частка буферного газу, як визначено як такий, що його неможливо викачати, амортизу-ється протягом залишкового строку корисного використання сховища, який не перевищує 80 років. Частка буферного газу, яка визначається як така, що її можнавикачати, не аморти-зується. Обидві частки буферного газу переоцінюються тоді, коли існують ознаки того, що їхня балансова вартість станом на звітну дату суттєво відрізняється від їхньої справедливої вартості.

Витрати на розвідку. Витрати на розвідку включають витра-ти, пов’язані із непідтвердженими запасами. До них належать геологічні та геофізичні витрати на виявлення і дослідження районів можливого залягання нафтогазових запасів, а також адміністративні, юридичні та консультаційні витрати, понесе-ні у зв’язку із розвідкою. До них також належать усі випадки зменшення корисності розвідувальних свердловин, за якими не можна продемонструвати підтверджених запасів.

Витрати на дослідження та розробку. Витрати на дослі-дження 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 істот-ного вдосконалення продуктів, послуг та процесів і у зв’язку із дослідницькою діяльністю. Витрати, пов’язані із дослідниць-кою діяльністю, відображаються у складі витрат на дослі-дження і розробку того періоду, у якому вони були понесені. Витрати на розробку капіталізуються у випадку виконання критеріїв до визнання згідно з вимогами МСБО 38 «Нематері-альні активи».

Активи розвідки і оцінки. Витрати на розвідку та оцінку запасів нафти і газу обліковуються із використанням методу успішних зусиль. Витрати накопичуються на основі кожного родовища. Витрати, безпосередньо пов’язані із розвідуваль-ною свердловиною та витратами на розвідку та орендуван-ня майна, капіталізуються за умови виконання викладених нижче умов:

• були виявлені достатні запаси нафти і газу, які виправдають завершення будівництва експлуатаційної свердловини;

• досягнуто достатнього прогресу в оцінці економічної та технічної здійсненності, щоб виправдати початок розробки родовища у найближчому майбутньому;


250 251

якщо визначено, що комерційної розробки не можна до-сягнути, ці капіталізовані витрати відносяться на витрати періоду.

Витрати, пов’язані із наведеними нижче видами діяльності, спочатку оцінюються за первісною вартістю і капіталізуються у складі основних засобів консолідованого звіту про фінансо-вий стан:

• придбання прав на розвідування;

• топографічні, геологічні, геохімічні та геофізичні дослі-дження;

• пошуково-розвідувальне буріння;

• прокладання траншей, взяття проб та зразків;

• діяльність у зв’язку з оцінкою технічної здійсненності та комерційної доцільності видобування корисних копалин.

Активи розвідки та оцінки переносяться на майбутні періо-ди під час етапу розвідки та оцінки і не амортизуються, але оцінюються на предмет зменшення корисності згідно із ін-дикаторами зменшення корисності, як викладено в МСФЗ 6 «Розвідка та оцінка запасів корисних копалин». У випадках коли від майна відмовляються, накопичені капіталізовані витрати, які стосуються цього майна, списуються у відпо-відному періоді. До початку виробництва амортизація не нараховується.

У випадках коли виявляється, що об’єкт містить запаси, які підлягають економічному добуванню, накопичені витрати на розвідку та оцінку, пов’язані із таким майном, переводяться до складу нафтогазових активів і подаються у складі ос-новних засобів консолідованого звіту про фінансовий стан.

Знос та виснаження. Знос нараховується у консолідова-ному звіті про прибутки або збитки на прямолінійній основі для розподілу витрат окремих активів на їхню ліквідацій-ну вартість протягом їхніх очікуваних строків корисного використання. Нарахування зносу починається із моменту придбання або, у випадку зі створеними власними силами активами, з моменту, коли актив завершений і готовий до використання.

Нафтогазові активи, включно з обладнанням, яке задіяне у виробництві нафти та газу, виснажуються із використанням методу суми одиниці продукції. Вартість експлуатаційних свердловин амортизується протягом існування підтвердже-них розроблених запасів. Витрати на отримання ліцензії, будівництво об’єктів загального призначення та майбутнє виведення з експлуатації амортизуються протягом усього періоду існування підтверджених та ймовірних запасів.

Інші основні засоби амортизуються на прямолінійній основі протягом очікуваних строків їхнього корисного викори-стання. Звичайні строки корисного використання інших основних засобів Групи представлені таким чином:

Строки корис-ного викори-

стання у роках

Трубопроводи і супутнє обладнання 9-60Машини і обладнання 3-60 Будівлі 3-60 Бурове і розвідувальне обладнання 3-30Інші основні засоби 3-30

Незавершене будівництво, а також технологічні нафта і газ не амортизуються.

Нематеріальні активи. Нематеріальні активи мають визна-чені строки корисного використання і включають, головним чином, капіталізоване програмне забезпечення. Придбане програмне забезпечення капіталізується на основі витрат, понесених для придбання та доведення їх до використання. Нематеріальні активи відображаються за первісною вартіс-тю, за вирахуванням накопиченої амортизації та збитків від зменшення корисності, якщо такі є. У випадку зменшення корисності балансова вартість нематеріальних активів спису-ється до більшої з величин: вартості під час використання та справедливої вартості, за вирахуванням витрат на продаж.

Оренда. Оренда, за умовами якої істотна частка ризиків і винагород залишається у орендодавця, класифікується як операційна. Виплати, здійснені за договорами операційної оренди (за вирахуванням будь-яких заохочень, отриманих від орендодавця), включаються до консолідованого звіту про прибутки або збитки на прямолінійній основі протягом стро-ку дії оренди. Договори фінансової оренди капіталізуються на момент початку строку оренди за меншою з величин: справедливої вартості орендованого майна та теперішньої вартості мінімальних орендних платежів.

Зобов’язання із виведення з експлуатації. Оцінка групою зобов’язань із виведення з експлуатації базується на очі-куваних майбутніх витратах, які передбачається 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 відсоткових ставок, які застосовуються до відповідного резерву. Очікувані витрати на демонтаж і вида-лення 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 випливають зі змін в очікуваних строках або сумі виплат, чи зі змін у ставці дисконтування, яка використовується для оцінки, визнають-ся у консолідованому звіті про прибутки або збитки або, у разі існування будь-якого залишку від переоцінки стосовно відповідного активу, у інших резервах. Резерви стосовно діяльності із виведення з експлуатації оцінюються та переоці-нюються щороку і включаються до консолідованої фінансової звітності на кожну звітну дату за їхньою очікуваною теперіш-

ньою вартістю із використанням ставок дисконтування, які відображають економічне середовище, у якому провадить свою діяльність група.

Витрати на виплату відсотків, які стосуються резерву, включа-ються до фінансових витрат у складі прибутку або збитку.

Зменшення корисності нефінансових активів. Активи переглядаються на предмет зменшення корисності тоді, коли події і обставини вказують на те, що відшкодувати балансову вартість не буде можливо відшкодувати. Збиток від зменшен-ня корисності визнається у сумі, на яку балансова вартість активів перевищує їхню вартість відшкодування. Вартість відшкодування є більшою з двох величин: справедливої вартості, за вирахуванням витрат на продаж, та вартості ви-користання. 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 можливо-го сторнування зменшення корисності на кожну звітну дату.

Збиток від зменшення корисності визнається негайно у складі прибутку або збитку, якщо відповідний актив не відобража-ється за переоціненою вартістю. У такому випадку збиток від зменшення корисності вважається зменшення у результаті переоцінки.

У випадку коли збиток від зменшення корисності у подальшо-му сторнується, балансова вартість активу (або одиниці, яка генерує грошові кошти) збільшується до переглянутої оцінки її вартості відшкодування, таким чином щоб збільшена балансова вартість не перевищувала балансову вартість, яка була б визначена, якби не було визнано жодного збитку від зменшення корисності для активу (або одиниці, яка генерує грошові кошти) у попередні роки. Сторнування збитку від зменшення корисності визнається негайно у складі прибут-ку або збитку, якщо відповідний актив не відображається за переоціненою вартістю. У такому випадку сторнування збитку від зменшення корисності вважається збільшенням у результаті переоцінки.

Класифікація фінансових активів. Група класифікує свої фінансові активи на такі категорії оцінки: (a) кредити і дебіторську заборгованість і (б) фінансові активи, наявні для продажу.

Кредити і дебіторська заборгованість включають фінан-сову дебіторську заборгованість, яка виникає у результаті на-дання коштів, товарів або послуг безпосередньо дебітору, ок-рім дебіторської заборгованості, яка створюється із наміром продажу негайно або у короткостроковій перспективі, або яка має котирування на активному ринку. Кредити і дебіторська заборгованість включають, в основному, кредити, а також торгову дебіторську заборгованість, включно із придбаними кредитами та векселями. Усі інші фінансові активи включа-ються до категорії наявних для продажу.

Класифікація як боргових інструментів або інструмен-тів власного капіталу. Боргові інструменти та інструменти власного капіталу, випущені групою, класифікуються або як фінансові зобов’язання, або як власний капітал у відповідності до сутності договірних відносин та визначень фінансового зобов’язання та інструмента власного капіталу.

Інструменти власного капіталу. Інструмент власного капіталу являє собою будь-який договір, який свідчить про залишкову частку в активах підприємства після вирахування усіх його зобов’язань. Інструменти власного капіталу, випущені підпри-ємством групи, визнаються у сумі отриманих надходжень, за вирахуванням прямих витрат на їхній випуск.

Операція викупу інструментів власного капіталу компанії ви-знається та вираховується безпосередньо із власного капіталу. Жодного прибутку або збитку не визнається у складі прибутку або збитку у результаті придбання, продажу, випуску або ану-лювання інструментів власного капіталу компанії.

Фінансові зобов’язання. Фінансові зобов’язання класифіку-ються або як такі, що оцінюються за справедливою вартістю, із відображенням переоцінки у складі прибутку або збитку, або як інші фінансові зобов’язання.

Первісне визнання фінансових інструментів. Фінансові активи та фінансові зобов’язання первісно оцінюються за спра-ведливою вартістю.

Основні фінансові інструменти групи включають інвестиції, наявні для продажу, позики, грошові кошти та їхні еквіваленти і короткострокові депозити. Група має також різні інші фінансові інструменти, такі як дебіторська та кредиторська заборгова-ність покупців, яка виникає безпосередньо з її операцій.

Усі операції придбання і продажу фінансових інструментів, які ви-магають постачання протягом часового проміжку, визначеного нормативними актами або практикою відповідного ринку («зви-чайні» операції придбання або продажу), відображаються на дату здійснення операції, на дату, на яку група приймає зобов’язання доставити фінансовий інструмент. Усі інші операції придбання і продажу визнаються на дату розрахунків, при цьому зміна вартості між датою прийняття зобов’язання та датою розрахунків не визнається для активів, які відображаються за первісною або амортизованою вартістю, і визнаються у складі власного капіталу для активів, класифікованих як наявні для продажу.

Подальша оцінка фінансових інструментів. Після первіс-ного визнання фінансові зобов’язання, кредити та дебіторська заборгованість групи оцінюються за амортизованою вартістю. Амортизована вартість розраховується із використанням ме-тоду ефективної відсоткової ставки та, для фінансових активів, визначається за вирахуванням будь-яких збитків від зменшен-ня корисності. Премії і дисконти, включно із первісними ви-тратами на проведення операцій, включаються до балансової вартості відповідного інструменту та амортизуються на основі ефективної відсоткової ставки для відповідного інструменту.


252 253

Вважається, що номінальна вартість фінансових активів та зобов’язань із термінами погашення до одного року, за вирахуванням очікуваних кредитних коригувань, дорівнює їхній справедливій вартості. Справедлива вартість фінансових зобов’язань оцінюється шляхом дисконтування майбутніх по-токів грошових коштів за договорами за поточною ринковою відсотковою ставкою, доступною для групи для аналогічних фінансових інструментів.

Прибутки та збитки, які виникають у результаті зміни спра-ведливої вартості активів, наявних для продажу, визнаються безпосередньо у складі інших сукупних доходів. Під час оцінки справедливої вартості фінансових інструментів група вико-ристовує різноманітні методи і робить припущення на основі ринкових умов, які існують на звітну дату.

У випадку продажу або іншого вибуття активів, наявних для продажу, сукупний прибуток або збиток, визнаний у складі ін-ших сукупних доходів, включається у визнання чистого прибут-ку. У випадку коли зменшення справедливої вартості активів, наявних для продажу, було визнане у складі власного капіталу та існують об’єктивні свідчення того, що активи знецінились, то збиток, визнаний у складі інших сукупних доходів, вилучається і включається у визначення чистого прибутку, навіть якщо не відбулося припинення визнання активів.

Доходи з відсотків за борговими цінними паперами, наявни-ми для продажу, розраховуються із використанням методу ефективної відсоткової ставки та визнаються у консолідовано-му звіті про прибутки або збитки. Дивіденди за інструментами власного капіталу, доступними для продажу, визнаються у кон-солідованому 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 первісного визнання інвес-тицій, наявних для продажу. Істотне або тривале зменшення справедливої вартості інструменту менше його первісної вар-тості 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 консолідованого звіту про прибутки або збитки, вилучається із власного капіталу та визнається у складі консолідованого звіту про прибутки або збитки.

Збитки від зменшення корисності інструментів власного капіта-лу не сторнуються у складі консолідованого звіту про прибутки або збитки. Якщо, у подальшому періоді, справедлива вартість боргового інструмента, класифікованого як доступний для про-дажу, збільшується і це збільшення можна об’єктивно віднести до події, яка відбулася після визнання збитку від зменшення корисності у складі консолідованого звіту про прибутки або

збитки, то збиток від зменшення корисності сторнується у кон-солідованому звіті про прибутки або збитки поточного періоду.

Резерв на покриття збитків від зменшення корисності кредитів та дебіторської заборгованості формується, коли існують об’єк-тивні свідчення того, що група не буде здатна повернути усі належні суми згідно із первісними умовами. Істотні фінансові труднощі дебітора, вірогідність того, що дебітор може розпо-чати процедуру банкротства або фінансову реорганізацію, а також невиконання зобов’язань або прострочення платежів вважаються показниками того, що торгова дебіторська забор-гованість знецінилась. Сумою резерву є різниця між балан-совою вартістю активу та теперішньою вартістю очікуваних майбутніх потоків грошових коштів. Балансова вартість активу зменшується за рахунок використання рахунку резерву, а сума збитку визнається у консолідованому звіті про прибутки або збитки. У випадку якщо дебіторська заборгованість є безна-дійною, вона списується за рахунок резерву для дебіторської заборгованості. Подальше відшкодування раніше списаних сум включається до складу консолідованого звіту про прибутки або збитки.

Припинення визнання фінансових інструментів. Група припиняє визнавати фінансові активи, коли (i) активи погашені або права на потоки грошових коштів від активів втратили свою силу, або (ii) група передала усі суттєві ризики та винаго-роди від володіння активами, або (iii) група не передала і не зберегла усі істотні права та винагороди 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 балансовою вартістю фінансового зобов’язання, яке припинило визнаватись, та виплаченою компенсацією визнається у складі прибутку або збитку.

Податок на прибуток. Податок на прибуток нараховується у консолідованій фінансовій звітності у відповідності до україн-ського законодавства, яке діяло або фактично діяло на звітну дату. Податок на прибуток включає нарахування поточного по-датку 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 безпосередньо у складі власного капіталу.

Поточний податок є сумою, яку передбачається сплатити або відшкодувати у податкових органів стосовно оподатковуваних 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 вико-ристанням методу балансових зобов’язань на перенесені на

майбутні періоди податкові збитки і тимчасові різниці, які виникають між податковими базами активів та зобов’язань і їхньою балансовою вартістю для цілей складання фінансової звітності. Згідно із виключенням щодо первісного визнання відстрочені податки не відображаються щодо тимчасових різниць на момент первісного визнання активу або зобов’я-зання в операції, яка не є об’єднанням підприємств, якщо операція на момент первісного відображення не впливає ані на фінансовий, ані на оподатковуваний прибуток. Відстрочені податкові зобов’язання не відображаються щодо тимчасових різниць на момент первісного визнання гудвілу та в подаль-шому щодо гудвілу, який не відноситься на валові витрати у цілях оподаткування. Залишки відстроченого податку оці-нюються 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 по-даткових збитків. Відстрочені податкові активи та зобов’язан-ня взаємно зараховуються лише в окремих компаніях групи. Відстрочені податкові активи щодо тимчасових різниць, які відносяться на валові витрати, та перенесених на майбутні періоди податкових збитків відображаються лише у тій мірі, в якій існує вірогідність отримання достатніх майбутніх оподат-ковуваних прибутків, за рахунок яких передбачається реалізу-вати ці вирахування.

Запаси. Запаси відображаються за меншою з двох величин: первісної вартості та чистої вартості реалізації. Первісна вар-тість запасів включає витрати, понесені на придбання запасів, виробничі або конверсійні та інші витрати, понесені на дове-дення до їхнього чинного місця розташування та стану. Пер-вісна вартість вироблених запасів включає відповідну частку виробничих накладних витрат на основі звичайної виробничої потужності. Вартість запасів визначається на основі методів «перше надходження – перше вибуття» для всіх запасів, за ви-ключенням природного газу, та середньозваженої вартості для природного газу. Чиста вартість реалізації являє собою очікува-ну ціну реалізації під час звичайної господарської діяльності, за вирахуванням вартості завершення та витрат на продаж.

Торгова дебіторська заборгованість. Торгова та інша дебі-торська заборгованість первісно визнається за справедливою вартістю і у подальшому оцінюється за амортизованою вартіс-тю із використанням методу ефективної відсоткової ставки, за вирахуванням резерву на знецінення.

Передплати видані та інші оборотні активи. Передплати відображаються за первісною вартістю, за вирахуванням резерву на знецінення. Передплата класифікується як необо-ротний актив, коли товари або послуги, які стосуються цієї передплати, передбачається отримати після одного року або коли передплата стосується активу, який сам класифікується як необоротний після первісного визнання.

Якщо існує ознака того, що активи, товари або послуги, які стосуються передплати, не будуть отримані, то балансова

вартість передплати відповідно списується і визнається відповідний резерв на знеціненняу консолідованому звіті про прибутки або збитки.

Векселі. Деякі операції придбання можуть погашатися про-стими або переказними векселями, які є ринковими боргови-ми інструментами. Операції придбання, за якими розрахову-ються векселями, визнаються на основі оцінки керівництвом справедливої вартості, яка буде визначена під час таких погашень. Справедлива вартість визначається з урахуванням ринкової інформації, яка піддається спостереженню.

Грошові кошти та їх еквіваленти. Грошові кошти та їх еквіваленти включають грошові кошти у касі, депозити на вимогу у банках та інші короткострокові високоліквідні ін-вестиції із первісними термінами погашення три місяці або менше. Грошові кошти та їх еквіваленти відображаються за амортизованою вартістю із використанням методу ефектив-ної відсоткової ставки. Обмежені у використанні залишки виключаються зі складу грошових коштів та їхніх еквіва-лентів для цілей консолідованого звіту про рух грошових коштів. 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 влас-ний капітал. Додаткові витрати, які безпосередньо стосуються випуску нових акцій, відображаються у складі власного капіта-лу як вирахування із надходжень, за виключенням податку.

Дивіденди і обов’язковий внесок частки прибутку до дер-жавного 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 розкривається тоді, коли вони пропонуються до звітної дати або пропонуються чи оголошуються після звітної дати, але до затвердження консолідованої фінансової звітності до випуску.

Податок на додану вартість («ПДВ»). В Україні ПДВ стя-гується 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 робіт або послуг, які використовуються поза межами України. Зобов’язання платника податків з ПДВ дорівнює загальній сумі ПДВ, зібра-ного протягом звітного періоду, і виникає на першу з двох дат: постачання товарів клієнту або отримання платежу від клієнта. Кредит з ПДВ являє собою суму, яку платник податків має право взаємно зарахувати за рахунок власного зобов’я-зання з ПДВ протягом звітного періоду. Права на кредит з ПДВ виникають після отримання рахунка-фактури з ПДВ, який видається на ранішу із двох дат: оплати постачальнику або отримання товарів. ПДВ, який стосується операцій продажу та придбання, визнається у консолідованому звіті про фінансо-


254 255

вий стан на валовій основі і розкривається окремо як актив та зобов’язання. У випадку формування резерву на знецінення дебіторської заборгованості збиток від знецінення відобража-ється щодо валової суми дебітора, включно з ПДВ.

Позики. Позики включають банківські позики та облігації.

Витрати на позики. Витрати на позики, які безпосередньо стосуються придбання, будівництва або виробництва квалі-фікованих активів, тобто активів, які обов’язково потребують суттєвого періоду для підготовки їх до використання за при-значенням 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 прибутку або збитку у тому періо-ді, в якому вони виникають.

Позики первісно визнаються за справедливою вартістю, за вирахуванням витрат, понесених на здійснення операцій. Позики у подальшому відображаються за амортизованою вартістю із використанням методу ефективної відсоткової ставки. Банківські овердрафти включаються до складу позик у консолідованому звіті про фінансовий стан.

Торгова кредиторська заборгованість. Торгова кредитор-ська заборгованість визнається і первісно оцінюється згідно з викладеною вище політикою щодо фінансових інструмен-тів. У подальшому інструменти із фіксованими термінами погашення переоцінюються 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 розмі-рі первісно отриманих сум. Суми отриманих авансів передба-чається реалізувати шляхом отримання доходів від звичайної діяльності групи.

Резерви. Резерви визнаються, коли група має поточне зобов’язання (юридичне або конструктивне), яке витікає із обставин, внаслідок минулої події та існує вірогідність, що для погашення зобов’язання знадобиться вибуття ресурсів, які втілюють у собі економічні вигоди, і можна зробити достовір-ну оцінку цього зобов’язання.

У випадках коли група очікує відшкодувати частину або усю суму резерву, 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-який резерв подаються у консолідованому звіті про прибутки або збитки, за вирахуванням будь-якого відшкодування. Якщо вплив вартості грошей у часі є суттєвим, то резерви дисконтуються із використанням поточної ставки

до оподаткування, яка відображає, якщо це доцільно, ризики, характерні для відповідного зобов’язання. Якщо використо-вується дисконтування, то збільшення резерву 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 амортизованою вартістю із використан-ням методу ефективної відсоткової ставки. Інші нефінансові зобов’язання оцінюються за первісною вартістю.

Умовні активи та зобов’язання. Умовні активи не визнають-ся у консолідованій фінансовій звітності, але розкриваються у примітках, коли існує ймовірність надходження економічних вигід.

Умовні зобов’язання не визнаються у консолідованій фінан-совій звітності, окрім випадків коли існує вірогідність вибуття економічних ресурсів для врегулювання зобов’язання 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 ма-лоймовірною.

Визнання доходів. Доходи від реалізації оцінюються за справедливою вартістю компенсації отриманої або до отри-мання та відображаються за вирахуванням податку на додану вартість та знижок. Доходи від реалізації товарів визнаються у момент постачання товарів та передачі права власності на них за умови виконання усіх наведених нижче умов:

• група передала покупцю усі істотні ризики та вигоди, пов’я-зані із володінням товарами;

• група більше не бере участі в управлінні у тій мірі, яка звичайно асоціюється із правом володіння, та не здійснює фактичного контролю над проданими товарами;

• сума доходів від реалізації може бути достовірно визначена;

• існує вірогідність, що економічні вигоди, пов’язані з опера-цією, надійдуть до групи;

• понесені або очікувані витрати, пов’язані з операцією, можуть бути достовірно визначені.

Якщо товари транспортуються до визначеного місця розташу-вання, доходи визнаються, коли товари переходять до клієнта у пункті призначення.

Доходи від реалізації послуг визнаються за умови виконання таких умов:

• сума доходів від реалізації може бути достовірно визначена;

• існує вірогідність, що економічні вигоди, пов’язані з опера-цією, надійдуть до групи;

• етап завершеності операції на звітну дату можна достовір-но оцінити;

• витрати на операцію та витрати на завершення операції можна достовірно визначити.

Подання доходів від реалізації валовою сумою чи на нет-то-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-основі, яка являє собою зароблені маржу/комісії. Чи вважається група принципалом або агентом в операції залежить від аналізу як юридичної форми, так і сутності угоди, яку укладає група.

Ключовими індикаторами того, що група діє як агент, є такими:

• інша сторона, а не група, є основною зобов’язаною сторо-ною за надання товарів або послуг;

• відсутній або обмежений загальний ризик для запасів;

• відсутні істотні ризики та винагороди, пов’язані із реалізаці-єю товарів або послуг;

• прибутки від операції являють собою фіксовану суму;

• відсутня свобода вибору постачальників та здатність встановлювати ціну продажу.

Визнання витрат. Витрати відображаються за методом нарахування. Первісна вартість реалізованих товарів включає ціну придбання, витрати на транспортування, комісії, які стосуються договорів постачання, та інші відпо-відні витрати.

Фінансові доходи та витрати. Фінансові доходи та ви-трати включають витрати на виплату відсотків за позика-ми, збитки від дострокового погашення кредитів, доходи з відсотків за інвестованими коштами, доходи або збитки від випуску фінансових інструментів, використання відсотків за пенсійними зобов’язаннями та резервами, а також прибутки і збитки від курсових різниць за позиками та облігаціями.

Доходи з відсотків визнаються по мірі нарахування з ура-хуванням фактичної дохідності відповідного активу.

Угоди продажу і зворотного викупу та кредитуван-ня цінних паперів. Угоди продажу і зворотного викупу (угоди «репо»), які фактично забезпечують контрагенту прибуток кредитора, вважаються забезпеченими опера-ціями фінансування. Цінні папери, реалізовані за такими угодами продажу та зворотного викупу, не припиняють визнаватися. Цінні папери не змінюють своєї класифікації у консолідованому звіті про фінансовий стан до тих пір, поки правонаступник не отримає право за договором або дорученням на продаж або повторну заставу цінних паперів. У цьому випадку вони змінюють класифікацію на

дебіторську заборгованість з викупу. Відповідне зобов’я-зання подається у складі сум заборгованості перед іншими банками або в складі інших запозичених коштів.

Виплати працівникам: пенсійний план із визначени-ми 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 витра-ти того періоду, у якому вони були понесені. Дискреційні пенсії та інші виплати після виходу на пенсію включаються до складу витрат на оплату праці у консолідованому звіті про прибутки або збитки.

Виплати працівникам: пенсійний план із визначени-ми виплатами. Група здійснює виплати одноразових сум, виплати при досягненні певного віку та інші виплати, визначені у колективній угоді. Зобов’язання, визнане у консолідованому звіті про фінансовий стан стосовно пен-сійного плану із визначеними виплатами, є теперішньою вартістю зобов’язання за пенсійним планом із визначени-ми 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 пенсійним планом із визначеними виплатами визначається шляхом дисконту-вання очікуваного майбутнього вибуття грошових коштів із використанням відсоткових ставок за високоліквідними корпоративними облігаціями, деномінованими у валюті, у якій здійснюються виплати, і які мають терміни пога-шення, які приблизно відповідають умовам відповідного пенсійного зобов’язання.

Актуарні прибутки та збитки, які виникають у результаті досвіду внесення коригувань та змін в актуарні припущен-ня, відносяться до інших сукупних доходів того періоду, у якому вони виникають. Витрати на вартість послуг мину-лих періодів визнаються негайно у складі консолідованого звіту про прибутки та збитки.

27. ІСТОТНІ ОБЛІКОВІ ОЦІНКИ ТА СУДЖЕННЯЗастосування облікової політики групи вимагає від ке-рівництва використання професійних суджень, оцінок та припущень 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 обста-винах. Фактичні результати можуть відрізнятися від таких оцінок.

Оцінки та відповідні припущення переглядаються на постійній основі. Результати переглядів облікових оцінок


256 257

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 об-лікової політики. Нижче наведені істотні судження, крім тих для яких вимагається здійснення оцінок, які зробило керівництво у процесі застосування облікової політики групи і які мають найістотніший вплив на суми, визнані у консолідованій фінансовій звітності.

Інвестиція у ПАТ «Укрнафта». Група володіє пакетом у розмірі 50% + 1 акція прав голосу у ПАТ «Укрнафта». Решта знаходиться у власності обмеженої кількості інвесторів. У березні 2015 року згідно із Законом України «Про акціонер-ні товариства» кворум для проведення загальних зборів акціонерів було знижено від 60% + 1 акція до 50% + 1 акція. Після цих змін та заміни Наглядової ради у ПАТ «Укрнафта» у липні 2015 року Компанія відновила контроль над ПАТ «Укрнафта» із 22 липня 2015 року. Відповідно, інвестиція у ПАТ «Укрнафта» обліковується як інвестиція у дочірнє під-приємство, починаючи із цієї дати (Примітка 22). Компанія розглядає цю зміну як операцію об’єднання підприємств і, відповідно, застосувала метод придбання.

Основні джерела невизначеності оцінок. Нижче наве-дені основні припущення стосовно майбутнього та інші основні джерела невизначеності оцінок на кінець звітного періоду, щодо яких існує значний ризик того, що вони ста-нуть причиною суттєвих коригувань балансової вартості активів та зобов’язань протягом наступного фінансового року.

Зобов’язання із виплат працівникам. Група оцінює зобов’язання за виплатами після виходу на пенсію та іншими виплатами працівникам із використанням методу прогнозної кредитної одиниці на основі актуарних при-пущень, які відображають найкращі оцінки керівництва щодо змінних величин, які визначають кінцеву вартість виплат після виходу на пенсію та інших виплат працівни-кам. Теперішня вартість пенсійних зобов’язань залежить від цілої низки факторів, які визначаються на актуарній основі із використанням низки припущень. Основні припущення, які використовуються під час визначення чистої вартості (доходів) для пенсій, включають ставку дисконтування та очікуване збільшення рівня заробітної плати. Будь-які зміни у цих припущеннях вплинуть на балансову вартість пенсійних зобов’язань. Оскільки не існує довгострокових, високоліквідних корпоративних або облігацій внутрішньої державної позики, випущених у гривнях, необхідні істотні професійні судження для оцінки відповідної ставки дисконтування. Основні припущення подано у Примітці 15.

Визнання відстрочених податкових активів. Відстроче-ний податковий актив, визнаний у консолідованому звіті про фінансовий стан, являє собою податок на прибуток до відшкодування шляхом майбутніх вирахувань із оподатко-вуваного прибутку. Відстрочені податкові активи відобра-жаються у тій мірі, в якій вірогідна реалізація відповідної податкової вигоди. Під час визначення майбутнього оподатковуваного прибутку та суми податкових вигід, які вірогідно отримати у майбутньому, керівництво робить професійні судження та застосовує оцінки на основі істо-ричного оподатковуваного прибутку та очікувань щодо майбутніх доходів, які, як передбачається, будуть достатні-ми за відповідних обставин.

Податкове законодавство. Українське податкове, валют-не і митне законодавство продовжує розвиватися. Спірні нормативні акти стають причиною різних тлумачень. На думку керівництва, його тлумачення є належними і надій-ними, але немає гарантій того, що вони не стануть причи-ною претензій з боку податкових органів (Примітка 21).

Витрати на виведення об’єктів з експлуатації. Резерв на виведення активів з експлуатації являє собою теперіш-ню вартість витрат на виведення нафтогазових об’єктів з експлуатації, яку очікується понести у майбутньому (При-мітка 15). Ці резерви 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 родо-вищ, майбутніх цін на нафту і газ і, як результат, очікувано-го моменту у часі, коли не очікується отримання майбутніх економічних вигід у виробництві.

Зміни цих оцінок можуть призвести до суттєвих змін у ре-зервах, визнаних у консолідованому звіті про фінансовий стан.

Знос і виснаження нафтогазових активів. Нафтога-зові активи виснажуються із використанням методу суми одиниць продукції. Вартість експлуатаційних свердловин амортизується протягом існування підтверджених розро-блених запасів. Витрати на отримання ліцензії, будівниц-тво об’єктів загального призначення та майбутнє виведен-ня з експлуатації амортизуються протягом усього періоду існування загальних доведених запасів. Зміни в оцінках стосовно обсягів виробництва, підтверджених розробле-них запасів та загальних доведених запасів у сторону зменшення або збільшення можуть призвести до зміни обліку реалізації відповідних активів. Зменшення доведе-них розвіданих запасів у результаті майбутніх перевірок та виробництва призведе до збільшення витрат на знос, виснаження та амортизацію.

Зменшення корисності основних засобів. Керівництво переглядає балансову вартість активів для визначення, чи не існують будь-які ознаки зменшення корисності. Останній перегляд був здійснений протягом переоцінки основних засобів, проведеної станом на 31 грудня 2015 року (Примітка 6).

Під час оцінки загального зменшення корисності активи, які не генерують окремих потоків грошових коштів, вклю-чаються до відповідних одиниць, які генерують грошові кошти. Оцінки на предмет того, чи існують показники потенційного зменшення корисності, базуються на різно-манітних припущеннях, включно з ринковими умовами, реалізацією активів та здатністю використати актив для альтернативних цілей. Якщо існують ознаки зменшення корисності, група здійснює оцінку суми відшкодування (більшої з двох величин: справедливої вартості, за вира-хуванням витрат на продаж, та вартості під час викори-стання), порівнює її з балансовою вартістю і відображає зменшення корисності у тій мірі, в якій балансова вартість перевищує суму відшкодування. Вартість під час викори-стання базується на очікуваних майбутніх потоках грошо-вих коштів, які дисконтуються до їхньої теперішньої варто-сті. Очікувані майбутні потоки грошових коштів вимагають від керівництва зробити низку припущень, включно із попитом споживачів, виробничими потужностями, майбут-німи темпами зростання та відповідною ставкою дискон-тування. Будь-яка зміна цих оцінок може призвести до зменшення корисності у майбутніх періодах.

Група не виявила індикаторів загального зменшення ко-рисності станом на 31 грудня 2015 року.

Строки корисного використання інших основних засо-бів. Основні засоби групи, за виключенням нафтогазових активів, амортизуються із використанням прямолінійного методу протягом очікуваних строків їхнього корисного використання, які базуються на бізнес-планах керівництва та операційних оцінках.

Фактори, які можуть вплинути на оцінку строків корисного використання активів та їхньої залишкової вартості, вклю-чають таке:

• зміни у технологіях;

• зміни у технологіях технічного обслуговування;

• зміни регуляторних актів та законодавства;

• непередбачені проблеми з експлуатацією.

Будь-який із вищезазначених факторів може вплинути на знос основних засобів у майбутньому та їхню балансову і залишкову вартість. Група переглядає очікувані стро-ки корисного використання основних засобів на кінець кожного річного звітного періоду. Перегляд базується на поточному стані активів та очікуваному періоді, протягом

якого вони продовжуватимуть приносити економічні виго-ди для групи. Будь-які зміни очікуваних строків корисного використання або залишкової вартості відображаються на перспективній основі від дати зміни. Останній перегляд строків корисного використання здійснювався протягом переоцінки основних засобів станом на 31 грудня 2015 року (Примітка 6).

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 дебіторської заборгованості у порів-нянні із історією виплат, кредитними умовами, наданими клієнтам, та доступною ринковою інформацією щодо здатності контрагента здійснити оплату. У випадку якщо фактичне відшкодування буде меншим за оцінки керів-ництва, група може бути змушена відобразити додаткові витрати на знецінення.

Оцінка запасів. Запаси відображаються за меншою з двох величин: первісної вартості або чистої вартості реаліза-ції. Під час оцінки чистої вартості реалізації своїх запасів керівництво базує свої оцінки на різних припущеннях, включно з поточними ринковими цінами.

На кожну звітну дату група здійснює оцінку своїх запасів на предмет надлишкової кількості та старіння і, у випадку необхідності, відображає резерв на зменшення запасів стосовно застарілих та неходових товарів. Цей резерв вимагає використання припущень стосовно майбутнього використання запасів. Ці припущення базуються на ін-формації 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 ТЛУМАЧЕНЬПрийняття до застосування нових і переглянутих Міжна-родних стандартів фінансової звітності.

Такі стандарти були вперше прийняті до застосування групою за фінансовий рік, який починається на або після 1 січня 2015 року:

• поправки до МСБО 19 «Виплати працівникам» – Пенсій-ні плани із визначеними виплатами: внески працівни-ків;

• щорічні вдосконалення МСФЗ за період 2010-2012 років;

• щорічні вдосконалення МСФЗ за період 2011-2013 років.


258

Стандарти/тлумаченняНабувають чинності для річних облікових періодів, які починаються на або після

МСФЗ 14 «Відстрочені рахунки тарифного регулювання» 1 січня 2016 рокуПоправки до МСБО 16 «Основні засоби» та МСБО 38 «Нематеріальні активи» – Роз’яснення щодо застосування прийнятних методів обліку зносу та амортизації

1 січня 2016 року

Поправки до МСБО 27 «Окрема фінансова звітність» – Застосування методу участі в капіталі в окремій фінансовій звітності


Поправки до МСБО 16 «Основні засоби» та МСБО 41 «Сільське господар-ство» – Сільське господарство: плодоносні рослини


Поправки до МСФЗ 11 «Спільна діяльність» – Облік операцій придбання часток у спільній діяльності


Поправки до МСФЗ 10 «Консолідована фінансова звітність», МСФЗ 12 «Роз-криття інформації щодо часток в інших підприємствах» та МСБО 28 «Інвести-ції в асоційовані та спільні підприємства» (2011) – Інвестиційні підприємства: застосування виключення щодо консолідації


Поправки до МСБО 1 «Подання фінансової звітності» – Ініціатива щодо роз-криття інформації


Щорічні вдосконалення МСФЗ за період 2012-2014 років 1 січня 2016 рокуПоправки до МСБО 12 «Податок на прибуток» – Визнання відстрочених податкових активів стосовно нереалізованих збитків


Поправки до МСБО 7 «Звіт про рух грошових коштів» – Ініціатива щодо розкриття інформації


МСФЗ 15 «Доходи від реалізації за договорами з клієнтами» 1 січня 2018 рокуМСФЗ 9 «Фінансові інструменти» 1 січня 2018 рокуПоправки до МСФЗ 2 «Платіж на основі акцій» –Класифікація та оцінка опе-рацій із виплатами на основі акцій


МСФЗ 16 «Оренда» 1 січня 2019 рокуПоправки до МСФЗ 10 «Консолідована фінансова звітність» та МСБО 28 «Ін-вестиції в асоційовані та спільні підприємства» – Продаж або внесок активів між інвестором та його асоційованим або спільним підприємством

Дата набуття чинності не визначена

Прийняття до застосування поправок до стандартів не завдало жодного впливу на консолідований фінансовий стан або показники діяльності групи, відображені у консо-лідованій фінансовій звітності, і не призвели до будь-яких змін в обліковій політиці групи та сумах, відображених за поточний або попередні роки.

Стандарти і тлумачення випущені, але які ще не набу-ли чинності. На дату затвердження цієї консолідованої фінансової звітності такі стандарти і тлумачення, а також поправки до стандартів, були випущені, але іще не набули чинності:

На разі керівництво компанії здійснює оцінку впливу від за-стосування поправок до МСБО 1 «Подання фінансової звітно-сті» – Ініціатива щодо розкриття інформації, поправок до МСФЗ 10 «Консолідована фінансова звітність» та МСБО 28 «Інвестиції в асоційовані та спільні підприємства» – Продаж або внесок активів між інвестором та його асоційованим або спільним під-приємством, поправок до МСФЗ 11 «Спільна діяльність» – Облік

операцій придбання часток у спільній діяльності, поправок у результаті Щорічного вдосконалення МСФЗ, МСФЗ 15 «Доходи від реалізації за договорами з клієнтами» та МСФЗ 9 «Фінансові інструменти».

Щодо інших стандартів та тлумачень, то керівництво очікує, що їхнє прийняття до застосування не матиме суттєвого впливу на консолідовану фінансову звітність групи у майбутніх періодах.

АНБАНДЛІНГ – відокремлення діяльності із транспортування природного газу від постачання та видобутку

АР КРИМ – Автономна Республіка Крим

БРК, ДБР КНР – Державний банк розвитку Китаю

ВАТ «КІРОВОГРАДГАЗ», КІРОВОГРАДГАЗ – 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

ГРС – газорозподільні станції

ГТС – газотранспортна система

ГРУПА – НАК «Нафтогаз України», ПАТ «Укргазвидобування», ПАТ «Укртрансгаз», ПАТ «Укртранснафта», ДК «Газ України», ДП «Укравтогаз», ПАТ «Чорноморнафтогаз», ВАТ «Кіровоградгаз», ДП «Закордоннафтогаз», ПАТ «Укрспецтрансгаз», Naftogaz Overseas S.A., ДП «Вуглесинтезгаз України», ДП «Укрнафтогазкомплект», ДП «Науканафтогаз», ДП «Нафтогазобслуговування», ДП «ЛІКВО», ДП «Нафтогазбезпека», ДП «Будівельник», ПАТ «Укрнафта»

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: ПАТ «Укргазвидобування», ПАТ «Укртрансгаз», ПАТ «Укртранснафта», ДК «Газ України», ДП «Укравтогаз», ВАТ «Кіровоградгаз», ДП «Закордоннафтогаз», ПАТ «Укрспецтрансгаз», Naftogaz Overseas S.A., ПАТ «Укрнафта»

ДП «ЗАКОРДОННАФТОГАЗ», ЗАКОРОДОННАФТОГАЗ – дочірнє підприємство Національної акціонерної компанії «Нафтогаз України» «Закордоннафтогаз»

ДП «УКРАВТОГАЗ», УКРАВТОГАЗ – 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

ЖКГ – житлово–комунальне господарство

ІНТЕРКОНЕКТОР – об'єднаний транскордонний газогін

КАБІНЕТ МІНІСТРІВ, КМУ, КАБМІН – Кабінет Міністрів України

ДОВІДКОВА ІНФОРМАЦІЯ

ТА СКОРОЧЕННЯТЕРМІНИ

259

КОМПАНІЯ – Національна акціонерна компанія «Нафтогаз України»

КОМПРЕСОРНІ СТАНЦІЇ – станції для стиснення природного газу при транспортуванні газотранспортною системою

МАГІСТРАЛЬНІ ГАЗОГОНИ, МАГІСТРАЛЬНІ ГАЗОПРОВОДИ – трубопроводи, призначені для транспортування природного газу з району видобутку або виробництва до пунктів споживання

МВФ – Міжнародний валютний фонд (спеціальне агентство Організації Об’єднаних Націй)

МЕМОРАНДУМ – Меморандум про взаєморозуміння щодо створення інтегрованого ринку газу

МЕРТ – Міністерство економічного розвитку та торгівлі України

МІНІСТЕРСТВО, МІНЕНЕРГОВУГІЛЛЯ – Міністерство енергетики та вугільної промисловості України

МСФЗ – Міжнародні стандарти фінансової звітності

НАФТОГАЗ (НАК «НАФТОГАЗ УКРАЇНИ») – Національна акціонерна компанія «Нафтогаз України»

НІСД – Національний інститут стратегічних досліджень при Президенті України

НКРЕ, НКРЕКП, НАЦІОНАЛЬНА КОМІСІЯ – Національна комісія, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг

НПЗ – нафтопереробні заводи

ОВДП – облігації внутрішньої державної позики

ОЕСР – Організація економічного співробітництва та розвитку

ПАТ «УКРГАЗВИДОБУВАННЯ», УКРГАЗВИДОБУВАННЯ – публічне акціонерне товариство «Укргазвидобування»

ПАТ «УКРНАФТА», УКРНАФТА – публічне акціонерне товариство «Укрнафта»

ПАТ «УКРСПЕЦТРАНСГАЗ», УКРСПЕЦТРАНСГАЗ – публічне акціонерне товариство «Укрспецтрансгаз»

ПАТ «УКРТРАНСГАЗ», УКРТРАНСГАЗ – публічне акціонерне товариство «Укртрансгаз»

ПАТ «УКРТРАНСНАФТА», УКРТРАНСНАФТА – публічне акціонерне товариство «Укртранснафта»

ПАТ «ЧОРНОМОРНАФТОГАЗ», ЧОРНОМОРНАФТОГАЗ – публічне акціонерне товариство «Чорноморнафтогаз»

ПСГ – підземні сховища газу

РФ – Російська Федерація

СД – спільна діяльність

СВІТОВИЙ БАНК – організація, що надає допомогу з метою розвитку. Складається з Міжнародного банку реконструкції та розвитку (МБРР) та Міжнародної асоціаціації розвитку (МАР)

ТЕЦ, ТЕПЛОЕЛЕКТРОЦЕНТРАЛЬ – теплові електричні станції

ТКЕ, ТЕПЛОКОМУНЕНЕРГО – комунальне підприємство теплового господарства

ТКМ – тисяч кубічних метрів

ФОНД ДЕРЖМАЙНА – Фонд державного майна України

BAKER&MCKENZIE – Міжнародна юридична компанія Baker&McKenzie

ВР – нафтогазова, нафтохімічна та вугільна транснаціональна корпорація British Petroleum

EFET – Європейська федерація енерготрейдерів

EUSTREAM – оператор газотранспортної системи Словаччини

FRONTERA RESOURCES – американська нафтогазова компанія Frontera Resources

GAZ–SYSTEM S.A. – оператор газотранспортної системи Польщі

GSE – асоціація європейських операторів підземних газових сховищ

IEA – Міжнародна енергетична агенція

LNG-ТЕРМІНАЛ – термінал зі зрідження, отримання та регазифікації зрідженого газу

NAFTOGAZ OVERSEAS S.A. – акціонерна компанія Naftogaz Overseas (Швейцарія)

PRICEWATERHOUSECOOPERS (PWC) – Міжнародна аудиторсько–консультаційна компанія Pricewaterhouse-Coopers

VTP – віртуальна торгівельна точка

Загальні стандартні елементи звітності

Опис українською мовою Сторінка у звіті

Посилання на додаткову інформацію

Стратегія та аналізG4-1 Заява найстаршої особи, яка приймає рішення в органі-

зації15 Звернення голови правління

G4-2 Опис ключових впливів, ризиків, можливостей 128-129 Корпоративна соціальна відповідальність Управління ризиками Частково розкрито показник

Профіль організаціїG4-3 Назва організації 1G4-4 Бренди, продукція, послуги 1,

73-121Розділ «Про Нафтогаз» Розділ «Про Нафтогаз» Розділ «Операційна діяльність» Також дивіться сайт www.naftogaz.com

G4-5 Місцезнаходження штаб-квартири організації 266 Розділ «Контакти» на сайті www.naftogaz.com

G4-6 Кількість країн, в яких організація здійснює свою діяль-ність, і назви країн, де здійснюється основна діяльність

266

G4-7 Характер власності та організаційноправова форма 78 www.naftogaz.comG4-8 Ринки, на яких працює організація

(включаючи географічну розбивку, галузі, які обслуговує, а також категорії споживачів)

73-121 Розділ «Операційна діяльність» Також дивіться сайт www.naftogaz.com


ТАБЛИЦЯВІДПОВІДНОСТІЗВІТУ РЕКОМЕНДАЦІЯМГЛОБАЛЬНОЇ ІНІЦІАТИВИЗІ ЗВІТНОСТІ

260 261




G4-9 Масштаб організації, включаючи: • загальну чисельність співробітників; • загальну кількість підрозділів; • чисті продажі (для організацій приватного сектору) або чисті доходи (для організації державного сектору); • загальний капітал у розбивці на позиковий та власний капітал (для організацій приватного сектору); • обсяг продукції чи послуг, що надаються

161-258 Розділи «Фінансова звітність» та «Аналіз фінансової звітності»

G4-10 a. Загальна чисельність співробітників з розбиттям по договору про найм та статті b. Загальна чисельність постійних співробітників з роз-биттям по типу зайнятості та статті

130 Розділ «Персонал»

G4-12 Ланцюг постачання організації 38 Дивіться розділ «Закупівлі» на сайті ком-панії www.naftogaz.com У групі Нафтогаз ведеться реформування системи закупівель, що має на меті впро-вадити нову, високоефективну систему закупівель.

Взаємодія з зацікавленими сторонами

G4-24 Список груп зацікавлених сторін 153 Розділ «Взаємодія із зацікавленими сто-ронами"

G4-25 Принципи виявлення та відбору зацікавлених сторін для взаємодії

157-160 Розділ «Взаємодія із зацікавленими сторо-нами». Також дивіться Кодекс Корпоративної Етики НАК «Натофгаз України» http://www.naftogaz.com/files/HR/Naftogaz-Kode-Ethics.pdf

G4-26 Підхід організації до взаємодії із зацікавленими сторонами

157-160 Розділ «Взаємодія із зацікавленими сторо-нами»

G4-27 Ключові теми і занепокоєння, які були підняті зацікавле-ними сторонами

128-160 Розділ «Корпоративна соціальна відпові-дальність»

Загальні відомості про звіт

G4-28 Звітний період 15, 161 Звіт підготовлено за результатами діяль-ності групи Нафтогаз за 2015 календарний рік

G4-31 Контактна особа для звернень з питаннями щодо даного звіту та його змісту

266 Управління по зв’язках з громадськістю Телефон: +380 (44) 586 3579 Факс: +380 (44) 235 9222 [email protected]

G4-32 Вказівник змісту GRI 261 Додаткова інформація

G4-33 Політика та практика, які застосовує організація стосов-но забезпечення зовнішнього засвідчення звітності про сталий розвиток.

Цей звіт підготовлено відповідно до Керівництва звітності у галузі сталого розвитку GRI G4 – самодекларація рівня «Основний» застосування GRI G4. Звіт не проходив незалежну перевірку




Корпоративне управління

G4-34 Структура корпоративного управління 52 Розділ «Корпоративне управління»

G4-38 Склад вищого органу корпоративного управління та його комітетів

54-63 Розділ «Корпоративне управління»

G4-39 Чи є голова вищого органу корпоративного управління також і виконавчим директором (якщо так – то які в нього функції у керівництві організа-цією та причини такого сумісництва посад)

Не є.

G4-40 Порядок висування та відбору кандидатів в члени вищо-го органу корпоративного управління

56-61 Розділ «Корпоративне управління»

G4-48 Вищий комітет чи посадові особи, які офіційно переві-ряють та затверджують звіт організації в галузі сталого розвитку, а також забезпечують охоплення у звіті всіх суттєвих аспектів

Голова Правління

G4-51 Правила винагороди членів вищого органу корпоратив-ного управління і виконавчих керівників вищого рангу

62 Розділ «Правління та його винагорода» Правила винагороди встановлені через оцінку досягнень затверджених стра-тегічних цілей та ключових показників ефективності»

Етика та добросовісність

G4 – 56 Цінності, принципи, стандарти і норми поведінки органі-зації, такі як кодекси поведінки та етичні кодекси

11, 134 Місія та цінності Розділ «Корпоративна етика» Також дивіться Кодекс Корпоративної Етики НАК «Нафтогаз України» http://www.naftogaz.com/files/HR/Naftogaz-Kode-Ethics.pdf

Істотні аспекти

Специфічні стандартні елементи звітності

Категорія «Економічна»

G4– EC 1 Створена та розподілена пряма економічна вартість 161-186 Аналіз фінансової звітності

G4– EC 2 Фінансові аспекти та інші ризики та можливості для діяльності організації, що пов'язані зі змінами

161-258 Аналіз фінансової звітності Фінансова звітність

G4– EC 7 Розвиток та вплив інвестицій у інфраструктуру та безоп-латні послуги

141-143 Розділ «Корпоративна соціальна відпові-дальність», підрозділ «Розвиток місцевих громад»

G4– EC 8 Істотні непрямі економічні впливи, включаючи область впливу

128-129 Розділ «Корпоративна соціальна відпові-дальність

Суспільство

Місцеві громади

G4-SO1 Відсоток підрозділів з реалізованими програмами взає-модії з місцевими громадами, програмами оцінки впливу діяльності на місцеві громади та програмами розвитку місцевих громад

141 Розділ «Корпоративна соціальна відпові-дальність», підрозділ «Розвиток місцевих громад»

G4-SO4 Інформування про політику та методи протидії корупції 68-72 Розділ «Корпоративне управління», під-розділ «Боротьба з корупцією»


262 263




Практика трудових відносин та гідна працяG4-LA1 Загальна кількість співробітників, а також плинність

кадрів у розбивці за віковими групами,, статі та регіоном130 Розділ «Корпоративна соціальна відпові-

дальність», підрозділ «Персонал»G4-LA2 Пільги, які надаються працівникам, які працюють на

умовах повної зайнятості та котрі не надаються праців-никам, які працюють на умовах тимчасової або неповної зайнятості

130-133 Розділ «Корпоративна соціальна відпові-дальність», підрозділ «Персонал"

G4-LA4 Мінімальний період сповіщення щодо істотних змін у діяльності організації, а також чи визначений ін у колек-тивних угодах

Згідно з чинним законодавством України – 2 місяці; закріплено у колектив-них угодах

G4-LA6 Види і рівень виробничого травматизму, рівень профе-сійних захворювань, коефіцієнт втрачених днів і кое-фіцієнт відсутності на робочому місці, а також загальна кількість нещасних випадків, пов'язаних з роботою, в розбивці по регіонах і статті

139

G4-LA7 Працівники з високим травматизмом і високим ризиком захворюваності, пов'язаним з родом їх занять

135 Розділ «Корпоративна соціальна відпові-дальність», підрозділ «Безпека праці»

G4-LA8 Охоплення питань здоров'я та безпеки в офіційних уго-дах з профспілками

135 Розділ «Корпоративна соціальна відпові-дальність», підрозділ «Безпека праці»

G4-LA10 Програми розвитку навичок, покликані підтримувати здатність співробітників до зайнятості, а також надати їм підтримку при завершенні кар'єри

131 Розділ «Корпоративна соціальна відпові-дальність», підрозділ «Персонал»

G4-LA12 Склад керівних органів і основних категорій персоналу організації з розбиттям за статтю, віковими групами, належності до груп меншин та іншими ознаками різно-манітності

133 Розділ «Корпоративна соціальна відпові-дальність», підрозділ «Персонал»

Права людиниG4-HR3 Загальна кількість випадків дискримінації та дії, яких

було застосовано для їх коригування.Не виявлено.

G4-HR5 Виявлені підрозділи та постачальники, у яких є істотний ризик використання дитячої праці та дії, яких було вжито для викорінення дитячої праці.

Не релевантно. Дитяча та примусова праця заборонені в Україні згідно з чинним законодавством. Компанія не працює у країнах, де є висо-кий ризик порушень прав людини, у тому числі, щодо використання дитячої праці.

G4-HR6 Виявлені підрозділи та постачальники, у яких є істотний ризик використання примусової праці та дії, яких було вжито для викорінення примусової праці.

Не релевантно. Дитяча та примусова праця заборонені в Україні згідно з чинним законодавством. Компанія не працює у країнах, де є висо-кий ризик порушень прав людини, у тому числі, щодо використання дитячої праці.

Екологічна результативністьG4-EN3 Споживання енергії в межах організації 151 Розділ «Енергоефективність та енергозбе-

реження»G4-EN6 Зменшення енергоспоживання 151 Розділ «Енергоефективність та енергозбе-

реження»G4-EN8 Загальна кількість збирання води з розбиттям по джере-

лах148 Розділ «Екологія та безпека»

G4-EN15 (b) Прямі викиди парникових газів 148 Розділ «Екологія та безпека»




G4-EN16 Непрямі енергетичні викиди парникових газів 148 Розділ «Екологія та безпека»G4-EN19 Скорочення викидів парникових газів 146-147 Розділ «Екологія та безпека»G4-EN21 Викиди в атмосферу NOx, SOx та інших значних забруд-

нюючих речовин148 Розділ «Екологія та безпека»

G4-EN22 Загальний обсяг скидання стічних вод з наведенням якості стічних вод та об'єкту, що приймає.

148-149 Розділ «Екологія та безпека» Частково розкрито показник»

G4-EN23 Загальна маса відходів з розбиттям за видами і методів поводження

149 Розділ «Екологія та безпека»

G4-EN26 Приналежність, розмір, статус охорони і цінність з точки зору біорізноманіття водних об'єктів і пов'язаних з ними місць існування, на які істотно впливають викиди органі-зації і поверхневий стік з її території


G4-EN31 Загальні витрати і інвестиції на охорону навколишнього середовища з розбивкою по типах



264 265


НАК «НАФТОГАЗ УКРАЇНИ»вул. Б. Хмельницького, 6, м. Київ, 01601, Українател.: +380 (44) 586-33-30, +380 (44) 586-39-63, +380 (44) 586-32-83e-mail: [email protected] , [email protected]: www.naftogaz.com, www.naftogaz-europe.comhttps://www.facebook.com/NaftogazUAhttps://twitter.com/naftogazukraine

ПАТ «УКРГАЗВИДОБУВАННЯ»вул. Кудрявська, 26/28, м. Київ, 04053, Українател.: +380 (44) 461-27-23e-mail: [email protected]: www.ugv.com.ua

ПАТ «УКРНАФТА»Нестерівський пров. 3-5, м. Київ, 04053, Українател.: +380 (44) 503 0386, +380 (44) 506-10-03e-mail: [email protected]: www.ukrnafta.com

ПАТ «ЧОРНОМОРНАФТОГАЗ»вул. Б. Хмельницького, 26, офіс 505, м. Київ, 01601, Українател. +380 (44) 220-14-64e-mail: [email protected]: www.naftogaz.com

ПАТ «УКРТРАНСГАЗ»Кловський узвіз, 9/1, м. Київ, 01021, Українател.: +380 (44) 254-34-38e-mail: [email protected]: www.utg.ua

ПАТ «УКРТРАНСНАФТА»вул. Кутузова, 18/7, Київ, 01133, Українател.: +380 (44) 201-57-01, +380 (44) 201-57-76e-mail: [email protected]: www.ukrtransnafta.com

ДК «ГАЗ УКРАЇНИ»вул. Шолуденка, 1, м. Київ, 04116, Українател: +380 (44) 537-05-38e-mail: [email protected]: www.gasukraine.com.ua

ДП «УКРАВТОГАЗ»вул. Григоровича-Барського, 2, м. Київ, 03134, Українател.: +380 (44) 291-28-01, +380 (44) 291-28-05, +380 (44) 291-28-11e-mail: [email protected]: www.ukravtogaz.com

ПАТ «УКРСПЕЦТРАНСГАЗ»вул. Промислова, 3, м. Долина, 03477, Українател.: +380 (3477) 2-53-10, +380 (3477) 2-53-11e-mail: [email protected]: www.ustg.com.ua

ФІЛІЯ В АРАБСЬКІЙ РЕСПУБЛІЦІ ЄГИПЕТ3 A st. 259, New Maadi Cairo, 11311, Egyptтел.: +202 27543365, +202 25202661e-mail: [email protected], http://naftogaz-europe.com/en

ПРЕДСТАВНИЦТВО В КОРОЛІВСТВІ БЕЛЬГІЯRue Breydel, 40, Brussels, 1040, Belgiumтел.: +32 2 235 8645, +32 2 235 8644e-mail: [email protected], www.naftogaz.eu

ФІЛІЯ В РОСІЙСЬКІЙ ФЕДЕРАЦІЇул. Академика Пилюгина, 24, г. Москва, 117393, Россиятел.: +7 495-747-59-14e-mail: [email protected], http://naftogaz-europe.com/ru

ФІЛІЯ В ТУРКМЕНІСТАНІş.Aşgabat, Arçabil şaýoly, Biznes-Merkezi «ABC»тел.: +99 312 48 01 86, +99 312 48 03 10e-mail: [email protected], http://naftogaz-europe.com

ПРЕДСТАВНИЦТВО В УГОРЩИНІNépfürdő u. 22/B. 12. em., Budapest, 1138, Hungaryтел.: +36 1 791 0256, +36 1 791 0257e-mail: [email protected], www.naftogaz.hu

NAFTOGAZ TRADING EUROPE SArue Dr-Alfred-Vincent 16, c/o SYNERGIX S.A.,succursale de Geneva, 1201 Geneva, Switzerlandтел.: +41 22 735 3805, +41 22 735 3807e-mail: [email protected]

КОНТАКТИ

ПРЕДСТАВНИЦТВА НАК:

266 267

Economy & Finance

Naftogaz annual-report-2015