K17 036 by ACMU

РІЧНИЙ ЗВІТ

ГРУПА НАФТОГАЗ

2016

Укрнафта (50%+1 акція) Видобування нафти та газу

Укртранснафта (100%)

Нафтогаз України

Транспортування та зберігання нафти

Головний офіс, оптова торгівля

Укргазвидобування (100%)

СТРУКТУРА ГРУПИ

Видобування та підготовка газу та нафти

Укртрансгаз (100%)

Транспортування та зберігання газу

Укрспецтрансгаз (100%)

92% доходів

Газ України (100%)

Роздрібне постачання до 2012

Переробка та зберігання нафти

Petrosannan Company (СД, Єгипет)

НАФТА

Видобування нафти та газу

6% доходів

ГАЗ

Залізничні перевезення СВГ

Укртатнафта (43 %)

Закордоннафтогаз (100%) Видобування нафти та газу

ІНШЕ 2%

Укравтогаз (100%)

Роздрібний продаж СПГ(заправки)

Науканафтогаз (100%) Наукові дослідження

доходів

Naftogaz Trading Europe S.A. (100%)

Вуглесинтезгаз України (100%) Розробка проектів із газозаміщення

(раніше Naftogaz Overseas S.A.) Оптова торгівля (Женева)

ЛІКВО (100%)

Кіровоградгаз (51%)

Запобігання надзвичайним ситуаціям

Розподілення та постачання газу

Нафтогазбезпека (100%)

Чорноморнафтогаз* (100%)

Послуги безпеки

Видобування нафти та газу

Укрнафтогазкомплект (100%) Постачання обладнання

Нафтогазобслуговування (100%) Сервісні функції

Ланцюг доданої вартості газу: 92 % доходів групи РОЗВІДКА ТА ВИДОБУВАННЯ

УКРГАЗВИДОБУВАННЯ

ІМПОРТ

НАФТОГАЗ (ГО)

14,6 млрд куб. м

74%

271 млрд куб. м

8,2 млрд куб. м

видобуток (73% внутрішнього видобутку) запаси газу

загального імпорту з ЄС газу імпортовано

140

УКРНАФТА (50% + 1 акція)

0 куб. м

розвідане та в розробці

1,3 млрд куб. м

видобуток (8% українського видобутку)

32,1

млрд куб. м запаси газу

НАФТОГАЗ (ГО)

0,5 млрд куб. м

запаси газу

PETROSANNAN CO (СД, Єгипет)

176 млн куб. м

видобуток газу

0,2 млрд куб. м

запаси газу

постачальників газу з Європи газу імпортовано з Росії з листопада 2015 року

ТРАНСПОРТУВАННЯ ТА ЗБЕРІГАННЯ

УКРТРАНСГАЗ природна монополія

82,2

млрд куб. м обсяг транзиту

29,3

млрд куб. м внутрішнє транспортування

31 млрд куб. м

об’єм сховищ

РОЗПОДІЛ

1,5%

частка Нафтогазу в сегменті

70%

сегмента контролює приватна бізнесгрупа

Ланцюг доданої вартості нафти: 6 % доходів групи МАРКЕТИНГ І ПОСТАЧАННЯ

НАФТОГАЗ

36%

частка ринку в нерегульованому сегменті в 2016 році

100%

поставок ТКЕ, найпроблемніший сегмент (17 % загального споживання)

поставок безпосередньо населенню Ринок контролюють посередники «газзбути», пов’язані із операторами розподільних мереж

РОЗВІДКА ТА ВИДОБУВАННЯ

ТРАНСПОРТУВАННЯ ТА ЗБЕРІГАННЯ

ПЕРЕРОБКА

МАРКЕТИНГ І РОЗДРІБНИЙ ПРОДАЖ

УКРНАФТА

УКРТРАНСНАФТА

УКРТАТНАФТА

УКРНАФТА

1,52

15,2

Навіть формальний контроль втрачено в 2015 Єдиний нафтопереробний завод, який працює в Україні

537

(50 % + 1 акція) млн т видобуток нафти (68% внутрішнього видобутку)

млн т запаси нафти та конденсату

природна монополія

млн т транспортування нафти, включаючи:

13,8

млн т у європейському напрямку

(43 %)

18,6 млн т/рік

Найбільша роздрібна мережа в Україні: заправок (8,4% від загальної кількості)

14 %

потужність

частка у загальному обсязі роздрібних продажів в Україні

УКРГАЗВИДОБУВАННЯ

1,4 млн т

внутрішнє

0,5 млн т

1,1 млн куб. м

1,2 млн т у 2016 р.

обсяг виробництва (15% внутрішнього попиту)

УКРГАЗВИДОБУВАННЯ

видобуток нафти та конденсату (20% внутрішнього видобутку)

3,7

обсяг резервуарів

УКРГАЗВИДОБУВАННЯ млн т/рік потужність переробки нафти, конденсату та ШФЛВ

НАФТОГАЗ (ГО)

млн т виробництво нафтопродуктів (3% попиту)

1,9

PETROSANNAN CO (СД, Єгипет)

заправок у Харківській області

0,9

млн т запаси нафти та конденсату

млн тонн запаси нафти та конденсату

0,5

0,2

млн т виробництво скрапленого газу (12% від загального попиту)

0,3

млн т видобуток нафти/конденсату

0,5

млн т запаси нафти

Oцінка Нафтогазу на основі запасів, підрахованих компанією Ryder Scott Company

РІЧНИЙ ЗВІТ

ФІНАНСОВІ ПОКАЗНИКИ НАФТОГАЗУ ДЕ МИ ЗАРАЗ

2016 рік, млрд грн

Upstream

Midstream

РЕЗУЛЬТАТ СЕГМЕНТА

-1%

Downstream

10%

ЗБЕРІГАННЯ ТРАНСПОРПРИРОДНОГО ТУВАННЯ СИРОЇ НАФТИ ГАЗУ ТА ІНШЕ

-43%

23%

26,2

-3,5

-6,8

15,3

ТРАНСПОРТУВАННЯ І РОЗПОДІЛ ПРИРОДНОГО ВИРОБНИЦТВО ГАЗУ СИРОЇ НАФТИ І ГАЗОВОГО КОНДЕНСАТУ

-11,9 ІНШЕ ТА НЕРОЗПОДІЛЕНІ СУМИ

2016

23%

0,8

-91,3

ПЕРЕРОБКА ПРОДАЖ СИРОЇ НАФТИ ТА І ГАЗОВОГО ПОСТАЧАННЯ КОНДЕНСАТУ ПРИРОДНОГО ТА ТОРГІВЛЯ ГАЗУ НАФТОСПОЖИВАЧАМ ПРОДУКТАМИ

40,4

+132

-5%

1,7

-1,6 1,6

2016

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

21,0

СПЛАЧЕНО ОТРИМАНО

ПРИБУТОК ДО ОПОДАТКУВАННЯ 2016

73,8

47,6

20,2

-29,7 -17,1

-96,6

-33,4 СПЛАЧЕНІ ПОДАТКИ СУБСИДІЇ/РІЗНИЦЯ В ТАРИФАХ, ПІЛЬГИ ТА СУБСИДІЇ (2014)

ROA

РЕКАПІТАЛІЗАЦІЯ НАФТОГАЗУ

-14,9

ВИРОБНИЦТВО ПРИРОДНОГО ГАЗУ

2014

2015

2016

Динаміка доходів та активів групи ОПЕРАЦІЙНІ ДОХОДИ ГРУПИ (БЕЗ ЕЛІМІНАЦІЇ) ІНШІ DOWNSTREAM

262,1

0,5

MIDSTREAM

UPSTREAM

82,1

63,5

115,6

157,7

1,8

73,5

54,8

94,3

0,4

90,3 4

0,5

UPSTREAM

2016

2015

7,8

2014

5,3

2013

27,6

27,6 32,4

58,5 52,1

АКТИВИ ГРУПИ MIDSTREAM

82,8

488,4

94,5

488,1 405,9

48,3 39,4

DOWNSTREAM

144,5

32,3 21,7

33,3 28,5

93,5 46,9

31,4

ІНШІ

39,9

704,6

660,7

515,9

237,9 5

ЗМІСТ ХТО МИ Є

ЧОГО МИ ДОСЯГЛИ

Група Нафтогаз ............................................................................3

Операційні доходи та активи за сегментами..............99

Ключові фінансові показники.................................................4

Ключові показники року.......................................................103

Місія та цінності............................................................................8

Операційна ефективність.....................................................104

Звернення голови правління Андрія Коболєва.......... 10

Upstream (видобуток газу і нафти)................................106 Укргазвидобування...................................................................116

ЯК МИ ПРАЦЮЄМО

Укрнафта..............................................................................122

Звіт наглядової ради.................................................................12

Інвестиційні проекти в Єгипті...................................124

Структура корпоративного управління...........................18

Midstream (транспортування).............................................126

Створення цінності: 6 капіталів...........................................20

Транспортування газу...................................................132

Правління та його винагорода.............................................22

Транспортування нафти..............................................138

Менеджери вищої ланки........................................................24

Downstream (переробка та торгівля)..............................142

Персонал........................................................................................26

Постачання та продаж газу.......................................143

Безпека праці..............................................................................32

Переробка нафти та конденсату, торгівля

Розвиток місцевих громад.....................................................40

нафтопродуктами..........................................................149

Енергоефективність..................................................................44

Інші види діяльності.................................................................151

Екологія та охорона довкілля...............................................48

Капітальні інвестиції................................................................151

ДЕ МИ ЗАРАЗ

Податки, субсидії та позики.................................................152 Рух коштів та робочий капітал...........................................154

Важливі події звітного періоду............................................58 Макроекономічне середовище..........................................60

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ

Україна на газовому ринку Європи..................................62

Аналіз зауважень аудитора.................................................156

Баланс газу України.................................................................64

Звіт незалежного аудитора................................................160

Ринок газу .................................................................................. 68

Баланс (звіт про фінансовий стан)..................................163

Транзит до ЄС...................................................................70

Звіт про фінансові результати...........................................164

Імпорт в Україну.................................................................73

Звіт про зміни у власному капіталі.................................165

Видобуток.............................................................................74

Звіт про рух грошових коштів...........................................166

Використання....................................................................75

Примітки до фінансової звітності.....................................169

Ринок нафти і нафтопродуктів............................................79 Важливі регуляторні зміни....................................................85

ДОВІДКОВА ІНФОРМАЦІЯ

Перші підсумки реформи ................................................... 90

Терміни та скорочення......................................................... 212

Анбандлінг.....................................................................................92

Таблиця показників звітності GRI.................................... 214

Основні ризики...........................................................................94

Контактна інформація............................................................221

РІЧНИЙ ЗВІТ

ХТО МИ

2016

Сумлінність та довіра: ми є чесними та надійними як у відносинах в самій компанії, так і у відносинах із третіми особами

Прозорість: ми є відкритими та об’єктивними у процесі взаємодії як в компанії, так і з третіми особами

НАША МІСІЯ - БУТИ РУШІЙНОЮ СИЛОЮ МОДЕРНІЗАЦІЇ ТА ПРОФЕСІОНАЛІЗМУ В ЕНЕРГЕТИЧНОМУ СЕКТОРІ УКРАЇНИ, ІНТЕГРОВАНОМУ З ЄВРОПЕЙСЬКИМ РИНКОМ, ЗАБЕЗПЕЧУЮЧИ БЕЗПЕКУ ПОСТАЧАННЯ ЕНЕРГІЇ ЗА КОНКУРЕНТНИМИ ЦІНАМИ, ПРИ ЦЬОМУ МАКСИМІЗУЮЧИ ВАРТІСТЬ НАЦІОНАЛЬНИХ РЕСУРСІВ

Професіоналізм: ми націлені на професійний розвиток та дотримуємось найвищих стандартів етичної поведінки

Справедливість: ми послідовні, справедливі та меритократичні в наших відносинах з усіма нашими клієнтами, співробітниками, конкурентами та державою

ХТО МИ

ЗВЕРНЕННЯ ГОЛОВИ ПРАВЛІННЯ АНДРІЯ КОБОЛЄВА

Перед вами документ, який не лише розповідає про результати групи в 2016 році, але й підводить умовний підсумок трьох років роботи чинного керівництва Нафтогазу. Головний з цих результатів – ми вперше за п’ять років стали прибутковими, при цьому вперше за десять років не отримували підтрим‑ ки з держбюджету. Ми маємо також інші досягнення, яки‑ ми пишаємося. Нафтогаз – найбільший платник податків в Україні. Ми надійно забезпечуємо газом не тільки домівки наших громадян, але й гарантуємо його достатність для всіх інших категорій споживачів України. Гарантуємо за будь‑яких обставин – навіть якщо за ві‑ кном вже довго тримається холодна зи‑ мова погода, Газпром все ще не бажає постачати газ в Україну, а запаси ву‑ гілля перетнули мінімально п рипустиму

межу. Завдяки диверсифікації поста‑ чальників, ефективному управлінню запасами та співпраці з міжнародними фінансовими організаціями ми постійно оптимізуємо наші основні статті витрат. В 2016 році нам вперше за багато років вдалося зупинити тенденцію падіння обсягів видобутку газу в Укргазви‑ добуванні, а в 2017 році ми плануємо отримати перше суттєве зростання видобутку. Прозорість та системна боротьба з корупцією стали не просто гучними гаслами, а головним елемен‑ том нашої культури, ми стали найбіль‑ шим користувачем системи ProZorro. На дату написання цього звернення ми отримали перше рішення Стокголь‑ мського арбітражу у справі Газпрому проти Нафтогазу, яке повністю відхили‑ ло вимоги російської сторони відшко‑ дувати більше 44 млрд дол. США за принципом «бери‑або‑плати». Перелічені вище здобутки стали ре‑ зультатом наполегливих зусиль великої кількості людей. Дуже різних ззовні, але об’єднаних тим самим фактором, який, як я зміг переконатись на власному досвіді, є головною запорукою успіху будь‑якої команди – спільні цінності. Саме вони стали фундаментом нашої стратегії в 2014‑му році, саме вони до‑ помагали приймати важкі, але важливі рішення, саме на них було побудовано нову стратегію всієї групи, яку ми нещодавно передали на затвердження нашому акціонеру – уряду України.

ЯК МИ ПРАЦЮЄМО

Це, передусім, сумлінність та довіра: ми є чесними та надійними у відносинах як у самій групі, так і з третіми особами. Це також прозорість: ми є відкритими та об’єктивними у процесі взаємодії все‑ редині та зовні групи. Для нас визначне значення має професіоналізм: ми наці‑ лені на професійний розвиток та дотри‑ муємось найвищих стандартів етичної поведінки. Нарешті, ми дотримуємося принципу справедливості: ми послідовні та меритократичні в наших відносинах з усіма нашими клієнтами, співробітни‑ ками, конкурентами та державою. Я щиро вдячний усім тим, хто поділяє наші цінності – як в Нафтогазі, так і за його межами. Саме ви зробили можли‑ вим наш успіх і появу перших позитивних результатів газової реформи. Ці перші паростки змін з’явилися попри великий спротив «старої системи». Тієї самої, яка в 2016‑му році впевнено зайняла перше місце в рейтингу критичних загроз всім здобуткам важкої реформи газового рин‑ ку України та Нафтогазу, як його невід’єм‑ ної частини. Перше – оскільки боротьба з внутрішнім ворогом, як з’ясувалось, є набагато важчою та небезпечнішою, ніж будь‑який арбітраж. Але я глибоко переконаний, що найближчим часом ми переможемо й на цьому фронті і продовжимо руха‑ тись далі до нових перемог. Щиро ваш, Андрій Коболєв

РІЧНИЙ ЗВІТ

ЯК МИ ПРАЦЮЄМО

ЗВІТ НАГЛЯДОВОЇ РАДИ НАФТОГАЗУ Більшість питань, які розглядались наглядовою радою у 2016 році, були спрямовані на вирішення проблем минулих періодів, реформування корпоративного управління Нафтогазу та на створення підґрунтя для втілення удосконаленої системи менеджменту в майбутньому. Наглядова рада сподіва‑ ється прокласти новий шлях, зосере‑ дившись на майбутній стратегії групи Нафтогаз та на впровадженні систем внутрішнього контролю на користь бізнесу та народу України. Також необхідно зауважити, що успішне виконання вищезазначених дій вимагатиме від уряду забезпечення прийняття відповідних змін до законо‑ давства, які вимагаються Планом дій з корпоративного управління Нафтогазу. Станом на дату звіту, прийняття таких змін ще очікується.

Наглядова рада у 2016 році Створена 21 квітня 2016 року відповідно до нового законодавства, наглядова рада Нафтогазу (далі – наглядова рада) має на меті допомогти уряду та менедж‑ менту запровадити кращі міжнародні практики управління, розробити та представити уряду як акціонеру страте‑ гію компанії та здійснювати контроль за діяльністю менеджменту для забезпе‑ чення кращих результатів.

Наглядова рада Нафтогазу стала пер‑ шим прикладом на шляху до започатко‑ ваної урядом реформи корпоративного управління державних підприємств, старт якої дало ініціювання урядом та

подальше ухвалення Закону України «Про внесення змін до деяких законо‑ давчих актів України щодо управління об’єктами державної та комунальної власності» від 02.06.2016 № 1405-VIII. Основною відмінністю нової системи корпоративного управління державних підприємств є мінімізація політичного впливу на їх діяльність, зменшення кон‑ флікту інтересів між формуванням полі‑ тики урядом та економічною доцільністю під час ухвалення управлінських рішень щодо діяльності компаній, покращення ефективності та прозорості їх діяльності, викорінення корупції з метою досягнен‑ ня кращого результату для державного бюджету та суспільства в цілому.

Загальний стан компанії: операційна діяльність та фінансові результати

• імпортований природний газ в обсязі 8,2 млрд куб. м (майже вдвічі менше, ніж в 2015 році) було придбано у 15 європейських поста‑ чальників. Частка жодного з них не перевищила 30% від загальних обсягів, імпортованих Нафтогазом; • розпочато освоєння власних ліцен‑ зійних газових ресурсів компанії, яке здійснюється дочірньою компа‑ нією Укргазвидобування. Укладено угоду з Укргазвидобування на буріння свердловин та облаштуван‑ ня родовищ на ліцензійних ділянках апарату компанії на виконання міні‑ мальних зобов’язань, передбачених програмами робіт, що є невід’ємни‑ ми частинами спеціальних дозволів на користування надрами. Основні показники фінансових результатів діяльності холдингової компанії в 2016 році: • вперше за останні 5 років Нафто‑ газ, як окрема юридична особа, отримав чистий прибуток в сумі 26,5 млрд грн та позитивне значен‑ ня чистого руху коштів від опе‑ раційної діяльності в розмірі 36,0 млрд грн; • за результатами діяльності у 2016 році компанія планує сплатити єдиному акціонеру в особі держави дивіденди в розмірі 13,3 млрд грн (50% від прибутку 2016 року). Крім того, планується сплатити 2,4 млрд грн авансового внеску з податку на прибуток; • компанія вперше з 2006 року не отримувала прямої підтримки від держави у вигляді компенсації різ‑

ниці в цінах або шляхом рекапіталі‑ зації за рахунок отриманих ОВДП; • компанія сплатила до держбюджету 16,3 млрд грн податків, що на 4% більше запланованого; • двічі протягом року (в січні та лип‑ ні-вересні 2016 року) забезпечено придбання імпортованого природ‑ ного газу за рахунок відновлюваль‑ ної кредитної лінії ЄБРР в розмірі 300 млн дол., отриманої компанією під державні гарантії наприкінці 2015 року; • підписано угоди з банками Citibank та Deutsche Bank на відновлювану кредитну лінію, деноміновану в євро, на суму 478 млн євро під гарантії Світового банку для фінансування закупівлі природного газу, що доз‑ волило знизити вартість кредитних ресурсів. Вартість кредитної лінії не перевищує 2,5% річних; • зменшено середньозважену ефек‑ тивну відсоткову ставку за фінан‑ совими зобов’язаннями з 14,3% у 2015 році до 12,0%, в той час як на внутрішньому та закордонному фінансових ринках ставки за кре‑ дитами для українських компаній зросли.

Структура наглядової ради та її комітетів Призначення та укладання договорів Відповідно до Наказу Міністерства еко‑ номічного розвитку і торгівлі України від 25.03.2016 № 504 утворено наглядо‑ ву раду Нафтогазу в складі п’яти членів, три з яких є незалежними директо‑

2016

рами. Усі члени наглядової ради були призначені строком на 4 роки. Окремі члени наглядової ради були призначені серією наказів Міністерства економічного розвитку і торгівлі України (далі – МЕРТУ), а повний склад наглядової ради був сформований 21.04.2016 згідно з Наказом МЕРТУ № 725. Усі члени нагля‑ дової ради обрані Комітетом з призна‑ чення керівників особливо важливих для економіки підприємств при Міністерстві економічного розвитку і торгівлі України. Протягом 2016 року усі обрані члени наглядової ради відповідали критеріям, які висувались до членів наглядової ради чинним Положенням про нагля‑ дову раду (у редакції, затвердженій Постановою Кабінету Міністрів України від 05.12.2015 № 1002), зокрема в частині наявності компетенції та можливості приділяти достатньо часу роботі в наг‑ лядовій раді. Згідно з цими вимогами у складі наглядової ради були представ‑ лені особи різної статі. Крім того, після обрання кожен не‑ залежний директор надав Комітету з призначення керівників особливо важливих для економіки підприємств заяву про відповідність критеріям незалежності, визначеним зазначеним Положенням, у повному обсязі. Такі самі заяви включені до річного звіту, поданого до загальних зборів акціоне‑ рів, та оприлюднюються на її офіцій‑ ному веб-сайті Нафтогазу1. 11 травня 2016 року компанія уклала з незалежними директорами договори http://www.naftogaz.com/files/official_ documents/Statement-(Declaration-ofindependence).pdf 1

Наглядова рада

Основні результати операційної діяльності компанії в 2016 році: • забезпечено транзит природного газу територією України в обся‑ зі 82,2 млрд куб. м, що на 22,5% більше порівняно з 2015 роком (67,1 млрд куб. м). Обсяги транзиту та вартість послуг з транзиту у 2016 році є найбільшими за останні три роки; • Нафтогаз покрив свою потребу в імпортованому природному газі за рахунок постачальників на європей‑ ському ринку;

Голова наглядової ради Ковалів Юлія Ігорівна

Заступник голови наглядової ради, не‑ залежний директор Ворвік Пол Сіріл

Незалежний дирек‑ тор Проктор Чарльз Річард Фарадей

Незалежний ди‑ ректор Др. Річардс Маркус Тревор

Член наглядової ради Демчишин Во‑ лодимир Васильович

РІЧНИЙ ЗВІТ

ЯК МИ ПРАЦЮЄМО

Наглядова рада

Присутність на засіданнях наглядової ради протягом 2016 року (чергові та позачергові)

Ковалів Юлія Ігорівна

Комітет з питань аудиту1

Комітет з питань етики1

Комітет з призначень та винагород1

9/10 (частково присутня під час засідань 13-15 липня 2016 року у зв’язку зі службовим відрядженням та 8-11 листопада 2016 року та 5-9 грудня 2016)

6/6

Ворвік Пол Сіріл

9/10

5/6

6/6

Річардс Маркус Тревор

10/10

6/6

9/10 (частково присутній під час засідання 13-15 липня 2016 року)

6/6

5/6

10/10

6/6

Проктор Чарльз Річард Фарадей Демчишин Володимир Васильович

5/6

До загальної кількості засідань не включене перше засідання наглядової ради, проведене 11-13 травня 2016 року, на якому було прийняте рішення про утворення комітету з питань аудиту, комітету з питань етики, комітету з призначень та винагород

про надання послуг у зв’язку з вико‑ нанням повноважень членів наглядової ради. Відповідно до положень цих договорів винагорода за виконання повноважень членів наглядової ради (включаючи відшкодування витрат) виплачувалася за період починаючи з 25 березня 2016 року. 22 вересня 2016 року компанія уклала аналогічний договір про надання послуг з паном Демчишиним. Винагорода за виконання ним повнова‑ жень члена наглядової ради (включаючи відшкодування витрат) виплачується за період з 21 квітня 2016 року. Винагорода за виконання обов’язків членами наглядової ради за цими договорами визначена згідно з наказа‑ ми МЕРТУ (у якості акціонера компанії протягом 2016 року) на рівні 215 тис. євро на рік до оподаткування для незалежних директорів та 75% зазначеної суми для пана Демчишина2. Також члени наглядо‑ вої ради мають право на відшкодування витрат, зазнаних під час виконання ними повноважень членів наглядової ради, у порядку, передбаченому положеннями укладених з ними договорів. У 2016 році договір про надання послуг з пані Ковалів укладений не був, і компанія не виплачувала їй винагороди за виконання обов’яз‑ ків члена наглядової ради, оскільки акціонером не було прийняте рішення про затвердження умов договору з нею на виконання повноважень члена наглядової ради. Наказ МЕРТУ від 12.04.2016 № 675 зі змінами, внесеними Наказом МЕРТУ від 29.04.2016 № 773 для незалежних директорів та Наказом МЕРТУ від 06.09.2016 № 1476 для пана Демчишина

При цьому в 2016 році компанія здійснила витрати на забезпечення діяльності нагля‑ дової ради у сумі приблизно 20 070 тис. грн, що включає оплату послуг членів нагля‑ дової ради в сумі 15 302 тис. грн, відшко‑ дування витрат, пов’язаних з виконанням ними обов’язків членів наглядової ради, а також витрати компанії на забезпечення страхування відповідальності цих посадо‑ вих осіб після їх призначення. Призначення у наглядовій раді Перше засідання наглядової ради було проведене 11-13 травня 2016 року. На першому засіданні члени наглядової ради обрали: • Ковалів Юлію Ігорівну головою наг‑ лядової ради та Ворвіка Пола Сіріла заступником голови наглядової ради; • Річардса Маркуса Тревора головою комітету з питань етики; • Проктора Чарльза Річарда Фарадея головою комітету з питань аудиту;

• Ворвіка Пола Сіріла головою комітету з призначень та винагород. До складу кожного комітету було при‑ значено усіх членів наглядової ради.

Робота наглядової ради та її комітетів Відповідно до вимог Статуту компанії наглядова рада має проводити засідан‑ ня у разі потреби, але не рідше ніж один раз на три місяці. Починаючи з травня 2016 року до квітня 2017 року наглядова рада провела 10 засідань, з них 3 позачергові засідання на вимогу правління. Наглядова рада провела робочу зустріч у серпні 2016 року, враховуючи, що затвердженим календарем засідань наг‑ лядової ради не передбачалося чергове засідання у серпні, і протягом звітного року відвідувала виробничі потужності Укргазвидобування в Полтавській області та Диспетчерський центр Укртрансгазу в

Індивідуальна винагорода членів наглядової ради за 2016 рік

ВСЬОГО, грн

Ворвік Пол Сіріл

5 218 222,28

Річардс Маркус Тревор

5 579 700,40

Проктор Чарльз Річард Фарадей

5 229 498,52

Демчишин Володимир Васильович

2 935 826,25

Ковалів Юлія Ігорівна ВСЬОГО

106 470,58 19 069 718,03

В грудні 2016 року було сплачено 999 543,51 грн за послуги страхування відповідальності директорів. Договір страхування передбачає страхування відповідальності осіб, які можуть займати посади голови наглядової ради, заступника голови наглядової ради або члена наглядової ради в період дії договору страхування.

м. Києві. Більшість членів наглядової ради приділили вдвічі більше часу виконанню своїх функцій порівняно з вимогами, які встановлені в Положенні про наглядову раду. Наглядова рада очікує, що такий самий час необхідно буде приділяти вико‑ нанню обов’язків і в майбутньому. На доповнення до вищезазначеного, члени наглядової ради присвячували додатковий час для роботи в окремих комітетах, вели постійну роботу над документацією в рам‑ ках розробки оновленої стратегії компанії, планування та управління ефективністю як на індивідуальній, так і на колегіальній основі. Після утворення усіх трьох комітетів у ве‑ ресні 2016 року були ухвалені положення про кожен комітет. Члени наглядової ради прийняли рішення, що засідання коміте‑ тів мають проводитися під час кожного чергового засідання наглядової ради для попереднього обговорення питань поряд‑ ку денного такого засідання. Враховуючи важливу соціальну роль компанії, на початку 2017 року було ство‑ рено комітет з питань охорони праці, екологічної та промислової безпеки.

Конфлікт інтересів Члени наглядової ради зобов’язані по‑ відомляти про конфлікт інтересів щодо розгляду питань порядку денного. Під час позачергових засідань наг‑ лядової ради 26 липня та 12 серпня 2016 року, на які виносилися питання договорів постачання природного газу на липень та серпень 2016 року між компанією та ПАТ «Одеський припор‑ товий завод», голова наглядової ради повідомила про конфлікт інтересів, оскільки голова в той час була членом

Робочої групи з підготовки рекоменда‑ цій та пропозицій до проектів рішень Кабінету Міністрів України щодо умов продажу об’єктів державної власності, що підлягають приватизації (консуль‑ тативно-дорадчого органу уряду Укра‑ їни, який був залучений до консульту‑ вання з питань успішної приватизації ПАТ «Одеський припортовий завод»).

Першочергові завдання наглядової ради За відсутності затвердженої акціонером політики власності першочерговими завданнями наглядової ради у 2016 році стали започаткування роботи над стра‑ тегією компанії, розробка та впрова‑ дження системи внутрішнього контролю та системи делегування повноважень, запуск роботи системи внутрішнього аудиту та спільна робота з правлінням та ключовими дочірніми компаніями групи щодо розробки фінансових та інвестиційних планів на 2017 рік. Наглядова рада разом з правлінням працювала над розробкою опти‑ мальної моделі операційної діяль‑ ності Нафтогазу та над виконанням ПДКУ, ухваленого урядом у 2015 році. Більшість дій, виконання яких згідно з ПДКУ покладалось на компанію та наг‑ лядову раду, були реалізовані до кінця 2016 року. При цьому строк виконання деяких пунктів плану перенесений у зв’язку із відтермінуванням виконання Етапу ІІ ПДКУ з боку уряду. Протягом звітного року були прийняті усі необхідні рішення щодо забезпе‑ чення функціонування наглядової ради, її комітетів та служби корпоративного секретаря. Крім того, наглядова рада обрала керівника з питань комплаєнсу,

Робота наглядової ради зосереджувалася на: • розробленні разом з правлінням ефективної стратегії для групи Нафтогаз з огляду на нові можливості та поточні активи підприємств, а також на основі принципів комерційної діяльності та визнання спеці‑ альних обов’язків компанії • реалізації Плану дій щодо корпоративного управління з метою за‑ безпечення відповідності корпоративного управління та взаємодії з акціонером принципам ОЕСР для державних підприємств; • розробленні та впровадженні відповідних структур управління під‑ приємством (система внутрішнього фінансового контролю) в групі Нафтогаз з метою забезпечення ефективного контролю відповідно до кращих міжнародних практик.

2016

керівника з питань управління ризика‑ ми та керівника служби внутрішнього аудиту з метою запровадження функцій комплаєнсу та управління ризиками, а також реструктуризації наявної функ‑ ції внутрішнього аудиту відповідно до кращих міжнародних практик. Протягом 2016 року наглядова рада активно працювала з ключовими дочірніми компаніями групи щодо розробки фінансових та інвестиційних планів на 2017 рік з метою підвищення операційної ефективності компаній групи та якості бізнес-планування. У період з травня по грудень 2016 року наглядова рада прийняла 40 рішень з питань, що належать до її компетенції відповідно до вимог законодавства або редакції Статуту Нафтогазу, чинної протягом 2016 року. Шість з цих сорока рішень стосувалися перенесення розгляду питань порядку денного на наступні засідання, проте пізніше рішення були прийняті з усіх перене‑ сених питань. Таким чином, протягом 2016 року наглядова рада провела голосування та прийняла 34 рішення. Наглядова рада взяла активну участь у розробленні змін то Статуту Нафтогазу, нова редакція якого була затверджена Кабінетом Міністрів України 14 грудня 2016 року. Зокрема, відповідно до Статуту були розширені повноваження наглядової ради стосовно прийняття кадрових та фінансово-господарських рішень ключо‑ вих дочірніх компаній групи, погодження їх фінансових та інвестиційних планів, а також було встановлено нові фінансові обмеження в сфері закупівель, постачан‑ ня природного газу та інших правочинів.

Взаємодія з акціонером та зовнішні комунікації У 2016 році наглядова рада започат‑ кувала практику постійної взаємодії з урядом, яка полягає в проведенні спільних зустрічей з Віце-прем’єр-мі‑ ністром та іншими представниками акціонера компанії. Також наглядова рада на постійній основі проводила зустрічі з представ‑ никами міжнародних фінансових орга‑ нізацій, які є кредиторами компанії, та активно співпрацювала з зовнішніми консультантами, яких компанія залучи‑ ла до проектів з розроблення стратегії групи Нафтогаз та запровадження системи внутрішнього контролю.

РІЧНИЙ ЗВІТ

ЯК МИ ПРАЦЮЄМО Основні завдання та робота комітетів наглядової ради Комітет з питань аудиту У 2016 році комітет розглянув фінансову звітність компа‑ Мета комітету Комітет з питань аудиту був утворений за рішенням, прийнятим на засіданні наглядової ради від 11-13 травня 2016 року, як постій‑ но діючий консультаційно-дорадчий орган наглядової ради. Метою комітету є сприяння наглядовій раді у здійсненні нагляду за повнотою і достовірністю фінансової звітності, надійністю та ефеткивністю системи внутрішнього контролю, незалежністю зовнішнього та внутрішнього аудиту, забезпеченням дотримання законодавста та кодексу корпора‑ тивної етики Нафтогазу. Ключові функції комітету Відповідно до Положення про комітет з питань аудиту наглядової ради комітет виконує наступні ключові завдання та функції: 1) організація та виконання попереднього розгляду питань, включених до порядку денного комітету та наглядової ради, що пов’язані з фінансами, аудитом та управлінням ризиками; 2) організація та розробка проектів висновків, пропозицій, рекомендацій, інших документів, проектів політик, страте‑ гій, положень, процедур, рішень, пов’язаних з фінансами, аудитом та управлінням ризиками, а також подання їх на розгляд наглядовій раді; 3) забезпечення повноти, точності і своєчасності підготовки фінансової звітності компанії; 4) огляд загального стану та аналіз ефективності системи внутрішнього контролю та управління ризиками; 5) призначення, перевірка та моніторинг незалежності і об’єк‑ тивності зовнішнього аудитора та ефективності процесу аудиту; 6) організація, контроль та розгляд ефективності роботи служби внутрішнього аудиту; 7) організація та виконання функцій загального управління казначейською діяльністю в групі Нафтогаз; 8) організація та виконання функцій стосовно інших обов’язків у компанії, в тому числі проведення спеціальних розсліду‑ вань та розгляд випадків шахрайства. Основні результати роботи в 2016 році У 2016 році значна частина роботи комітету була зосереджена на налагодженні процесу поточної діяльності та його функціональності, включаючи при‑ значення керівника служби внутрішнього аудиту та керівника з питань управління ризиками компанії. У 2016 році розпочався проект із запровадження системи внутрішнього контролю, до якого залучено компанію EY, яка має провести комплексний огляд елементів, що входять до функціональних обов’яз‑ ків комітету з питань аудиту, зокрема внутрішнього аудиту, управління ризиками підприємства, фінансового контролю та управління інвестиціями. 16

нії Нафтогаз та консолідовану фінансову звітність групи Нафтогаз, підтверджену незалежними аудиторами. Також комітет провів зустрічі з зовнішніми аудиторами компанії (які незалежні від Правління), розглянув загальний процес управління казначейськими операціями компанії та надав низку рекомендацій з цих питань; розглянув пропозиції щодо реструктуризації служби внутрішнього аудиту та розроблен‑ ня плану внутрішніх аудитів на 2017 рік задля забезпечення належного проведення внутрішніх аудитів компанії та групи Нафтогаз. У рамках загальної Програми аудитів Нафтогазу комітет у грудні 2016 року ініціював проведення спеціальної перевірки результатів аудиту щодо операцій Укртрансгазу, на які звернули увагу зовнішні аудитори компанії як на такі, що викликають підозру.

Комітет з питань етики Мета комітету Комітет з питань етики був утворений за рішенням, прийнятим на засіданні наглядової ради від 11-13 травня 2016 року, як постійно діючий консультаційно-дорадчий орган нагля‑ дової ради. Метою діяльності комітету є сприяння наглядовій раді у захисті інтересів компанії шляхом оцінки й надання рекомендацій та пропозицій. Ключові функції комітету Відповідно до Положення про комітет з питань етики наглядової ради комітет виконує наступні ключові завдання та функції: 1) виконання Кодексу корпоративної етики компанії, включаючи моніторинг та вирішення ситуацій щодо конфлікту інтересів, визначення спеціальних правил та процедур для опрацювання скарг третіх осіб стосовно порушення етичних норм керівництвом та працівниками компанії; 2) застосування Кодексу корпоративної етики для забезпе‑ чення дотримання етичних норм під час прийняття рішень, дотримання законодавства в юрисдикціях, в яких працює компанія, а також відповідність внутрішнім стандартам компанії; повідомлення про порушення, розслідування та врегулювання порушень; 3) встановлення рамок політик компанії щодо реагування на ризики, аналіз та перегляд правил, процедур та практик з етики компанії для виявлення можливих порушень етичних норм та надання оцінки їх ефективності для задоволення інтересів та потреб компанії;

6) сприяння ефективній комунікації між керівництвом та пра‑ цівниками компанії з метою досягнення кращого розуміння етичних цінностей компанії та для заохочення до їх дотриман‑ ня, а також для запобігання неприйнятним практикам. Основні результати роботи в 2016 році У 2016 році робота комітету була зосереджена на актуалізації та внесенні суттєвих змін до чинного Кодексу корпоративної етики Нафтогазу, на питаннях створення лінії допомоги з питань етики та системи повідо‑ млень про підозру в скоєнні неправомірних дій, що має на меті запровадження принципів етичної поведінки та створення сучасної корпоративної культури в Нафтогазі, як це прийнято в інших національних нафтогазових компаніях у світі.

Комітет з призначень та винагород Мета комітету Комітет з призначень та винагород був утво‑ рений за рішенням, прийнятим на засіданні наглядової ради від 11-13 травня 2016 року, як постійно діючий консультаційно-дорадчий орган наглядової ради. Метою діяльності комітету є забезпечення попе‑ реднього розгляду та поглибленого опрацювання питань, що належать до компетенції наглядової ради у сфері призначень та винагород, підготовка рекомендацій наглядовій раді для прийняття рішень щодо формування пріоритетних напрямів діяльності компанії у сфері управління персоналом, у тому числі з питань залучення висококваліфікованих фахівців у галузі управління та створення необхідних стимулів для їх ефективної діяльності. Ключові функції комітету Відповідно до Положення про комітет з при‑ значень та винагород наглядової ради комітет виконує наступні ключові завдання та функції: 1) сприяння наглядовій раді у розробленні проекту та запровадженні стратегії наступництва керів‑ ництва компанії для забезпечення безперервності роботи правління; 2) створення та запровадження політик та стандартів компанії з питань підбору кандидатів на посади у правлінні; 3) встановлення принципів визначення винагород та умов трудових договорів (контрактів) членів правління з метою створення необхідних стимулів для ефективної роботи щодо реалізації стратегії розвитку компанії; 4) організація розроблення та опрацювання проектів політик, стратегій, регламентів, рішень та інших документів, що ре‑

2016

гулюють діяльність у сфері призначень і винагород членів правління, підготовка наглядовій раді висновків, пропозицій, рекомендацій з цих питань; 5) підготовка та винесення на розгляд загальних зборів або нагля‑ дової ради (як це встановлено Статутом) подання про обрання або припинення повноважень голови та членів правління, призначення та звільнення з посади посадових осіб компанії, які призначаються та звільняються наглядовою радою; 6) формування пропозицій щодо критеріїв та системи оцінки результатів роботи голови та членів правління, корпоратив‑ ного секретаря, керівника з питань управління ризиками, керівника служби внутрішнього аудиту, керівника з питань комплаєнсу, уповноваженого антикорупційної програми; 7) проведення попереднього аналізу результатів діяльності голови та членів правління, підготовка пропозицій щодо зміни розміру їх винагороди, застосування інших форм заохочення. Основні результати роботи в 2016 році У 2016 році робота комітету була зосереджена на розробленні політики з призначень та ка‑ дрового резерву як щодо персоналу компанії, так і для членів правління, а також на сприянні правлінню у розробленні орга‑ нізаційної структури компанії та групи Нафтогаз відповідно до найкращих практик нафтогазових компаній. Розпочавши свою діяльність у 2016 році, комітет зауважив, що обсяг робіт, спрямованих на трансформацію кадрових процесів та процедур у Нафтогазі, які є одним з основних завдань комітету з призначень та винагород, включаючи впровадження ефективної системи управління результатами діяльності, повноцінний план забезпечення кадрового резерву, системи виплати винагород, зокрема бонусів для посадових осіб та персоналу тощо, переросте в багаторічний проект, який потребує залучення зовнішніх професійних радників та реалізації кількох тривалих компонентів щодо вдосконалення процесу (як у випадку більшості компаній, які досягли успіху в цих сферах). Комітет має намір продовжити працювати разом із керівництвом компанії над комплексним вирішенням цих питань, також стосовно всіх дочірніх компаній групи. Затвердження та перегляд положення про комітети Положення про комітет з питань аудиту, ко‑ мітет з питань етики, комітет з призначень та винагород були затверджені з урахуванням вимоги переглянути їх через шість місяців. Наглядова рада планує розглянути це питання у 2017 році в рамках проекту із запровадження системи внутрішньо‑ го контролю в компанії.

4) моніторинг бізнес-середовища компанії та найкращої міжнародної практики (як універсальної, так і галузевої) у сфері корпоративної етики, взаємодія з різними зацікав‑ леними особами для визначення адекватності поточних політик компанії; 5) забезпечення належного рівня звітності та прозорості компанії; 17

РІЧНИЙ ЗВІТ

ЦІЛЬОВА СТРУКТУРА КОРПОРАТИВНОГО УПРАВЛІННЯ РОЛЬ ДЕРЖАВИ ЯК ВЛАСНИКА

МЕТА РЕФОРМИ КОРПОРАТИВНОГО УПРАВЛІННЯ

Держава як акціонер в особі Кабінету Міністрів України визначає напрямки діяльності компанії.

Запровадження структури корпоративного управління, що відповідає найкращим світовим практикам для підприємств у власності держави

Визначені напрямки мають бути узгоджені з політикою власності держави, за допомогою якої уряд пояснює народові України, чому саме Нафтогаз має бути у державній власності.

Обрання членів наглядової ради, більшість якої становлять незалежні директори.

Стратегія компанії будується на напрямках, визначених урядом.

Наділення наглядової ради повним обсягом повноважень, включаючи затвердження стратегії, фінансових та інвестиційних планів, обрання та припинення повноважень членів правління.

Держава гарантує відсутність політичного втручання у діяльність компанії.

Побудова дієвої системи внутрішнього контролю, що включає внутрішній аудит, комплаєнс, фінансовий контроль, управління ризиками тощо.

Держава є поінформованим та активним власником, корпоративне управління здійснюється з урахуванням особливостей та потреб компанії з метою забезпечити дотримання компанією напрямків діяльності, визначених урядом.

Підтвердження статусу компанії як юридичної особи приватного права.

Держава утворює дієві органи управління та призначає до них висококваліфікованих професіоналів із надійною репутацією, делегуючи їм контроль за керівництвом. При цьому в компанії налагоджена ефективна система внутрішнього контролю та обирається незалежний аудитор.

Підтвердження права власності компанії на акції / корпоративні права юридичних осіб, акціонером яких є компанія.

Регуляторні функції та функції акціонера повинні бути розділені.

Компанія, як і інші державні компанії, дотримуватиметься високих стандартів прозорості. Окрім розкриття інформації, що вимагається відповідно до законодавства, компанія дотримуватиметься правил розкриття інформації, встановлених для компаній, акції яких котируються на біржі.

2016

НАРОД УКРАЇНИ

НЕЗАЛЕЖНИЙ НОМІНАЦІЙНИЙ КОМІТЕТ

КАБІНЕТ МІНІСТРІВ УКРАЇНИ

НЕЗАЛЕЖНІ РЕГУЛЯТОРИ НЕЗАЛЕЖНИЙ АУДИТОР

НАГЛЯДОВА РАДА

КОМІТЕТ З ПИТАНЬ ЕТИКИ

КОМІТЕТ З ПИТАНЬ ОХОРОНИ ПРАЦІ, ЕКОЛОГІЧНОЇ ТА ПРОМИСЛОВОЇ БЕЗПЕКИ

КОМІТЕТ З ПРИЗНАЧЕНЬ ТА ВИНАГОРОД

КОМІТЕТ З ПИТАНЬ АУДИТУ

ПРАВЛІННЯ

РІЧНИЙ ЗВІТ

СТВОРЕННЯ ЦІННОСТІ: 6 КАПІТАЛІВ

2016

Статистичні дані - за 2016 рік

ВИРОБНИЧИЙ Нафтогаз – провідне підприємство паливноенергетичного комплексу, одна з найбільших компаній України. Детальніше читайте на сторінці 104

Виробництво природного газу

Виробництво сирої нафти і газового конденсату

Зберігання природного газу

млрд грн

Транспортування і розподіл природного газу

Транспортування сирої нафти

Продаж та постачання природного газу

Переробка сирої нафти і газового конденсату

млрд грн

64,5 9,4 185,5 265,4 15,6 0,2 8,2 млрд грн

млрд грн

ЛЮДСЬКИЙ Нафтогаз – один з найбільших роботодавців України. На підприємствах, що входять до групи Нафтогаз, працюють 74 765 співробітників. Детальніше читайте на сторінці 26

РОЗВИТОК ТА СОЦІАЛЬНЕ ЗАБЕЗПЕЧЕННЯ ПРАЦІВНИКІВ

1,8

млрд грн

БЕЗПЕЧНІ УМОВИ ПРАЦІ (ОХОРОНА ПРАЦІ ТА ПРОТИПОЖЕЖНІ ЗАХОДИ)

391,9

млн грн

КВАЛІФІКОВАНІ СПЕЦІАЛІСТИ (ПІДВИЩИЛИ КВАЛІФІКАЦІЮ)

19 643 співробітників

КОНКУРЕНТОСПРОМОЖНА ЗАРОБІТНА ПЛАТА

71%

на вище у порівнянні з зарплатою у промисловості України

ВАРТІСТЬ ОСНОВНИХ ЗАСОБІВ ЗА СЕГМЕНТАМИ

ПРИРОДНИЙ

Запаси

Ресурси

Нафтогаз намагається мінімізувати вплив своєї виробничої діяльності на навколишнє природне середовище.

газ:

304,8

газ:

Детальніше читайте на сторінці 108, 157

211,7

млрд куб. м

Нафтогаз постійно працює для забезпечення фінансування за конкурентними цінами та виконує всі свої зобов’язання перед кредиторами

млрд куб. м

нафта:

нафта та газовий конденсат:

47,2

ФІНАНСОВИЙ

98,8

млн т

ЧИСТІ АКТИВИ

460

млрд грн

ЧИСТИЙ ПРИБУТОК

22,5

млрд грн

47,3

Детальніше читайте на сторінці 157

млн т

ЧИСТИЙ ГРОШОВИЙ ПОТІК ВІД ОПЕРАЦІЙНОЇ ДІЯЛЬНОСТІ млрд грн

Oцінка Нафтогазу на основі запасів, підрахованих компанією Ryder Scott Company

ІНТЕЛЕКТУАЛЬНИЙ Інтелектуальний капітал – один зі стратегічних активів групи Нафтогаз та наша конкурентна перевага. Детальніше читайте на сторінці 12

ВНУТРІШНІ СИСТЕМИ УПРАВЛІННЯ ТА КОНТРОЛЮ

ІНТЕЛЕКТУАЛЬНА ВЛАСНІСТЬ

СИСТЕМА КОРПОРАТИВНОГО УПРАВЛІННЯ, ЩО ВІДПОВІДАЄ ПРИНЦИПАМ КОРПОРАТИВНОГО УПРАВЛІННЯ ОЕСР

СИСТЕМА УПРАВЛІННЯ РИЗИКАМИ

СОЦІАЛЬНИЙ Ми 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. Детальніше читайте на сторінці 42

СОЦІАЛЬНИЙ РОЗВИТОК МІСЦЕВИХ ГРОМАД

55,8

ВІДПОВІДАЛЬНА КОРПОРАТИВНА КУЛЬТУРА

ПРИНЦИПИ І ВЗАЄМОДІЯ З ЗАЦІКАВЛЕНИМИ ПРОЦЕДУРИ СТОРОНАМИ

млрд грн

РІЧНИЙ ЗВІТ

ЯК МИ ПРАЦЮЄМО

ПРАВЛІННЯ ТА ЙОГО ВИНАГОРОДА

2016

Винагорода управлінського персоналу Упродовж 2016 року управлінський персонал складався в середньому із чотирьох членів правління та шістьох директорів (у 2015 році - чотири члени правління та чотири директори). Компенсація управлінському персоналу, що входить до скла‑ ду інших операційних витрат, включала заробітну плату і додаткові поточні премії та становила 88 млн грн (у 2015 році 7 млн грн). З декларацією про доходи голови правління Нафтогазу Андрія Коболєва за 2016 рік можна ознайомитися на сайті компанії www.naftogaz.com в розділі Корпоративне управління.

Винагорода членів правління Нафтогазу за 2016 рік Члени правління 01.01.2016-31.12.2016

Фіксована винагорода (до оподаткування) членів правління за 2016 рік, млн грн

Андрій Коболєв

19,0

Юрій Колбушкін

10,2

Сергій Коновець

11,1

Сергій Перелома

10,5

Всього

50,8

Андрій Коболєв

Сергій Коновець

Починав кар’єру у міжнародній аудиторській та консалтинговій групі PwC, де спеціалізувався на питаннях стратегічного управління та корпоративних пере‑ творень.

Відповідає за фінансово-економічний напрямок в компанії.

Голова правління з 25 березня 2014 року

З 2002 по 2010 роки працював у Нафтогазі, де пройшов шлях від головного фахівця до радника голови правління. Згодом став співзасновником та партнером інвестиційно-банківської групи AYA Capital, де займався залученням боргового та акціонерного капіталу, реструкту‑ ризаціями кредитної заборгованості та реорганізацією корпоративної структури великих підприємств і холдингів.

Фінансовий директор (заступник голови правління) з квітня 2014 року Має більш ніж 20-річний професійний досвід роботи у міжнародних компаніях у сферах розробки стратегії, розвитку бізнесу, фінансів та аудиту. Працював партнером з аудиту у провідних аудиторських компаніях Deloitte та EY. До призначення в Нафтогаз працював у міжнародній консалтинговій групі Boston Consulting Group. Він відповідав за розвиток бізнесу та стратегічне планування в міжнародному агрохолдингу Bunge у Швейцарії. Здобув ступінь магістра управління бізнесом (MBA) в провідній міжнародній бізнес-школі IMD в Лозанні у Швейцарії.

Отримав ступінь магістра міжнародних економічних відносин з відзнакою в Інституті міжнародних відносин Київського національного університету імені Тараса Шевченка.

Сергій Перелома

Юрій Колбушкін

Очолює напрямки співробітництва з питань транспортування і постачання природного газу, митного оформлення, реалізації газу та формування його балансів.

Працює в Нафтогазі з дня заснування компанії.

Перший заступник голови правління з серпня 2014 року

Має більш ніж 15-річний досвід роботи у нафтогазовій галузі.

Член правління з лютого 1999 року Відповідає за податкову та цінову політику, бюджетні розрахунки, формування фінансових ресурсів та економічне регулювання.

Фахівець у сфері фінансів та банківської справи.

До приходу в нафтогазову сферу 15 років працював в Міністерстві фінансів України.

Отримав освіту в Інституті міжнародних відносин Київського національного університету імені Тараса Шевченка.

Закінчив Київський інститут народного господарства. Доктор економічних наук, дійсний член (академік) Української нафтогазової академії. 23

РІЧНИЙ ЗВІТ

ЯК МИ ПРАЦЮЄМО

2016

МЕНЕДЖЕРИ ВИЩОЇ ЛАНКИ ЮРІЙ ВІТРЕНКО

Головний комерційний директор Групи Нафтогаз Відповідає за розробку ефективної стратегії розвитку та реформування На‑ фтогазу, розвиток нових напрямів бізнесу та диверсифікацію поставок газу в Україну. Контролює організацію зовнішньоекономічної діяльності компанії, нала‑ годження та розширення міжнародного співробітництва. Організує роботу з за‑ купівлі 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 позаштатним радником голови правління. Розпочав кар’єру в 1998 році у міжнародній аудиторській та консалтинговій групі PwC, де консультував най‑ більші 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. Співзасновник 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 сту‑ пінь бакалавра та з відзнакою закінчив магістратуру факультету Міжнародних економічних відносин Київського національного економічного університету.

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

ЯРОСЛАВ ТЕКЛЮК

Директор з юридичних питань Відповідає за загальне юридичне забезпечення, взаємодію з органами вла‑ ди та за захист інтересів компанії в судах та інших установах. Має більш ніж 15-річний досвід юридичної практики. Фахівець із захисту інтересів у корпора‑ тивних спорах, у судових справах в банківській, фінансовій та телекомунікацій‑ ній 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 спеці‑ альністю Міжнародне право.

З квітня 2014 року до червня 2016 року обіймав посаду директора з правових питань та взаємодії з органами влади.

ВІТАЛІЙ ЩЕРБЕНКО

Директор з адміністративної діяльності та енергоефективності Забезпечує організацію та планування програм групи Нафтогаз у сфері капітальних інвестицій та непрофільних активів. Керує процесами залучення інвестицій в проекти, пов’язані з використанням енергозберігаючих технологій, зменшенням втрат і витрат природного газу, збільшенням частини викори‑ стання відновлюваних джерел енергії. Відповідає за організацію та здійснення закупівель товарів, робіт і послуг, координує кадрову політику, питання соці‑ альної сфери та матеріально-технічного забезпечення в компанії. Має більш ніж 20-річний досвід роботи на керівних посадах. Отримав освіту економіста у Київському національному економічному університеті.

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

РОМАН БІЛЯГА

Директор з закупівель Групи Нафтогаз Очолює напрямок організації та формування єдиної політики підприємств групи в сфері закупівель. 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 інже‑ нерну освіту у Вінницькому національному технічному університеті.

З березня 2017 року - член правління Укртрансгазу.

РІЧНИЙ ЗВІТ

ЯК МИ ПРАЦЮЄМО

2016

Структура персоналу групи Нафтогаз у 2016 році Категорії персоналу1

Гендерна структура

493 8 466

22%

12 537 53 269 78% Кваліфіковані та інші робітники Професіонали та фахівці Керівники Технічні службовці

ПЕРСОНАЛ

категорії персоналу згідно з класифікатором професій України

Вікова структура

бовців – 493 особи (0,7%), кваліфікованих та інших робітників – 53 269 осіб (71,3%).

Сьогодні на підприємствах групи працюють люди з досвідом робо‑ ти у великих міжнародних компа‑ ніях, таких як ArcelorMittal, BCG, Chevron, ConocoPhillips, Deloitte, Dragon Capital, ExxonMobil, EY, KPMG, McKinsey&Company, PwC, Shell та інших.

У гендерній структурі підприємств групи переважають чоловіки: 78% чоловіків (58 190 осіб) та 22% жінок (16 575 осіб).

Нафтогаз є одним з найбільших ро‑ ботодавців України. На підприємствах, що входять до групи Нафтогаз, працює 74 765 працівників, у тому числі керівни‑ ків – 8 466 осіб (11%), професіоналів та фахівців – 12 537 осіб (17%), технічних служ‑

Із загальної чисельності керівників, професіоналів, фахівців підприємств групи (21 003 особи) повну вищу освіту, неповну вищу та базову вищу мають 20 680 осіб або 98%. Кількість кандида‑ тів і докторів наук – 217 осіб, ще 22 особи мають вчене звання. Чисельність працівників віком до 35 років – 18 893 особи (25%), пра‑

цівники, яким до настання права на пенсію за віком залишилось 5 і менше років – 10 154 особи (14%), пенсіонерів за віком – 2 055 осіб (3%), переваж‑ на частина працівників віком від 35 до 50 років (58%).

Політика у сфері прав людини Як міжнародна компанія ми поважаємо та захищаємо права людини в країнах, де ми працюємо. Компанія здійснює свою діяльність відповідно до принци‑ пів Загальної декларації прав людини, конвенцій Міжнародної організації праці (Конвенції №29, 87, 98, 100, 105,

Кількість працівників за основними напрямами діяльності

2 055

ПРОФЕСІЙНА ДОСВІДЧЕНА КОМАНДА – ЦЕ ГОЛОВНИЙ АКТИВ ГРУПИ НАФТОГАЗ, ВІД ЯКОГО ЗАЛЕЖИТЬ ДОСЯГНЕННЯ ОЧІКУВАНИХ РЕЗУЛЬТАТІВ БІЗНЕСУ ТА СТВОРЕННЯ ЦІННОСТІ ДЛЯ СУСПІЛЬСТВА. ПРОТЯГОМ ДВОХ РОКІВ МИ ВПРОВАДЖУЄМО КРАЩІ ПРАКТИКИ УПРАВЛІННЯ ПЕРСОНАЛОМ ТА РОБИМО МАКСИМАЛЬНО ПРОЗОРИМИ УСІ ПРОЦЕСИ ВСЕРЕДИНІ КОМПАНІЇ. ЦЕ ДОЗВОЛИЛО ОБ’ЄДНАТИ НАЙКРАЩИХ ФАХІВЦІВ, ЯКІ ДОЛУЧИЛИСЯ ДО ПЕРЕТВОРЕННЯ КОМПАНІЇ НА СУЧАСНИЙ ПРИБУТКОВИЙ ТА ПРОЗОРИЙ БІЗНЕС

Характеристики персоналу групи Нафтогаз

Чоловіки Жінки

18 893

32,6% 43,3%

10 154

43 663 24,1%

Від 35 до 50 років Працівники, яким до пенсії залишолось 5 або меньше років До 35 років Пенсіонери

111, 138, 182), Глобального договору ООН 1999 року. Політику компанії щодо захи‑ сту прав людини розроблено відповід‑ но до положень зазначених вище актів. Організація робочого процесу в компа‑ нії та регулювання трудових відносин базується на таких принципах: • свобода зібрань та колективних переговорів; • належні умови праці та оплата праці; • заборона дискримінації за ста‑ тевою, політичною, релігійною, національною чи віковою ознакою, сексуальною орієнтацією, а також

Видобуток газу/нафти Транспортування газу Інші види діяльності

«Ми впроваджуємо справедливу, збалансовану, прозору та орієнтовану на продуктивність систему оплати праці. Це основний інструмент для залучення та утримання кращих фахівців з необхідними навичками, знаннями, компетенціями, відповідними цінностями, які будуть ефективно працювати на досягнення результатів відповідно до бізнес-стратегії компанії та отримувати за це справедливу винагороду. Для нас важлива мотивація та залученість співробітників до змін всередині компанії». Начальник Департаменту управління персоналом та соціальної політики Іван Синяков 27

РІЧНИЙ ЗВІТ

ЯК МИ ПРАЦЮЄМО Соціальне забезпечення працівників

Середньомісячна зарплата на підприємствах групи Нафтогаз порівняно з середньомісячною зарплатою у промисловості України, 2014-2016, грн

Керівництво компанії та її підприємств усвідомлює, що стабільне та ефективне функціонування компанії та нафтогазової галузі безпосередньо пов’язане з кліматом у трудових колективах, вчасною виплатою заробітної плати, створенням безпечних умов праці, забезпеченням гідного рівня життя та надійного соціального захисту працівників.

5 902 2016

10 091

4 789 2015

Тому, незважаючи на складну економічну та політичну ситуацію в країні, підпри‑ ємства компанії протягом минулого року в межах фінансових можливостей вико‑ нували норми галузевої угоди та колек‑ тивних договорів, вживали заходів щодо збереження рівня і обсягів гарантій, пільг, компенсацій працівникам галузі, а також прав трудових колективів.

7 388 промисловість України (згідно з даними Держcтандарту) підприємства групи Нафтогаз

3 988 2014

6 597 0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

примусової та дитячої праці. Упро‑ довж 2016 року в компанії випадки дискримінації не зафіксовано.

Середньомісячна заробітна плата штатних працівників у цілому в групі Нафтогаз за 2016 рік зросла на 37% порівняно з 2015 роком.

Компанія гарантує, що законні права співробітників у жодному разі не будуть порушуватися. Компанія постійно аналізує ризики, що можуть потенційно призвести до порушення прав співро‑ бітників, та робить все можливе, щоб їм запобігти.

Станом на 1 січня 2017 року заборгованість із виплати заробітної плати на підпри‑ ємствах компанії відсутня. Керівництво Нафтогазу постійно контролює своєчасну виплату заробітної плати працівникам підприємств компанії.

Система оплати праці В Нафтогазі діє справедлива та прозора система оплати праці з дотриманням норм і гарантій, передбачених чинним законодавством України, генеральною та галузевими угодами.

Відповідно до положень галузевої угоди та колективних договорів підприємства ком‑ панії забезпечували оздоровлення праців‑ ників та членів їх сімей, в тому числі дітей, а також пенсіонерів за рахунок коштів підприємств і профспілкових організацій. За звітний період путівки отримало понад 8 тисяч працівників, що на дві тисячі біль‑ ше, ніж у 2015 році, та понад 8 тисяч дітей, що відповідає минулорічному показнику. Загальні витрати на їх оздоровлення скла‑ ли 95,6 млн грн. Це на 11% більше показни‑ ка за аналогічний період 2015 року.

Реформування чинної системи оплати праці відбувається згідно з передовими міжнародними практиками на основі грейдингового підходу. Така система відпо‑ відає бізнес–стратегії компанії, забезпечує зовнішню та внутрішню справедливість рівнів оплати праці, виключає можливість суб’єктивізму в оплаті праці та є прозорою.

Також забезпечується фінансування та утримання об’єктів соціальної інфраструк‑ тури, що знаходяться на балансі підпри‑ ємств компанії та якими користуються не лише працівники компанії, а й жителі

Витрати підприємств групи Нафтогаз на соціальне забезпечення працівників у 2016 році, млн грн

населених пунктів за місцезнаходженням підприємств та їх філій. До таких належать об’єкти житлового фонду, заклади культури, охорони здоров’я та харчування, спортивні споруди, оздоровчі заклади тощо. Витрати на їх утримання за звітний період скла‑ ли 355,0 млн грн, що на 28% більше, ніж у 2015 році. Система додаткових пільг і гарантій відпо‑ відно до колективного договору передба‑ чає витрати на:

Чисельність працівників Нафтогазу, які підвищили кваліфікацію в 2016 році, осіб За підприємствами групи 304 865 4

4 об’єктів соціальної сфери Утримання 17,6

551,9 284,5

Інші підприємства групи Нафтогаз

• медичне страхування та/або компенса‑ ція вартості лікування; • преміювання;

3 429

• інші матеріальні допомоги та виплати (матеріальну допомогу при народженні дитини, а також малозабезпеченим та багатодітним сім’ям, виплати пенсіоне‑ рам та ветеранам та інші). Система нематеріального стимулювання включає в себе відзначення корпора‑ тивними нагородами (почесні звання та грамоти). Також в компанії діє заохочення шляхом надання можливості навчатися та підвищувати свою кваліфікацію за рахунок коштів компанії.

За категоріями працівників 3 320 4 Керівники Професіонали Кваліфіковані та інші робітники

Соціальне партнерство у сфері праці Соціальне партнерство підприємств групи базується на таких основних принципах:

3 117 13 206

• рівноправність сторін; • повага і врахування інтересів сторін;

Кількість молодих спеціалістів останніх трьох років випуску, які працюють за направленням навчальних закладів на підприємствах групи (станом на 31 грудня 2016 року), осіб За посадами

4 2

За підприємствами групи

92,6

155,2

Медичне обслуговування

За рівнем акредитації ВНЗ

130,9 522,0

Укргазвидобування Укртрансгаз

Матеріальна допомога

Укрнафта

Оздоровлення працівників та членів їх сімей

Укртранснафта

Преміювання

Інші підприємства

Інші виплати та види соціальних пільг і гарантій

Укртранснафта

9 092

16 355,4

476,9

Укрнафта

• оздоровлення та відпочинок працівни‑ ків та членів їх сімей, у тому числі дітей;

8,5 2

Укргазвидобування Укртрансгаз

5 953

За підприємствами групи

За основними категоріями витрат

2016

Житлове забезпечення

118 129 180

194

606,7 372,6

Укртрансгаз Укртранснафта Укргазвидобування Укрнафта Інші підприємства групи

Керівники, Професіонали, фахівці Робітники

1-2 рівня акредитації 3-4 рівня акредитації

РІЧНИЙ ЗВІТ

ЯК МИ ПРАЦЮЄМО

сії) – 2 235 працівників. У 2016 році 219 співробітників навчалися на курсах англійської мови.

Робота зі студентами та молодими спеціалістами Робота з талановитою молоддю є одним з найважливіших пріоритетів Нафтогазу, який системно працює над тим, щоб забезпечити стабільне щорічне поповнення підприємств групи кращими фахівцями покоління Y. У цьому напрямку Нафтогаз тісно співпрацює з фаховими ВНЗ: студенти Івано–Франківського національного технічного університету нафти і газу, Полтавського національного технічного університету, Дрогобицького коледжу нафти і газу, інших ВНЗ та навчальних центрів мають можливість навчатися за дуальною системою, коли учень одночасно отримує теоретичні знання у ВНЗ і практичні – на підприємствах групи. Студенти повністю занурюються у виробниче середовище зі специфі‑ каціями, плануванням, щотижневими звітами, контролем якості, вчаться працювати в команді. У кожного студента на час практики є наставник (керівник практики) – спів‑ робітник підрозділу, який допомагає оволодіти професією та адаптуватися, познайомитися з робочим процесом. • дотримання сторонами та їх представ‑ никами законів та інших нормативно– правових актів; • договірне регулювання соціально–тру‑ дових відносин; • необхідність досягнення взаємо‑ прийнятних компромісів під час уз‑ годження умов колективного договору; • свобода вибору під час обговорення питань праці; • добровільність прийняття сторонами на себе зобов’язань. 99% працівників підприємств групи Нафтогаз є членами профспілки. Двічі на рік проводяться спільні засідання органів роботодавця та профспілок стосовно підсумків виконання галузевих угод.

Норми колективних договорів та галузевої угоди поширюються на всіх працівників підприємств групи, у тому числі на тих, які працюють на умовах тимчасової або неповної зайнятості.

Професійний розвиток працівників Нафтогаз впроваджує політику, спрямовану на підвищення рівня професійної підготов‑ ки персоналу і розвиток кадрового потен‑ ціалу. Відповідно до завдань та пропозицій підрозділів компанії реалізовується єдиний план розвитку та вдосконалення професій‑ них навичок та знань. Також проводяться корпоративні програми навчання в рамках впровадження інтегро‑ ваної системи менеджменту відповідно

до вимог міжнародних стандартів ISO 9001, ISO 14001, ISO 50001, OHSAS 18001 (ISO 45001) та SA 8000 в сферах якості, екології, енергозбереження і соціальної відпові‑ дальності. У 2016 році підвищили кваліфіка‑ цію 19 643 працівника групи проти 17 428 працівників у 2015 році. З них основну частину становлять технічні службовці та кваліфіковані працівники робітничих спеціальностей (13 206). Навчено новим професіям (підготов‑ ка, перепідготовка, суміжні профе‑

«Зараз в компанію прийшло багато молоді. Рівень заробітної плати гідний. У нас ще є вакансії, не раджу нехтувати будьякою роботою. Тому що крім знань та бажання працювати в престижній компанії, треба ще здобути необхідний стартовий досвід». Головний геолог Укргазвидобування Михайло Мачужак

У разі успішного проходження практи‑ ки студенти виробничих професій, як правило, отримують пропозицію щодо роботи на підприємствах групи після закінчення ВНЗ. Підприємства групи охоче приймають на роботу випускників і, більш того, го‑ тові інвестувати в їх розвиток і навчан‑ ня, сприяти в побудові успішної кар’єри. «Навчання роботою» є основною, а не додатковою частиною навчального процесу. 16 червня 2016 року Укргазвидобу‑ вання та Ініціатива «Професійний Уряд» підписали Меморандум про співробітництво з метою залучення висококваліфікованих кандидатів. За організаційної підтримки з боку Професійного уряду будуть ініційо‑ вані короткострокові стажування в компанії, спрямовані на підготовку фахівців для Укргазвидобування, державних підприємств і державної служби.

2016

Що зроблено у 2016 році • Реалізовано перший етап проекту щодо впровадження системи оплати праці на основі грейдів – поєднання логічних груп посад з рівнями оплати праці, що має на меті оптимізувати управління фондом оплати праці та підвищити інвестиційну привабливість та конкурентоспроможність компанії на ринку праці. • Проведено оптимізацію організаційної структури компанії в рам‑ ках проекту з формування нової моделі управління та підвищен‑ ня ефективності бізнесу. • Впроваджено систему медичного страхування співробітників компанії.

Найважливіші завдання на 2017 рік Група визначила для себе основні завдання з управління персоналом на 2017 рік: 1. Завершення впровадження системи оплати праці на основі «грейдів» (на усіх рівнях) для всіх категорій персоналу, а та‑ кож системи оцінки/управління за цілями. Це дозволить зв’яза‑ ти систему оплати праці та цілі бізнесу (результат виконання/ досягнення цілей), створити умови для побудови послідовної політики оплати праці та системи заохо‑ чення, що відповідає міжнародним практикам та стандартам, а також мати загальне розуміння про зміст і внесок кожної посади в досяг‑ нення стратегічних цілей компанії. 2. Побудова ефективної системи внутрішніх комунікацій в групі Нафтогаз. Система комунікацій включатиме в себе комплекс каналів та засобів для обміну інформацією з різними цільовими групами. Цілісна система буде працювати постійно у єдиних стандартах, що дасть можливість кожному співробітнику отриму‑ вати оперативну та достовірну інформацію про цілі, стратегію, результати компанії, підприємств

та окремих співробітників. Також буде налаштовано систему зво‑ ротного зв’язку для співробітників через виділені канали та систему опитувань з можливістю залучен‑ ня співробітників до планування роботи компанії та безпосеред‑ нього впливу на процеси всере‑ дині. 3. Створення єдиної системи управ‑ ління знаннями, розвитку лідерства і талантів групи Нафтогаз на базі Корпоративного університету, мета якого – розвиток бізнесу через єдиний комплекс заходів з розвит‑ ку ключових навичок, компетенцій та управлінського потенціалу співробітників групи Нафтогаз. 4. Створення об’єднання роботодавців України як уповноваженого органу для представлення та захисту прав та законних інтересів роботодавців галузі в економічній, соціальній, тру‑ довій та інших сферах, у тому числі в їх відносинах з іншими сторонами соціального діалогу, а також під час укладання галузевої угоди. 5. Впровадження єдиної кадрової політики в групі Нафтогаз, у якій будуть закріплені єдині стандарти, принципи та правила управління персоналом і взаємовідносинами співробітника та компанії на усіх рівнях та підприємствах.

РІЧНИЙ ЗВІТ

ЯК МИ ПРАЦЮЄМО

БЕЗПЕКА ПРАЦІ

Політика групи Нафтогаз у сфері гігієни та безпеки праці Працівники групи Нафтогаз експлуатують складне обладнання та виконують значну кількість робіт підвищеної небезпеки. Розуміючи, що це створює загрозу виник‑ нення нещасних випадків на виробництві та професійних захворювань, компанія бере на себе зобов’язання щодо їх відвернення. Стратегія групи Нафтогаз у сфері гігієни та безпеки праці визначає політику, мету, цілі, ключові принципи і напрями діяльно‑ сті компанії у сфері створення належних і безпечних умов праці, недопущення нещасних випадків, професійних захво‑ рювань, дорожньо‑транспортних пригод та аварій на виробництві.

Цілі компанії в сфері гігієни та безпеки праці полягають у зменшенні кількості: - нещасних випадків та травматизму працівників на виробництві, днів непрацездатності працівників унаслідок нещасних випадків на виробництві; - випадків смерті працівників під час виконання трудових обв’язків унаслідок раптового погіршення здоров’я, спричиненого загальними захворюваннями; - ДТП за участю автотранспортних засобів компанії; - професійних захворювань та аварій на виробництві.

2016

«Безпека на виробництві, зокрема дотримання правил дорожнього руху працівниками наших підприємств, залежить від свідомого ставлення керівників усіх рівнів до цих питань. Ситуація в цій сфері буде покращуватись, головне нам постійно перебувати в активному діалозі між собою». Директор департаменту з охорони праці, екологічної та промислової безпеки Нафтогазу Віталій Заєць

Безпека та здоров’я працівників є не‑ від’ємною частиною соціального компо‑ нента діяльності компанії. Прагнення до безпечних умов праці не лише вимагає реалізації відповідної економічної політики, а й дозволяє забезпечити одне з основних прав людини. Компанія, усвідомлюючи всю міру відповідальності за здоров’я та безпеку працівників на підпорядкованих виробни‑ чих об’єктах нафтогазової галузі, керується принципами європейського права у цій сфері та найкращими світовими практи‑ ками.

Зниження виробничого травматизму. Аналіз показників охорони праці та техніки безпеки Нафтогаз проводить цілеспрямовану роботу щодо зниження виробничого травматизму на підприємствах групи. У 2016 році на підприємствах групи сталося

Втрати часу в зв’язку з нещасними випадками, пов’язаними з виробництвом, людино-дні 677

700

600

ГРУПА НАФТОГАЗ, УСВІДОМЛЮЮЧИ ВЛАСНУ ВІДПОВІДАЛЬНІСТЬ ЗА ЗБЕРЕЖЕННЯ ЖИТТЯ І ЗДОРОВ’Я СВОЇХ ПРАЦІВНИКІВ, РОЗГЛЯДАЄ ОХОРОНУ ПРАЦІ ЯК ГОЛОВНУ СКЛАДОВУ ЗАГАЛЬНОЇ КОРПОРАТИВНОЇ СИСТЕМИ УПРАВЛІННЯ

2015 рік 2016 рік

523

500 400

357

351

300 200

229 179

181 65

100 0

Укртрансгаз

Укргазвидобування

Укрнафта

101

Укртранснафта

106

Інші 33

РІЧНИЙ ЗВІТ

ЯК МИ ПРАЦЮЄМО

24 нещасні випадки (у 2015 році – 22), зокрема три групові (у 2015 році – 2), трав‑ мовано 27 працівників (у 2015 році – 24).

Показники виробничого травматизму на підприємствах групи Нафтогаз за 2014-2016 роки Кількість нещасних випадків 0

2014

Коефіцієнт частоти1 травматизму на підприємствах групи Нафтогаз, в окремих галузях та загалом2 2015 5 5 8 економіки 3 1 Україні 22 1,2 2016

1,22

1,1

1,0

Кількість потерпілих від нещасних випадків, осіб 20140,8

20150,6 20160,4 0,2

5 7

0,3

2015 рік 2016 рік

3 8

0,35

4 11

1 0,59

0,5

0,42 27

0,39

Кількість потерпілих від нещасних випадків із смертельними наслідками, осіб 0,0 2014

3 5 Група Нафтогаз 1

2015

Металургія

Хімія

Україна8 5

1 1

Коефіцієнт частоти травматизму (нещасних випадків зі смертельним наслідком) визначається за формулою: Кч.т.=N*1000/Ч де N — кількість врахованих нещасних випадків на виробництві за звітний 2016 з 1утратою 1 2 період працездатності на один і більше днів (зі смертельним наслідком); Ч — середньооблікова чисельність працівників за звітний період. Цей15показник визначається на251000 осіб облікової чисельності 0 5 10 20 30 Укртрансгаз Укрнафта Укрнафтогазкомплект працівників Укргазвидобування Укртранснафта Нафтогаз 2 Згідно з даними Держпраці України 1

Коефіцієнт частоти нещасних випадків зі смертельним наслідком на підприємствах групи Нафтогаз, в окремих галузях економіки Втрати часу в зв’язку з нещасними випадками, 8 та Україні загалом2 пов’язаними з виробництвом, людино-дні 7 1

700 6

6776,97

6,8

6,4

600 5

2015 рік 2016 рік

5004 4003

4,08 357

2 300 1 200 0 100

2015 рік 2016 рік

5,74 523

3,39

351

2,59

229

179

Група Нафтогаз

3,82

181

Металургія

Хімія65

101

Україна

106

Коефіцієнт частоти травматизму визначається за формулою: Кч.т.=N*10000/Ч,

1,2 з даними Держпраці України Згідно

Укртрансгаз Укрнафта Укрнранснафта Інші* 1 УкргазКоефіцієнт частотивидобування травматизму на підприємствах де N — кількість врахованих нещасних випадків на виробництві за звітний період зі смертельним наслідком; Ч — середньооблікова чисельність працівниківекономіки за звітний період.та ЦейУкраїні показник визначається групи Нафтогаз, в окремих галузях загалом2 на 10000 осіб облікової чисельності працівників 1,22 1,1

1,0

2015 рік 2016 рік

0,8 0,6

0,59 0,5

0,4 0,2 0,0

0,3

0,39

0,35

Група Нафтогаз

Металургія

Хімія

0,42

Україна

Коефіцієнт частоти травматизму (нещасних випадків зі смертельним наслідком) визначається за формулою: Кч.т.=N*1000/Ч де N — кількість врахованих нещасних випадків на виробництві за звітний період з утратою працездатності на один і більше днів (зі смертельним наслідком); Ч — середньооблікова чисельність працівників за звітний період. Цей показник визначається на 1000 осіб облікової чисельності працівників 2 Згідно з даними Держпраці України 1

Коефіцієнт частоти1 нещасних випадків зі смертельним наслідком на підприємствах групи Нафтогаз, в окремих галузях економіки 8

Аналіз нещасних випадків за видами подій, 2014-2016 роки 1 1

Упродовж останніх трьох років спостері‑ гається тенденція до зниження кількості потерпілих від нещасних випадків із смер‑ тельними наслідками: якщо в 2014 році за‑ гинуло вісім працівників, то в 2015 – п’ять працівників і в 2016 – двоє працівників. Смертельні випадки в 2016 році сталися внаслідок дорожньо‑транспортних пригод.

Для контролю умов праці на робочих місцях в Нафтогазі щорічно проводиться ідентифікація небезпек та оцінка ризиків виникнення нещасних випадків. За результатами оцінки було складено та ре‑ гулярно переглядається Загальний реєстр небезпек та оцінювання ризиків.

Вибухи суміші та автоцистерни (7/4 "С") Падіння потерпілого (5/1"С") Навмисна травма, заподіяна іншою особою (4/1"С") ДТП (2/1"С") Дія предметів, що рухаються (2) Подія на транспорті у зоні АТО (1"С") Пожежа на автотранспорті (1) Падіння устаткування (1)

Втрати часу в зв’язку з нещасними випадками, пов’язаними з виробни‑ цтвом, скоротилися на 13% у 2016 році до 1 292 людино‑днів, порівняно з 1 477 люди‑ но‑днями в 2015 році. Коефіцієнт частоти нещасних випадків на підприємствах групи Нафтогаз за 2016 рік становив 0,350 (за 2015 рік – 0,323), коефіцієнт частоти1 нещасних випадків зі смертельним наслідком – 51,68 (за 2015 рік – 77,74).

Результати перевірок охорони праці в 2016 році На підприємствах групи своєчасно розглядаються й аналізуються випадки виробничого травматизму та вживаються необхідні запобіжні заходи. У 2016 році служби охорони праці та постійно діючі комісії підприємств групи провели 12 210 перевірок (за 2015 рік – 10 240). За виявлені порушення 2 034 працівники позбавлені премії, 177 – оголошено догану, 1 – звільнено.

2016

3 7

2014

Кількість нещасних випадків – 23, у т. ч. зі смертельним наслідком - 8 *С – нещасні випадки зі смертельним наслідком

2016

1 1

2 1

2015

ДТП (10/2"С") 5 Падіння потерпілого (5) Дія предметів, що рухаються (3) Навмисна травма, заподіяна іншими особами (3) Контакт з тваринами (укус собаки) (1) Погіршення стану здоров'я (1) Газодинамічне явище (2) Дія предметів, що перебувають під тиском (1) Падіння устаткування (1)

Падіння потерпілого (5/1"C") ДТП (4/1"С") Дія предметів, що рухаються (3/2"С") Навмисна травма, заподіяна іншою особою (3) Падіння устаткування (2) Дія токсичних речовин (2) Обвалення грунту (1 "С") Перекидання технологічних ТЗ (1) Інші (3) Кількість нещасних випадків - 24, в т.ч. зі смертельними наслідками -5 *С – нещасні випадки зі смертельним наслідком

Кількість нещасних випадків - 27, в т.ч. зі смертельними наслідками -2 *С – нещасні випадки зі смертельним наслідком

Причини нещасних випадків, 2014-2016 роки

7 5

2014

2015

6 13

організаційні

2016 18

технічні

психофізіологічні

відальності 68 працівників (у 2015 році – 182 працівники).

створення належних та безпечних умов праці.

До основних видів порушень у сфері охо‑ рони праці належать порушення під час організації робочих місць, порушення ве‑ дення оперативної документації з охорони праці, виконання робіт без використання засобів індивидуального захисту (за їх наявності), відсутність інструкцій з охоро‑ ни праці на робочих місцях. За появу на роботі в нетверезому стані було звільнено машиніста бульдозера.

Проведено аудит ефективності виробни‑ чої та фінансово‑господарської діяльно‑ сті низки підприємств групи та їх філій, структурних і виробничих підрозділів, зокрема Укртрансгазу, Укргазвидобуван‑ ня, Укртранснафти, Укрспецтрансгазу, Укравтогазу. Представник американської страхової компанії OPIC провів технічний аудит окремих підземних сховищ газу УМГ «Львівтрансгаз» та УМГ «Прикарпат‑ трансгаз», Укртрансгазу.

Інвестиції в охорону праці

Крім того, впродовж 2016 року на під‑ приємствах групи органами Держпраці проведено 117 перевірок стану охорони праці (за 2015 рік проведено 69 перевірок) та притягнуто до адміністративної відпо‑

Підприємства групи отримали інформа‑ ційні та директивні листи щодо організа‑ ції роботи з охорони праці, запобігання нещасним випадкам на виробництві,

У 2016 році фактичні інвестиції в охо‑ рону праці та здоров’я працівників компанії збільшилися на 12,5% і склали 155,9 млн грн проти 136,4 млн грн роком раніше. До складу інвестицій в охорону праці входять не лише витрати на виконання обов’язкових вимог законодавства, а й цільові корпоративні програми, орієнто‑ вані на зниження травматизму. Всі працівники підприємств, які працю‑ ють за трудовою угодою (контрактом), застраховані від нещасних випадків на

інші

виробництві та професійних захворю‑ вань, забезпечуються згідно з норматива‑ ми санітарно‑побутовими приміщеннями, засобами індивідуального та колективно‑ го захисту (у т. ч. від радійційних і хімічних наслідків можливиїх аварій). У 2016 році на придбання сучасних сертифі‑ кованих засобів індивідуального захисту Укрнафта витратила 25,89 млн грн, Укртран‑ сгаз – 17,06 млн грн, Укргазвидобування – 13,33 млн грн, Укртранснафта – 8,24 млн грн.

Заходи з охорони праці та промислової безпеки в 2016 році У 2016 році в компанії продовжувалася системна робота з підвищення рівня безпеки на підприємствах групи. 35

Загрози терористичного характеру та заходи щодо зменшення їх негативних наслідків

Структура інвестицій в охорону праці в 2016 році, млн грн

Підприємствами групи упродовж 2016 року здійснено наступні заходи:

1,1

‑ відповідно до вимог АТЦ при СБ України складено Паспорти антитеро‑ ристичної захищеності для 102 об’єктів;

2,8 0,4

нопільській, Волинській, Полтавській областях.

Заходи пожежної безпеки на підприємствах групи Протипожежний режим на підприєм‑ ствах групи регламентується Правилами пожежної безпеки в Україні та Систе‑ мою управління пожежною безпекою НАК «Нафтогаз України». Загальна чисельність фахівців з питань пожежної

безпеки становила в 2016 році 225, з них 101 штатний фахівець та 114, які додатко‑ во виконують інші функції. На підприєм‑ ствах групи утворено 212 пожежно‑тех‑ нічних комісій та 397 пожежних дружин, чисельність яких становила в 2016 році 3 424 особи. Також призначені від‑ повідальні особи за протипожежний стан, розроблені відповідні положення та інструкції, регулярно проводяться інструктажі та перевірки знань з питань пожежної безпеки. Упродовж 2016 року фахівці з питань по‑ жежної безпеки здійснили 5 819 перевірок протипожежного стану об’єктів компанії, в ході яких виявили 25 134 порушення, з них 21 548 усунуто. За допущені пору‑ шення правил пожежної безпеки було накладено 159 дисциплінарних стягнень.

177

Осіб отримали догану

117

Проведено перевірок стану охорони праці

Органи ДСНС України провели 706 переві‑ рок, за результатами яких запропонували до виконання 5 528 протипожежних захо‑ дів, з них 3 200 – виконано. За допущені порушення правил пожежної безпеки до адміністративної відповідальності притяг‑ нуто 192 особи. Об’єкти підприємств групи на договірних засадах охороняє 26 пожежно‑рятуваль‑ них підрозділів ДСНС України, на озброєн‑ ні яких перебуває 89 пожежних автомо‑ білів, чисельність особового складу в цих підрозділах становить 966 осіб. Всього на підприємствах групи 2 782 об’єкти обладнано автоматичною пожежною сигналізацією, 805 – авто‑ матичними системами пожежогасіння,

0,7

забезпечення працівників засобами індивідуального захисту (64,8) інші заходи (18,3) забезпечення працівників нормативними документами з охорони праці (0,7) забезпечення роботи кабінетів з охорони праці (0,4) придбання аптечок та їх укомплектування (2,8) приведення основних фондів підприємств у відповідність з нормативними вимогами охорони праці (22,9) надання працівникам спеціального харчування (9,5) усунення та мінімізація впливу небезпечних і шкідливих виробничих факторів на працівників (21,0) навчання з охорони праці (6,9) організація і проведення медичних оглядів працівників (5,7) проведення атестації робочих місць (1,1)

46,8

61,3

61,6

На підприємствах групи упродовж 2016 року виникло 2 пожежі через замкнення електромережі автомобіля. Прямі матеріальні збитки склали – 182,5 тис. грн.

Співробітництво між Нафтогазом та ЄБРР в сфері охорони праці Наприкінці 2015 року Нафтогаз розпочав співпрацю з ЄБРР. Банк, згідно з Кредит‑ ною угодою, виділив кошти на закупівлю газу, при чому висунув низку умов щодо

2015 рік 2016 рік

54,7 21,0

26,4

46,8

21,0

26,4

5,3

Укртрансгаз Укргазвидобування Укрнафта

10,8 2,1

Укртранснафта 10,8

2,3

Інші

5,3

2,1

2,3

Обсяг фінансування заходів з охорони підприємствами Укртрансгаз Укргазвидобування Укрнафта праці Укртранснафта Інші групи у відсотках від фонду заробітної плати в 2016 році Обсяг фінансування заходів з охорони праці підприємствами 3,4 Нафтогазобслуговування Укрнафта групи у відсотках від фонду заробітної плати в 2016 році 3,1 0

Укртрансгаз Нафтогазобслуговування Укртранснафта Укрнафта Укрспецтрансгаз Укртрансгаз Укргазвидобування Укртранснафта Укравтогаз Укрспецтрансгаз 0,0 Укргазвидобування Укравтогаз 0,0

2,7 2,7 2,5 1,6 0,5

1,0

3,4 3,1

2,7 2,7

0,8 1,5

2,0

1,5

2,0

1,6

2,5

3,0

3,5

2,5

3,0

3,5

0,8 0,5

1,0

Витрати підприємств групи Нафтогаз на придбання спецодягу та інших засобів індивідуального захисту, 2016 рік, млн грн Укрнафта

25,9

Укртрансгаз

17,1

Укргазвидобування

для потреб пожежогасіння залучено 234 відомчі пожежні автомобілі, з яких 121 з цілодобовим чергуванням, 1 пожежне судно, 96 пожежних мотопомп, з яких 36 причіпних, облаштовано 1 033 пожежні водойми тощо.

2015 рік 2016 рік

54,7

20 40

200

18,3

2 034

Осіб оштрафовано органами Держпраці за порушення нормативноправових актів з ОП

64,8

22,9

Особу звільнено

30 50

10 30

Здійснено перевірок

Особи позбавлено премії

70 Інвестиції 61,3 в охорону праці, млн грн 61,6

40 60

9,5

Профілактика виробничого травматизму

12 210

50 70

‑ працівники Департаменту безпеки На‑ фтогазу здійснили 12 виїзних перевірок стану охорони 90 особливо важливих об’єктів підприємств групи;

‑ у звітному періоді на об’єктах під‑ приємств групи проводилися додат‑ кові наради, навчання та тренування з антитерористичної тематики в Івано‑Франківській, Сумській, Одесь‑ кій, Закарпатській, Львівській, Тер‑

Інвестиції в охорону праці, млн грн

60 80

6,9 5,7

‑ координаційні групи АТЦ при УСБ Украї‑ ни в областях здійснили 18 спеціальних експериментів для перевірки стану антитерористичної захищеності осо‑ бливо важливих об’єктів підприємств групи. Підприємства групи посилили охорону та усунули виявлені недоліки;

‑ уточнено схеми оповіщення та плани дій щодо порядку евакуації персоналу об’єктів на випадок раптового виник‑ нення кризових ситуацій, пов’язаних із вчиненням терористичних актів;

2016

РІЧНИЙ ЗВІТ

ЯК МИ ПРАЦЮЄМО

13,3

Укртранснафта

8,2 0

екологічних та соціальних зобов’язань компанії.

Навчання з охорони праці та промислової безпеки

В рамках залучення фінансування від Європейського банку реконструкції та розвитку (ЄБРР) правління Нафтогазу за‑ твердило План екологічних та соціальних заходів, який передбачає розроблення, впровадження та сертифікацію системи управління охороною праці на основі ви‑ мог відповідного міжнародного стандарту OHSAS 18001.

Для підвищення рівня компетентності працівників ми організовуємо навчання персоналу з охорони праці і впроваджу‑ ємо методики оцінки знань і навичок персоналу. Упродовж 2016 року фахівці Департаменту з охорони праці, екологічної та промисло‑ вої безпеки пройшли навчання за такими напрямами: «Методи та інструменти

РІЧНИЙ ЗВІТ

ЯК МИ ПРАЦЮЄМО

управління ризиками у сфері безпеки праці», «Розробка та впровадження систем менеджменту на основі управління ризиками», «Аудит і сертифікація систем менеджменту», «Інструменти та методи управління ризиками в системах ме‑ неджменту охорони праці», «Проведення аудиту інтегрованої системи менеджмен‑ ту». Крім того, вони пройшли навчання щодо методології створення інтегрованої системи менеджменту та впровадження систем менеджменту відповідно до вимог стандартів ISO 9001, ISO 14001, ISO 50001, OHSAS 18001 (ISO 45001) та SA 8000 і отри‑ мали відповідні сертифікати. У червні 2016 року Департамент з охорони праці, екологічної та промислової безпеки провів семінар‑тренінг з управління охо‑ роною праці за участю керівників струк‑ турних підрозділів компанії та працівників

цих підрозділів, відповідальних за іденти‑ фікацію небезпек та оцінювання ризиків виникнення нещасних випадків. Всього в заході взяло участь 80 працівників. В компанії успішно функціонує корпора‑ тивна програма навчання з охорони праці та промислової безпеки, яка проводилася у вигляді лекцій.

Плани на 2017 рік Стратегічні напрямки роботи компанії у сфері гігієни та безпеки праці були визначені її керівництвом та Робочою групою з питань охорони праці, до складу якої входять представники групи Нафто‑ газ, Профспілки працівників нафтової і газової промисловості України, Федерації роботодавців гірників України, міжнародні експерти та аудитори з охорони праці.

Плани компанії у сфері гігієни та безпеки праці на 2017 рік включають: 1. Впровадження та сертифікація системи менеджменту – управління охоро‑ ною праці відповідно до стандарту OHSAS 18001 (ISO 45001) «Системи менеджменту гігієни та безпеки праці». 2. Розроблення нового нормативного документа щодо управління гігієною та безпекою праці на підприємствах групи на основі міжнародного стандарту OHSAS 18001:2007 (ISO 45001) «Системи менеджменту гігієни та безпеки праці». 3. Виконання Плану заходів з підвищення безпеки дорожнього руху на підприєм‑ ствах групи на 2016‑2018 роки. 4. Виконання заходів щодо впрова‑ дження відповідних кращих світових практик та міжнародного стандарту

У СФЕРІ ПРОМИСЛОВОЇ БЕЗПЕКИ

• запроваджено ризик-орієнований підхід в управ‑ лінні охороною праці для зниження показників виробничого травматизму; • підготовлено та затверджено Політику Національної акціонерної компанії «Нафтогаз України» у сфері гігієни та безпеки праці; • затверджено Методику ідентифікації небезпек та оцінки ризиків виникнення нещасних випадків, про‑ ведено ідентифікацію небезпек, здійснено оцінку ризиків компанії, складено та затверджено реєстр небезпек на робочих місцях; • затверджено Цілі Національної акціонерної компанії «Нафтогаз України» у сфері гігієни та безпеки праці та Програму для досягнення цих цілей; • затверджено План заходів з підвищення безпе‑ ки дорожнього руху на підприємствах групи на 2016-2018 роки; • впроваджуються основні вимоги стандарту PAS 1010:2011 «Керівництво з менеджменту психосо‑ ціального ризику на робочому місці».

5. Організація підготовки підприємств групи до роботи в осінньо‑зимовий період 2017/2018 року. 6. Розроблення корпоративної програми «Змінюємо свідомість» з впровадження на підприємствах групи кращих світо‑ вих практик для підвищення безпеки виробництва.

Поточні й очікувані ризики на об’єктах нафтогазового комплексу: ‑ умисні пошкодження або руйнування магістральних та промислових нафто‑, газо– та конденсатопроводів з метою викрадення вуглеводневої сировини, зокрема тієї, що транспортується територією України до європейських споживачів; ‑ відсутність можливості виконувати необхідні ремонтні та профілактичні роботи на об’єктах нафтогазового комплексу у зоні проведення антите‑ рористичної операції (окремі райони Донецької та Луганської областей);

Що зроблено у 2016 році У СФЕРІ ОХОРОНИ ПРАЦІ

ISO 39001:2012 «Системи менеджменту безпеки дорожнього руху – Вимоги та керівництво з використання».

• розроблено алгоритм підготовки та реагування на кризову ситуацію рівня раннього попере‑ дження, рівня попередження, рівня надзви‑ чайної ситуації та механізм інформування центральних органів виконавчої влади України, Європейського Енергетичного Співтовариства у випадку виникнення надзвичайних та кризових ситуацій у нафтогазовому комплексі України; • організовано роботу з підготовки підприємств групи до безаварійної та безперебійної роботи в умовах осінньо-зимового періоду (ОЗП) 2016-2017 року та запроваджено моніторинг його проходження, проведені вибіркові пере‑ вірки з підготовки підприємств групи до ОЗП та виконання робіт з діагностики, поточних та капітальних ремонтів магістральних газо– та нафтопроводів; • налагоджено надійне газопостачання в окремих населених пунктах України (м.Генічеськ Херсон‑ ської області; м.Вовчанськ Харківської області; м.Авдіївка Донецької області (зона проведення АТО); смт Битків Івано-Франківської області; с.Гупалівка, с.Дмухайлівка, с.Чернеччина, с.Мусі‑ єнкове Дніпропетровської області).

‑ виникнення розливів нафти на об’єктах видобування та транспортування нафти, зокрема внаслідок незаконних врізок в нафтопроводи; ‑ ризики, пов’язані з природними лихами (паводки, зсуви, лісові пожежі, земле‑ труси та ін.), війною, терористичними актами, а також сусідством з потенцій‑ но небезпечними об’єктами; ‑ неспроможність забезпечити вчасний ремонт компресорного обладнання, систем управління, заправки, контролю забруднення, протипожежної безпеки.

З 474 зафіксованих у 2016 році фактів протиправних посягань на майно підприємств групи: • 226 незаконних врізань у магістральні та промисло‑ ві нафто-, газо-, конденса‑ топроводи; • 115 пошкоджень (руй‑ нувань) технологічного обладнання.

2016

Загалом група Нафтогаз упродовж 2016 року витратила на протипожежні заходи 236 млн грн, з яких:

128 млн грн 32тис. грн 2,6млн грн 22,7млн грн на модернізацію пожежно-технічного обладнання

на проведення науково-конструкторських робіт

на виконання приписів ДСНС України

на підтримання у належному стані систем виявлення та гасіння пожеж, придбання засобів пожежогасіння

65млн грн

на утримання пожежних частин ДСНС з охорони об’єктів компанії на договірних засадах

18млн грн на виконання інших протипожежних заходів

РІЧНИЙ ЗВІТ

ЯК МИ ПРАЦЮЄМО

ківська центральна районна лікарня», реконструкція їдальні школи смт Золочів; капітальний ремонт інфекцій‑ ного відділення комунального закладу охорони здоров’я «Краснокутська центральна районна лікарня». У Вовчанському районі було заверше‑ но пілотний проект з технічного перео‑ снащення систем теплопостачання об’єктів соціальної сфери: технічне переоснащення системи теплопоста‑ чання геріатричного пансіонату з уста‑ новкою блочної котельні на твердому паливі; технічне переоснащення системи теплопостачання школи; капітальний ремонт системи опалення з влаштуванням автономних котелень для індивідуального опалення та капітальний ремонт фасадів будівель із застосуванням енергоощадних тех‑ нологій в смт Червоний Донець.

РОЗВИТОК

МІСЦЕВИХ ГРОМАД У СВОЇЙ ДІЯЛЬНОСТІ МИ ПРАГНЕМО ВРАХОВУВАТИ ІНТЕРЕСИ МІСЦЕВИХ ГРОМАД, РОЗУМІЮЧИ, ЩО ЦЯ ФОРМА ПАРТНЕРСТВА Є ВЗАЄМОВИГІДНОЮ ДЛЯ ОБОХ СТОРІН

Підприємства групи Нафтогаз поділяють принципи Глобального договору ООН та обирають шлях сталого розвитку бізнесу, персоналу і суспільства. Підприємства групи уважно вивчають потреби місцевих громад та беруть активну участь у розвитку інфраструк‑ тури, освіти, культури і спорту регіонів присутності. Для вирішення комплексних завдань ми використовуємо практику соці‑ альних інвестицій у розвиток регіонів присутності, вибудовуємо партнерські стосунки з територіальними громада‑ ми. У 2016 році ми сприяли прийняттю Закону України «Про внесення змін до Бюджетного кодексу України щодо 40

зарахування рентної плати за користу‑ вання надрами для видобування нафти, природного газу та газового конденса‑ ту», за яким громади отримають 5% від ренти при видобуванні нафти, природ‑ ного газу та газового конденсату.

Соціальні проекти з розвитку місцевих громад Одним з основних джерел формування репутації сучасної компанії є її соціальна діяльність на місцевому рівні. Нафтогаз бере активну участь у роз‑ витку регіонів присутності та надає їм фінансову допомогу у вирішенні соціальних проблем, створюючи сприятливі умови для розвитку як

територій, так і бізнесу. Компанія допо‑ магає місцевим громадам вирішувати проблеми зношеної інфраструктури, газифікувати населені пункти, прово‑ дити капітальний ремонт комунальних об’єктів, доріг, розвивати спорт та культуру. Укргазвидобування в 2016 році перерахувало на розвиток інфраструк‑ тури територій присутності 44 млн грн, завдяки чому місцева влада отримала необхідні ресурси для вирішення соці‑ альних проблем та підвищення якості життя людей.

За кошти, виділені Укргазвидобуванням, проведено реконструкції свердлови‑ ни №5 на центральному водозаборі в м. Барвінкове, деяких ділянок водо‑ воду в м. Чугуєві, капітальний ремонт свердловини №3 для водопостачання смт Печеніги та реконструйовано газо‑ провід високого тиску від смт Великий Бурлук до котельні Приколотнянського МЕЗ Великобурлуцького району. Кошти компанії також було спрямовано на проекти з газифікації сіл Харківської області.

Найбільше коштів ‑ 20 млн грн – ком‑ панія витратила на покращення інфра‑ структури та ремонт об’єктів соціальної сфери в регіонах своєї діяльності в Харківській області.

В межах угоди про співпрацю з Харків‑ ською облдержадміністрацією нада‑ валася допомога школам та лікарням: капітальний ремонт покрівлі будівлі інфекційного відділення КП «Близню‑

2016

нові робочі місця, залучити інвестиції, збільшити податки можливо тільки через виділення та розвідку нових ділянок. На виконання угоди про співпрацю з Львівською облдержадміністрацією Укргазвидобування у 2016 році виділи‑ ло 5 млн грн на розвиток соціальної інфраструктури населених пунктів Львівської області. Інша дочірня компанія групи – Укр‑ нафта – в 2016 році інвестувала 11,8 млн грн в облаштування місцевої інфраструктури. Зокрема, компанія надала 1,6 млн грн на фінансування ремонтних робіт на дорогах Борислава. Крім того, Укрнафта є спонсором футбольного клубу «Нафтовик», який виступає в другому дивізіоні україн‑ ської футбольної ліги.

Завдяки наданим коштам завершено будівництво фізкультурно‑оздоровчого комплексу «Ангар» для мешканців міста Первомайський. Будівництво почалося в 2012 році, але через брак фінансування в 2014 році роботи були припинені. У комплексі будуть розмі‑ щуватися волейбольний, футбольний і баскетбольний зали, а також декіль‑ ка тренажерних залів.

Благодійні ініціативи

В межах співпраці з Полтавською облдержадміністрацією Укргазви‑ добування у 2016 році витратило 9,5 млн грн на соціально значущі проекти, спрямовані на розвиток еко‑ логічної культури. Зокрема, у 2016 році пробурена нова свердловина та побудований водогін у с. Сенча (Лохвицький р‑н, Полтавська обл.), що дозволили забезпечити мешканців стабільним водопостачанням та якіс‑ ною питною водою.

В 2016 році загальна сума допомоги військовим частинам, що беруть участь у АТО, склала 4,6 млн грн або 53% від всього обсягу допомоги.

Співпраця між газовидобувними компаніями та місцевими громадами надзвичайно важлива для розвитку західного нафтогазового регіону, зокрема Львівщини, оскільки 85% газу з місцевих родовищ вже вибрано. Деякі родовища виснажені на 96%, але досі знаходяться в експлуатації. Збіль‑ шення ресурсної бази (розвіданих запасів газу) в області ледве переви‑ щує видобуток, хоча за стандартами розвинутих країн розвідані запаси повинні бути більші за видобуток в 3‑5 разів. Збільшити видобуток газу в Львівській області, а також створити

Співробітники Нафтогазу зібрали 14,2 млн грн починаючи з кінця 2014 року для допомоги військовим частинам у зоні бойових дій та медичним закладам на придбання обладнання, необхідного для реабілітації та допомоги постраждалим в зоні АТО.

«Ми хочемо, щоб місцеві громади відчули ту допомогу, яка скеровується на розвиток інфраструктури, і така практика буде продовжуватися. Ми також очікуємо на тісну співпрацю з місцевою владою, експертами, науковцями та громадами щодо збільшення газовидобування в Західному регіоні і будемо разом працювати над тим, щоб посилити енергонезалежність нашої країни». Голова правління Укргазвидобування Олег Прохоренко 41

РІЧНИЙ ЗВІТ

ЯК МИ ПРАЦЮЄМО

СОЦІАЛЬНІ ПРОГРАМИ УКРГАЗВИДОБУВАННЯ З РОЗВИТКУ МІСЦЕВИХ ГРОМАД У 2016 РОЦІ, ТИС. ГРН Капітальний ремонт інфекційного Реконструкція їдальні Полтавська ОДА Капітальний ремонт доріг Харківська ОДА загальноосвітньої відділення комунального закладу Реконструкція школи охорони здоров'я «Краснокутська 1 065 водоводу І-ІІІ ступенів №3 центральна районна лікарня» Д=500 мм Реконструкція Технічне переоснащення системи водопровідних 900 1 000 1 116 теплопостачання Вільчанської ЗОШ Реконструкція вуличних мереж мереж І-ІІІ ступенів Капітальний ремонт внутрішньої Капітальний ремонт водопостачання в с. Сенча Ремонт 484 приміщень будівлі електромережі СБК та закупка дороги 1 364 (центр адмінпослуг) спортивного інвентарю 1 598 Капітальний ремонт доріг 150 Технічне переоснащення системи Газифікація 170 Ремонт доріг 626 теплопостачання Вовчанського 569 613 геріатричного пансіонату 230 Ремонт доріг та 1 502 благоустрій Будівництво розподільчого с. Лютівка Капітальний ремонт Гадяцький р-н Лохвицький район газопроводу свердловини та смт Золочів 80 артезіанської смт Вільча с. К.Ганівка смт В. Бурлук с. Сенча реконструкція водогону 631 1 349 с. Карабазівка

9 449

18 706

с. Більськ

Миргородський район Реконструкція системи теплопостачання Більської ЗОШ

Полтавська область с. Байрак

600

смт Печеніги

Краснокутськ Чугуїв

Котелевський район с. Войнівка с. Милорадове

Полтавський район

м. Валки

Харківська область Балаклія

Карлівський Карлывський район

с. Коломацьке Решетилівський район

Первомайський Машівський район

Капітальний ремонт артезіанської свердловини і реконструкція водогону

сел. Червоний Донець

1 350

Ремонт доріг

118

1 337

Капітальний ремонт доріг

420

Капітальний ремонт системи опалення та котельні

205

Субвенція до районного бюджету на енергозберігаючі заходи

400

170

Реконструкція приміщення Храму УГКЦ Пресвятої Євхаристії

188

300

с. Купичволя

603

с. Чернилява Яворів

Капітальний ремонт приміщення Народного дому

Капітальний ремонт Народного дому

с. Мала Горожанна

Капітальний ремонт Турківського районного Народного дому «Просвіта»

300

с.Ролів с. Унятичі

с. Липівка с. Новосілки-Опарські

Капітальний ремонт системи опалення Народного дому

100

Капітальний ремонт вуличного освітлення

с. Колодруби

100

с. Уличне

Турка

Дашава

с. Сянки

300

Капітальний ремонт будівлі Народного дому ім. Івана Франка

600

Капітальний ремонт системи опалення дитячого садочку

100

Будівництво вуличного освітлення вул. Івана Франка

296

Реставраційно-ремонтні роботи покрівлі навчального корпусу № 2 філологічного факультету ДПУ ім. І.Франка

391

Бібрка с.Ганачівка

Дрогобич

Капітальний ремонт ліній вуличного освітлення

106

Капітальний ремонт приміщень Народного дому

Львів

Львівська область

Благоустрій території Військово-медичного клінічного центру Західного регіону

300

с. Рогізно

576

586

Капітальний ремонт житлового будинку № 11 на вул. Шевченка

Будівництво баскетбольного майданчика

Капітальний ремонт шатрової покрівлі житлового будинку

Реконструкція вуличного освітлення

219

3 708

330

смт Краковець

2 642

Капітальний ремонт свердловини №3 для водопостачання

Капітальний ремонт покрівлі будівлі інфекційного відділення КП "Близнюківська центральна районна лікарня"

Будівництво водоналивних блоків Будівництво вуличного на території пункту пропуску освітлення "Краковець"

Реконструкція свердловини №5 на центральному водозаборі

Будівництво фізкультурно-оздоровчого комплексу

Освітлення спортивного майданчика

Газопровід високого тиску

1 205

смт Близнюки

500

190

5 000

Капітальний ремонт покрівель житлових будинків

Освітлення вулиць та будівництво каплички

Закупівля металопрофільних труб для будівництва спортивного майданчика

Львівська ОДА

Барвінкове

Будівництво вуличного освітлення в селах Абрамівка і Нова Павлівка

Капітальний ремонт м'яких покрівель будівель житлового фонду

1 000

Капітальний ремонт системи опалення

500

Капітальний ремонт фасадів будівель

600

Допомога направлялась у військові ча‑ стини, які знаходяться на передовій. Це військова частина «Київська Русь», в/ч батальйону спецпризначення «Донбас», розвідувальний взвод батальйону «Ки‑ ївська Русь», батальйон імені генерала Кульчицького, в/ч підрозділу опера‑ тивно‑тактичного групування «Маріу‑ поль», 3‑й окремий полк спеціального призначення м. Кропивницький, в/ч спецпризначення з Хмельницького та Володимира‑Волинського та інші. Для них були закуплені індивідуальні засоби захисту воїнів, спеціальне сучасне обладнання (навушники, окуляри), одяг та взуття спецпризна‑ чення, засоби радіозв’язку, запчастини до вантажних автомобілів, устаткування зв’язку, системи відеоспостереження, оптичні прилади. Допомога госпіталям та інша медична допомога склала 4,1 млн грн або 47%

2016

від зібраних коштів. Завдяки новому потужному обладнанню ‑ прилади в операційну та для фізіотерапії, діагностичні прилади, сучасні масаж‑ ні столи тощо ‑ значно поліпшилась якість лікування і обстеження. Лікарі можуть у повному обсязі надавати необхідну допомогу, лікувати та ставити на ноги молодих хлопців. Серед медичних закладів, з якими тісно співпрацює компанія, – Жито‑ мирський, Білоцерківський, Ірпінський військові госпіталі, Центр ветеранів м. Переяслав‑Хмельницький, Черкаський, Вінницький та Чернівецький обласні госпіталі ветеранів війни. В грудні 2016 року колектив Нафтогазу підтримав змагання з кросфіту серед учасників АТО під назвою «Ігри Героїв». Це всеукраїнські змагання поранених воїнів та людей з інвалідністю. Головна мета ігор – психологічна та фізкуль‑ турно‑спортивна реабілітація наших героїв, соціальна адаптація людей з ін‑ валідністю, впровадження та поширен‑ ня спортивного руху серед молоді, мало захищених та соціально вразливих верств населення. У 2017 році співробітники Нафтогазу і далі відраховують кошти з власного заробітку на потреби армії та госпіта‑ лів. Укртранснафта передала в 2016 році на баланс Міністерства оборони України 20 одиниць автомобільної техніки. Цими транспортними засобами будуть доу‑ комплектовані підрозділи Збройних Сил України, що задіяні в зоні АТО. Військові частини отримають легкові автомобілі, вантажні автомобілі, тягач, напівпричіп, автобус, мікроавтобуси та ремонтні майстерні. Усі транспортні засоби при‑ ведені до справного стану та повністю укомплектовані. Укртрансгаз надає активну фінансо‑ ву підтримку військовим у зоні АТО. Спорядження, радіостанції, техніка та інші засоби захисту – на всі ці за‑ купки в 2016 році компанія витратила 12,7 млн грн. Крім того, Укртрансгаз передав у користування військовим підрозділам ЗСУ аеропорт «Сєвєро‑ донецьк», який знаходиться в сорока кілометрах від лінії зіткнення. Також надано дозвіл на користування базою відпочинку «Ялта» (Донецька область) з подальшою передачею на баланс МВС.

ОДЯГ ТА ЗАСОБИ ЗАХИСТУ для воїнів на загальну суму

4,6 млн грн ЗАХИСТ ТІЛА

СПОРЯДЖЕННЯ

КОСТЮМИ (ЗИМОВІ ТА ЛІТНІ)

МАСКИ ЗАХИСНІ

БЕЙСБОЛКИ ПОЛЬОВІ

РУКАВИЦІ ЗИМОВІ

СУМКИ, ПІДСУМКИ, РЮКЗАКИ, РЕМІНЬ, КАРАБІН, СТРАХУВАНИЙ ШНУР ТОЩО

ФУТБОЛКИ

СПЕЦЗАСОБИ

ТЕРМОБІЛИЗНА

ЧЕРЕВИКИ

КУРТКИ

РУКАВИЦІ ТАКТИЧНІ

НАБОРИ ДЛЯ ЧИСТКИ ЗБРОЇ ОЛИВА-СПРЕЙ ДЛЯ ЧИСТКИ ЗБРОЇ

ШАПКИ

МЕДИЧНЕ ОБЛАДНАННЯ для Маріупольського мобільного госпіталя та Українського державного медико-соцільного центру ветеранів війни (м. Переяслав-Хмельницький)

на загальну суму

4,1 млн грн

ДЕФІБРИЛЯТОР- МОНІТОР ПАЦІЄНТА МОНІТОР ПРИЛІЖКОВИЙ

ВІДСМОКТУВАЧ ЛІЖКО ЛІКАРНЯНЕ МЕДИЧНИЙ ФУНКЦІОНАЛЬНЕ ДВОСЕКЦІЙНЕ

РІЧНИЙ ЗВІТ

ЯК МИ ПРАЦЮЄМО

ПРІОРИТЕТАМИ НАФТОГАЗУ В ЗАХИСТІ ДОВКІЛЛЯ Є ДОТРИМАННЯ ВИСОКИХ ЕКОЛОГІЧНИХ СТАНДАРТІВ, РАЦІОНАЛЬНЕ ВИКОРИСТАННЯ ПАЛИВНО-ЕНЕРГЕТИЧНИХ РЕСУРСІВ, ЕНЕРГОЕФЕКТИВНІСТЬ ТА ВПРОВАДЖЕННЯ СИСТЕМИ ЕНЕРГОМЕНЕДЖМЕНТУ ПІДПРИЄМСТВАМИ ГРУПИ

Економія природного газу склала 240,1 млн куб. м, а електричної енергії – 25,6 млн кВт*годин. Фактична економія енергоресурсів перевищила плановий показник на 90,8 тис. т у. п., у тому числі природного газу ‑ на 68,9 млн куб. м. Завдяки тому що Шебелинське відді‑ лення Укргазвидобування з переробки газового конденсату та нафти задіяло конденсаційну електростанцію (КЕС) потужністю 6 МВт, вдалося значно ско‑ ротити використання теплової енергії. КЕС використовує скидне тепло димових газів від технологічних печей газофрак‑ ційних установок для технологічних потреб та виробництва електричної енергії за допомогою парової турбіни для задоволення власних потреб.

Впровадження системи енергоменеджменту на підприємствах групи В 2016 році в Нафтогазі розпочато роботи з впровадження у компанії системи енергоменеджменту (СЕнМ) для упорядкування процедур управління енергоефективністю відповідно до ви‑ мог міжнародного стандарту ISO 50001. Протягом 2016 року проведено діагнос‑ тичний аудит компанії, підготовлено про‑ екти політики та цілей компанії у сфері енергоефективності, план заходів з впровадження СЕнМ на 2017‑2020 роки.

Проведення моніторингу обсягу використання природного газу різними групами побутових споживачів

умовного палива (2,6 млн т у нафтовому еквіваленті1), в тому числі:

• нафти (газовий конденсат) ‑ 127,2 тис. т;

У структурі використання паливно‑енер‑ гетичних ресурсів (ПЕР) підприємствами групи основну частку складає природний газ – близько 86%.

• природного газу – 2,5 млрд куб. м;

• інші види ПЕР (котельно‑пічне пали‑ во) – 363,7 тис. т умовного палива.

У 2016 році підприємства групи викори‑ стали на технологічні потреби 3,7 млн т 44

Для аналізу фактичного використання природного газу побутовими спожи‑ вачами компанія провела моніторинг обсягу використання природного газу протягом опалювального періоду 2015‑2016 року за категоріями викори‑ стання природного газу та соціальними групами споживачів.

Структура використання енергоресурсів підприємствами групи

• електроенергії – 1,2 млрд кВт*год; • теплової енергії ‑ 657,5 тис. Гкал; 1 тис. т умовного палива = 0,7 тис. т нафтового екві‑ валента (н. е.) 1

Завдяки Програмі підвищення енер‑ гоефективності на 2015‑2020 роки та програмам енергозбереження дочір‑ ніх підприємств Нафтогаз зекономив

Використання та економія ПЕР підприємствами групи Нафтогаз у 2010-2016 роках

Крім того, для визначення максималь‑ ного обсягу комплексного використан‑ ня природного газу абонентами, які не мають інших, крім природного газу, джерел опалення, компанія спільно з газорозподільними організаціями проводила щомісячні виїзні перевірки обсягів використання газу цими спожи‑ вачами.

7,1

7,6%

7,1%

Cпоживання ПЕР (ліва шкала) Фактична економія ПЕР (порівняно з плановими показниками) (права шкала)

7,0

млн т у. п.

ЕНЕРГОЕФЕКТИВНІСТЬ

у 2016 році 306,8 тис. т у. п. (214,8 тис. т н. е.) або 1,6 млрд грн у грошовому виразі.

2016

6,1%

5,7%

5,1

5,4 4,7

4,5

5,3%

3,7

% 4

4,1%

2 2 1

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

Структура виробничо-технологічних витрат ПЕР, % 0,6 0,1

8 22,6

За підприємствами групи

За видами ПЕР

57,4

19,3 86

природний газ електроенергія теплова енергія інші види ПЕР

За результатами аналізу компанія надала пропозиції щодо підвищення ефективності використання природ‑ ного газу населенням. Це допоможе оптимізувати витрати бюджетних коштів, які у вигляді субсидій спря‑ мовуються вразливим споживачам на часткове покриття вартості використа‑ ного природного газу: • удосконалення порядку призначен‑ ня та надання субсидій на оплату природного газу; • повернення до бюджету надлишку надмірно перерахованих субсидій; • оптимізація соціальних нормативів використання природного газу; • реалізація поступового переходу до повної монетизації субсидій;

Укртрансгаз Укргазвидобування Укрнафта Укртранснафта Інші підприємства

• стимулювання вразливих спожива‑ чів до ефективного використання природного газу. Компанія ініціювала та провела наради з популяризації та реалізації пропозицій щодо удосконалення механізму надання субсидій та стимулювання споживачів до зменшення обсягів використання природного газу. У нарадах взяли участь радники Прем’єр‑міністра України, радник Віце‑прем’єр‑міністра, пред‑ ставники ЄБРР, МФК, ЄС, експерти та представники громадських організацій. Також фахівці Нафтогазу долучилися до робочих груп з монетизації субсидій. Реалізація пропозицій Нафтогазу дозволить підвищити ефективність використання природного газу, зменшити потреби у природному газі та в субвен‑ 45

РІЧНИЙ ЗВІТ

ЯК МИ ПРАЦЮЄМО

використання геотермальної енергії виснажених нафтогазових свердловин.

Цілі на 2017 рік • Просувати пропозиції компанії щодо надання споживачам можливості для спрямовувати невикористані для оплати енергоносіїв кошти субсидії на фінансу‑ вання енергозберігаючих заходів. • Продовжити реалізацію Програми енергоефективності. У результаті впровадження заходів Програми енергоефективності підприємствами компанії протягом 2017 року пла‑ нується зекономити 148 тис. т у. п., (100,7 тис. т н. е.) ПЕР. • Продовжити впровадження Сис‑ теми енергетичного менеджменту відповідно до вимог міжнародного стандарту ISO 50001. ціях з державного бюджету на виплату субсидій, створити передумови для спря‑ мування вивільнених коштів на збільшен‑ ня видобутку вуглеводнів в Україні.

Економія ПЕР підприємствами Нафтогазу, 2014-2016 роки 200,1 252,2

Всього (тис. т у.п.)

151,7 Природний газ (млн куб. м)

192,9

306,8

Реалізація інноваційних енергоефективних проектів В 2016 році Укртрансгаз спільно з Інсти‑ тутом технічної теплофізики НАН України розробив принципову схему викори‑ стання сонячної електростанції для одночасного виробництва електричної енергії та холоду на об’єктах газотран‑ спортної системи.

240,1

86,8

108,8 106,0

Теплоенергія (млн Гкал)

23,5 24,9 25,6

Електроенергія (млн кВт*год)

2014 2015 2016

1,1 1,3 1,3

Інші види палива (тис. т у.п.)

100

150

200

250

300

350

Економія ПЕР, тис. т у. п.

Побудована станція складається з 1140 сонячних панелей номінальною потужністю 260 Вт кожна, які розташовані на даху виробничого корпусу і займають площу 1850 кв. м. У Київському регіоні такий об’єкт є унікальним. Укртрансгаз планує продовжити таку практику на об’єктах основного виробництва.

1,0

10,0 37,5

79,2

За підприємствами групи

За видами програм

Всього: 306,8

258,3

Укртрансгаз Укргазвидобування Укрнафта Укртранстнафта

Станом на дату виходу цього звіту запущено пілотний проект сонячної електростанції, яка здатна генерувати майже 400 тис. кВт*год електроенергії на рік для покриття потреб офісу та промислового майданчика філії «Укргаз‑ техзв’язок».

227,6

Програма підвищення енергоефективності Нафтогазу на 2015-2020 роки Галузеві програми енергозбереження дочірніх підприємств групи

Крім того, Нафтогаз розробив проекти з утилізації теплоти продуктів згорян‑ ня на компресорних станціях (КС) та дотискувальних компресорних станціях (ДКС), утилізації енергії надлишкового тиску природного газу на об’єктах газотранспортної системи (ГТС) та

Найвагоміші заходи, завдяки яким підприємства групи зекономили 240,1 млн куб. м газу: • впровадження технологій ремонту дефектних ділянок без випускання газу з газопроводу; • максимальний відбір газу з діля‑ нок газопроводів перед ремонт‑ ними роботами; • будівництво систем утилізації скидного тепла; • впровадження сучасних елек‑ тронних систем запалювання на газомотокомпресорах 10 ГМК; • будівництво дотискувальної компресорної станції для зби‑ рання низьконапірного нафто‑ вого газу; • реконструкція факельних гос‑ подарств на об’єктах збирання нафти і газу; • будівництво закритої системи підготовки нафти; • утилізація газу дегазації конден‑ сату та нафти; • модернізація ГПА для підвищення ККД агрегатів; • зменшення радіальних зазорів в проточній частині ТВТ і ТНТ агрегатів ГТК-10, що забезпечує зростання ККД установки; • зменшення радіальних проміжків в проточній частині ОК спецмас‑ тиками; • використання утилізованого

2016

Вигоди від впровадження і подальшої сертифікації СЕнМ Прямі вигоди • постійне поліпшення енергетичної ефективності, зниження енерго‑ ємності продукції (послуг), підвищення конкурентоздатності; • удосконалення системи експлуатації та технічного обслуговування • контроль за витратами енергії; • зменшення впливу на навколишнє середовище; • інвестиційна привабливість; • передова практика енергоменеджменту та відповідність світовим стандартам. Непрямі вигоди • участь всього колективу в діяльності з енергозбереження; • підвищення кваліфікації в питаннях енергетики; • розширення комунікацій в сфері енергоменеджменту поза організа‑ цією; • поліпшення відносин з постачальниками енергії та обладнання; • зниження ризиків, що відповідно знижує витрати; • сумісність з іншими стандартами системи менеджменту.

тепла вихлопних газів ГТУ для теплопостачання замість роботи котельні; • виявлення та усунення втрат газу через ущільнення технологічного обладнання ПСГ, КС; • проведення режимно-налагоджу‑ вальних робіт котлів та їх робота відповідно до режимно-техноло‑ гічних карт. Зекономлено 25,6 млн кВт*год електроенергії за рахунок: • модернізації анодного заземлен‑ ня установок катодного захисту газопроводів; • впровадження енергоефективних джерел світла для зовнішнього освітлення НПС і резервуарних парків та для внутрішнього освітлення виробничих і офісних приміщень; • впровадження установок ком‑ пенсації реактивної потужності з автоматичним регулюванням коефіцієнту потужності; • впровадження пристроїв час‑ тотного регулювання та м’якого пуску асинхронних двигунів; • впровадження високоефективних гвинтових насосів з видобутку в’язкої нафти; • будівництва установки попередньо‑ го скидання підтоварної води; • оптимізації систем освітлення

виробничих приміщень; • використання утилізаційної детандерної енергетичної уста‑ новки УТДУ-2500, яка за рахунок енергії тиску газу при розши‑ ренні його на турбіні детандера дозволяє отримати додатковий «холод» для більшого вилучення вуглеводнів та електроенергію на генераторі для живлення власних споживачів; • використання турбодетандер‑ норї установки УТДУ-2500 для утилізації енергії дроселювання стисненого газу на ГРС-7 м. Дніпропетровська; • виведення з роботи ненаванта‑ жених силових трансформаторів; • раціонального завантаження вентиляторів охолодження (АПО) газу, антифризу і турбінного мастила; • заходів з економії електроенергії; • проведення перекачки нафти на дільницях нафтопроводів на оптимальних режимах, з вико‑ ристанням найбільш ефективних агрегатів; • зменшення витрат електрое‑ нергії на перекачування нафти завдяки своєчасному очищенню магістральних нафтопроводів від парафінистих відкладень із застосуванням сучасних високо‑ ефективних пристроїв. 47

РІЧНИЙ ЗВІТ

ЯК МИ ПРАЦЮЄМО

ЕКОЛОГІЯ ТА ОХОРОНА ДОВКІЛЛЯ

Нафтогаз використовує у своїй роботі комплексний підхід щодо зниження свого прямого та непрямого негативного впливу на навколишнє середовище. Такий підхід враховує усі аспекти впливу, включаючи: • охорону атмосферного повітря; • охорону водних ресурсів та надр; • охорону земель і утилізацію відходів виробництва; • захист біорізноманіття; • енерго– і ресурсозбереження.

Система управління екологічною безпекою У сфері охорони довкілля Нафтогаз керується Статутом, Кодексом кор‑ поративної етики компанії, вимогами законодавства Україіни, а також міжна‑ родними директивами, конвенціями та стандартами. У 2016 році в компанії затверджено нову редакцію Екологічної політики, яка відповідає вимогам стандарту ISO 14001 та визначає принципи діяль‑ ності та зобов’язання компанії у сфері охорони довкілля. Компанія послідовно реалізує Комплек‑ сний план заходів з охорони навко‑ лишнього природного середовища на 2015‑2020 роки.

2016

Детальніше ознайомитися з Екологічною політикою компанії можна на сайті www.naftogaz.com Нафтогаз відповідально ставиться до со‑ ціально‑екологічних аспектів управління своїми закупками. До складу тендерного комітету компанії у липні 2016 року введено представника Департаменту з охорони праці, екологічної та промис‑ лової безпеки для моніторингу виконан‑ ня постачальниками вимог з охорони праці та довкілля. В травні 2016 року затверджено Опи‑ тувальник щодо екологічно‑соціальної політики учасників закупівель. Його роз‑ міщено на сайті компанії www.naftogaz. com. Компанія та окремі підприємства групи вже використовують його під час проведення закупівель. На стадії погодження знаходиться про‑ ект регламенту взаємодії структурних підрозділів Нафтогазу під час закупівлі товарів, робіт та послуг, в якому про‑ писаний механізм оцінки дотримання постачальником екологічно‑соціальних вимог компанії та законодавства України у сфері охорони довкілля.

Ключові результати 2016 року • Поточні витрати та капітальні інвес‑ тиції підприємств групи Нафтогаз,

Основні принципи Екологічної політики Нафтогазу: • лідерство та відповідальність; • сталий розвиток; • ефективний екологічний менеджмент; • пріоритет превентивних заходів; • підвищення рівня екологічної культури та свідомості; • відкритість інформації та прозорість комунікацій.

ГРУПА НАФТОГАЗ ПРИДІЛЯЄ ЗНАЧНУ УВАГУ ЕКОЛОГІЧНІЙ БЕЗПЕЦІ ТА ОХОРОНІ ДОВКІЛЛЯ. У СВОЇЙ ДІЯЛЬНОСТІ КОМПАНІЯ КЕРУЄТЬСЯ ПРИНЦИПАМИ ЄВРОПЕЙСЬКОГО ЕКОЛОГІЧНОГО ПРАВА ТА НАЙКРАЩИМИ СВІТОВИМИ ПРАКТИКАМИ В ЦІЙ СФЕРІ

Співпраця з міжнародними фінансовими інститутами В рамках співробітництва з міжнародниими фінансовими інститутами компанія взяла на себе зобов’язання щодо наближення стандартів своєї діяльності до принципів екологічно-соціальної політики ЄБРР. У 2016 році ЄБРР проводив моніторинг впровадження нових стандартів звітності, прозорості, екологічної та соціальної відповідальності у Нафтогазі. Корпорація OPIC (США) у травні 2016 року провела технічний аудит західного комплексу підземного зберігання газу в Україні, за результатами якого Нафтогаз отримав позитивний висновок щодо рівня безпеки та впливу на довкілля. 49

перегляду та актуалізації чинного СОУ 74.2‑20077720‑034:2009 «Захист довкілля. Ліквідування забруднень ґрунтів і водних об’єктів нафтою та нафтопродуктами. Правила» для встановлення більш жор‑ стких екологічних вимог до підприємств нафтогазового комплексу.

У 2016 році виконано такі етапи робіт щодо впровадження в Нафтогазі системи екологічного менеджменту: • Проведено діагностику виробничих процесів та наявної системи управління Нафтогазу, зокрема: • проаналізовано види діяльності компанії, організаційну структуру та функції управління; • визначено сильні та слабкі сторони діяльності в сфері екології, охорони праці, енергозбереження, соціальної відповідальності та управління якістю; • проаналізовано та оцінено відповідність фактичних результатів діяльності компанії вимогам стандартів ISO 9001, ISO 14001, ISO 50001, OHSAS 18001 (ISO 45001) та SA 8000. • Проведено навчання працівників компанії щодо методології створення інтегрованої системи менеджменту та впровадження систем менеджменту відповідно до вимог стандартів ISO 9001, ISO 14001, ISO 50001, OHSAS 18001 (ISO 45001) та SA 8000. • Розроблено політики й цілі систем менеджменту, карти процесів, а також визначено ризики процесів. спрямовані на охорону навколишньо‑ го середовища, склали 83,7 млн грн. • Реалізовані заходи в сфері підви‑ щення енергоефективності сприяли економії паливно‑енергетичних ресурсів на 1,15 млрд грн. • Виконано екологічні заходи, перед‑ бачені кредитною угодою з ЄБРР, та проведено комплексний аналіз усіх аспектів екологічного впливу діяльності компанії з розробленням заходів щодо підвищення ефектив‑ ності поводження з відходами та використання водних ресурсів. Впровадження міжнародних стандартів Компанія взяла на себе зобов’язання щодо впровадження та сертифікації системи екологічного менеджменту згідно зі стандартом ISO 14001.

0,4 0,6

83,7

Укртрансгаз

0,01

В рамках співробітництва із зацікавле‑ ними сторонами у 2016 році компанія підписала Меморандум про взаєморо‑

Оплата послуг природоохоронного призначення, млн грн 1,0

0,4 6,7

12,7

35,6

19,1

Укртранснафта

175,3 119,4

33,0 Укргазвидобування

0,2

19,5

35,3

52,8

8,6 Укрнафта

Підприємства групи беруть активну участь в реалізації інфраструктурних та соціальних проектів з вирішення нагальних проблем громад, які зазна‑ ють негативного впливу від виробничої діяльності компанії (Детальніше читайте у розділі «Розвиток місцевих громад»).

Надходження від продажу відходів, млн грн

7,6

52,5

Так, Укргазвидобування в рамках прове‑ дення робіт з інтенсифікації видобутку природного газу шляхом гідророзриву пласта провело в 2016 році зустрічі з громадськістю, ЗМІ, представниками місцевої влади з метою належного інформування зацікавлених сторін про можливі екологічні та соціальні наслідки запланованих робіт.

В 2016 році Укртранснафта розробила стандарт СОУ 49.5‑31570412‑045:2016 «На‑ фтопроводи. Розрахунок кількості нафти для виробничо‑технологічних потреб. Методика», який введено в дію 29.09.2016. Стандарт розмежовує наявну в системі нафтопроводів нафту на «нафту для виробничо‑технологічних потреб» та «товарний залишок нафти». Це дозволило перевести нафту сорту Urals, якою була заповнена ділянка нафтопроводу Одеса‑Кременчук, із категорії «основних засобів» до категорії «запасів», та здійснити її витіснення задля заповнення зазначеної гілки трубопроводу нафтою Azeri Light.

0,3

8,4

Усі аспекти діяльності компанії та будь‑які проекти, що мають значний вплив на довкілля та життя громад, обов’язково проходять внутрішнє погодження в рамках діючого в компанії «Порядку взаємодії із зацікавленими сторонами». Для кожного проекту під час його розроблення складається План взаємодії із зацікавленими сторонами, якого дотримуються підприємства групи.

У 2016 році компанія підписала угоду з науково‑дослідною організацію щодо

0,01

21,9

Взаємодія із зацікавленими сторонами стосовно екологічних питань

Розробка нового стандарту організації управління (СОУ) в сфері транспортування нафти

Витрати на охорону Екологічний податок, млн грн навколишнього природного середовища, млн грн 0,1

2016

РІЧНИЙ ЗВІТ

ЯК МИ ПРАЦЮЄМО

Укравтогаз

Укрспецтрансгаз

Поточні витрати та капітальні інвестиції підприємств групи Нафтогаз на охорону навколишнього середовища, 2014-2016 роки, млн грн 100 80

66,7

75,3

Екологічні податки, сплачені підприємствами групи Нафтогаз в 2014-2016 роках, млн грн

83,7

72,8

60 40 40 20

20 0

35,6

30,4*

2014

2015

2016

2014

2015

2016

*Зменшення суми екологічного податку в 2015 році проти 2014 року пов’язане із припиненням оподаткування екологічним податком викидів забруднюючих речовин в атмосферу пересувними джерелами забруднення з 01.01.2015

зуміння та співробітництво з Всеукраїн‑ ською громадською організацією «Жива планета». Сторони провели спільний семінар і розробили програму навчання співробітників компанії та програму спільних заходів.

Фінансування природоохоронної діяльності У 2016 році поточні витрати та капітальні інвестиції підприємств групи Нафтогаз, спрямовані на охорону навколишнього середовища, склали 83,7 млн грн, з них: на капітальні інвестиції – 5,6 млн грн (що становить близько 7% від загального обсягу витрат на охорону навколишньо‑ го середовища), на поточні витрати – 78,1 млн грн (93%). Із загальної суми капітальних інвести‑ цій на заходи з очищення стічних вод витрачено 1,2 млн грн, на поводження з відходами – 11,9 тис. грн., на захист і реабілітацію грунту, підземних і по‑ верхневих вод – 4,4 млн грн. Витрати на капітальний ремонт систем каналізації та очищення зворотніх вод склали 0,6 млн грн. З поточних витрат на заходи з охоро‑ ни атмосферного повітря витрачено 6,8 млн грн. (близько 9% від загальної суми поточних витрат), очищення зворотніх вод – 39,1 млн грн (50%), поводження з відходами – 6,4 млн грн (8%), захист і реабілітація грунту, під‑ земних і поверхневих вод – 18,4 млн грн (близько 24%)., інші напрямки (напри‑ клад, зниження шумового і вібраційного впливу, радіаційна безпека, збережен‑ ня біорізноманіття, науково‑дослідні

Викиди в атмосферне повітря забруднюючих речовин підприємствами групи Нафтогаз у 2016 році, тис. т Підприємства групи Викиди оксиду вуглецю (СО)

Викиди діоксиду (SO2) та інших сполук сірки

Викиди сполук азоту (NОx) (без N2O)

Викиди неметанових летких органічних сполук

Всього викидів забруднюючих речовин (без урахування СО2)

Укртрансгаз

6,6

0,001

7,9

0,4

49,3

Укрнафта

6,8

0,2

3,0

4,6

18,9

Укргазвидобування

4,1

0,2

2,8

1,4

17,4

Укртранснафта

0,008

0,002

0,005

1,9

2,0

Укравтогаз

0,001

0,8

0,0002

0,005

0,002

0,001

0,0002

0,004

17,5

0,4

13,7

8,3

88,4

Укрспецтрансгаз Кіровоградгаз ВСЬОГО

Викиди в атмосферне повітря парникових газів підприємствами групи Нафтогаз у 2016 році, тис. т Підприємства групи

Викиди діоксиду вуглецю (СО2)

Викиди метану (СН4)

Викиди оксиду азоту (N2O)

Викиди парникових газів, СО2екв.

Укртрансгаз

2 783,0

34,2

0,13

3 541,5

Укрнафта

1 240,0

3,6

0,01

1 318,7

579,5

8,5

0,015

762,7

Укртранснафта

2,1

0,09

4,0

Інші підприємства групи

1,4

0,8

18,2

4 606,0

47,2

0,155

5 645,0

Укргазвидобування

ВСЬОГО

РІЧНИЙ ЗВІТ

ЯК МИ ПРАЦЮЄМО

роботи природоохоронного спрямування тощо) – 7,4 млн грн (9%). Крім того, оплата природоохоронних послуг склала 175,3 млн грн. Еколо‑ гічний податок у 2016 році становив 35,6 млн грн. Штрафні санкції за пору‑ шення законодавства у 2016 році склали лише 96,5 тис. грн.

у дозволах та нормативах граничнодо‑ пустимих викидів, про що свідчать акти перевірок державними природоохорон‑ ними органами.

Охорона атмосферного повітря

Загальний обсяг викидів забруднюючих речовин у атмосферне повітря стаці‑ онарними джерелами об’єктів підпри‑ ємств компанії у 2016 році становив близько 88,4 тис. т, що на 19% менше, ніж у 2015 році.

Забруднення атмосфери продуктами ви‑ робництва підприємств групи у 2016 році не перевищувало обсягів, встановлених

Реалізовані проекти з модернізації та ремонту обладнання зменшили витоки, втрати та використання природного

Загальні викиди забруднюючих речовин (без діоксіду вуглецю) у атмосферне повітря підприємствами групи Нафтогаз, 2014-2016, тис. т 200

газу на власні потреби. Завдяки цьому в 2016 році викиди в атмосферу скорти‑ лися порівняно з 2015 роком. Однак, у 2016 році підприємства групи збільшили викиди парникових газів на 2,3% через збільшення Укртрансгазом обсягів транспортування природного газу на 14,5%. В рамках імплементації Директиви 2010/75/ЕС компанія та Укртрансгаз у 2016 році провели інвентаризацію викидів SO2, NOx та пилу всіма уста‑ новками спалювання з номінальною

Викиди діоксиду вуглецю (CO2) підприємствами групи Нафтогаз, 2014-2016, тис. т 5000

4 606

4 555

162,7

3 983 109,3 88,4

100

3000 2000

1000

2014

2015

2016

Викиди оксидів азоту (NОx) підприємствами групи Нафтогаз, 2014-2016 роки, тис. т 15

14,8 12,6

13,7

120,1

2016

Викиди оксиду вуглецю (СО) підприємствами групи Нафтогаз, 2014-2016 роки, тис. т 20

17,9

17,5 15,9

2016

150 120

2015

Викиди метану підприємствами групи Нафтогаз, 2014-2016 роки, тис. т

2014

71,1 47,2

2014

2015

2016

Викиди неметанових легких органічних сполук підприємствами групи Нафтогаз, 2014-2016 роки, тис. т 10

8,4

8,2

8,3

6 10 4 5

2014

2015

2016

2014

2015

Внесок компанії у боротьбу зі зміною клімату Група Нафтогаз активно долучається до процесу адаптації національного зако‑ нодавства до стандартів ЄС в рамках Угоди про асоціацію між Україною та ЄС в сфері природоохоронної діяльно‑ сті, зокрема впровадження Директиви 2003/87/ЄС щодо створення схеми для зменшення викидів парникових газів. Враховуючи важливість для компанії цього питання, Нафтогаз бере активну участь у заходах з імплементації Дирек‑ тиви 2003/87/ЄС під егідою Міністерства екології та природних ресурсів та Торго‑ во‑промислової палати України.

4000

150

тепловою потужністю від 50МВт і більше. Перелік таких установок направили до Міненерговугілля України, щоб включити їх до наказу Мінприроди, який встановлює технологічні нормати‑ ви допустимих викидів забруднюючих речовин теплосиловими установками з номінальною тепловою потужністю не менше 50 МВт.

2016

Використання води підприємствами групи Нафтогаз, 2011-2016, тис. куб. м 2011

2012

2013

2014

2015

Використано води, 7 165,6 6 825,51 6 104,45 7 532,56 всього, у тому числі: Укртрансгаз 1 081,6 932,8 842,4 7 80,7 Укрнафта 3 950,8 3 709,9 3 876,1 3 712,3 Укргазвидобування 1855 1926 1 178,8 2 716,4 Укртранснафта 278,2 256,81 2 07,15 323,158

2016

7 017,2

% 2016 до 2015 6 352,2 -9,5

708,6 3 081,7 2 229,2 171,99

680,3 3 361,3 2 131,5 179,1

-4,0 9,1 -4,4 4,1

Структура утворення відходів Нафтогазу, за класами небезпеки, 2014-2016, тис. т 2014 Загальний обсяг відходів, що утвори‑ лися на підприємствах групи Нафтогаз з них: І клас небезпеки ІІ клас небезпеки ІІІ клас небезпеки ІV клас небезпеки

Компанія також звернулась до Мініс‑ терства екології та природних ресурсів України та Торгово‑промислової палати України з пропозицією розглянути можливість включення Нафтогазу до програм міжнародної технічної допомоги та реалізації пілотних проектів з впро‑ вадження системи торгівлі водами на викиди парникових газів. Подальша робота з впровадження системи торгівлі вуглецевими одиницями на підпри‑ ємствах компанії вимагає ухвалення відповідних законодавчих актів.

питні та санітарно‑гігієнічні потреби працівників.

Раціональне використання водних ресурсів

На очисні споруди біологічної очист‑ ки відведено 0,4 млн куб. м зворотніх (стічних) вод, на споруди фізико‑хімічної очистки – 11,4 тис. куб. м, механічної очистки – 56,3 тис. куб. м.

У 2016 році обсяги фактичного викори‑ стання води підприємствами компанії зменшились на 9,5% порівняно з попере‑ днім роком та становили 6,4 млн куб. м при загальному обсязі забору води 7,6 млн куб. м: із поверхневих джерел водопостачання – 5,4 млн куб. м, що складає близько 71% від загального об’єму води; підземного водозабо‑ ру – 1,4 млн куб. м – (18%); комунального водопроводу – 0,6 млн куб. м ‑ (8%), супу‑ ньо‑пластові води – 0,1 млн куб. м – (близь‑ ко 2%), стічна вода – 3,8 тис. куб. м – (близько 1%). Забір води здійснювався в основному на виробничо‑технологічні,

2016

За минулий рік відведено 8,5 млн куб. м зворотних (стічних) вод. З них передано іншому водокористувачу (комунальні та інші підприємства водовідведення) – 1,1 млн куб м води; скинуто у поверхневі джерела після очищення – 0,3 млн куб. м води; поля фільтрації – 0,3 млн куб. м, підземні горизонти – 6,6 млн куб. м, очисні споруди – 0,1 млн куб. м, вигріб – 31,1 тис. куб. м, ставок‑випаровувач – 4,5 тис. куб. м.

Об’єм води, використаної підприєм‑ ствами групи в системах зворотного і повторного водопостачання за 2016 рік, склав: • Укрнафта: 51,5 млн куб. м • Укртрансгаз: 35,2 млн куб. м • Укргазвидобування: 32,6 млн куб. м • Укрспецтрансгаз: 37,7 тис. куб. м Підприємства групи Нафтогаз здій‑

2015

2016

137,3

102,5

85,4

0,1 0,2 10,9 126,1

0,1 0,9 8,0 93,5

0,1 0,3 5,9 79,1

снювали моніторинг стану ґрунтів, ґрунтових та поверхневих вод у місцях розміщення екологічно небезпечних об’єктів (шламонакопичувачі, амбари, відстійники тощо). Дані моніторингових досліджень передавалися відповідним державним органам та іншим зацікавле‑ ним сторонам. Супутньо‑пластові води, які видобува‑ ються разом з вуглеводнями, повертали‑ ся в підземні горизонти через нагніталь‑ ні свердловини системи підтримання пластового тиску або в поглинальні свердловини за окремими проектами згідно вимог чинного законодавства. Протягом 2016 року на об’єктах видо‑ бутку Укргазвидобування закачано в свердловини 0,1 млн куб. м, а Укрна‑ фти – 6,6 млн куб. м супутньо‑пластових вод у надра. Використання цього методу значно зменшує використання питної води, знижує негативний вплив на поверхневі водні об’єкти, ґрунтові води, частково відновлює природні умови ділянок надр, які надані в користування для видобутку нафти та газу, забезпечує збереження земельних угідь. У 2016 році Укрнафта відновила обва‑ ловки резервуарів свердловин (сумар‑ но 203 шт.) та провела оцінку стану 53

РІЧНИЙ ЗВІТ

ЯК МИ ПРАЦЮЄМО

Поводження з відходами на підприємствах групи Нафтогаз, 2014-2016, тис. т 2014 Обсяг відходів, що утворилися Обсяг відходів, що видалено на влас‑ них об’єктах Обсяг відходів, що утилізовано та знешкоджено Обсяг відходів, що передано спеціалі‑ зованим організаціям 106 експлуатаційних колон нафтових і нагнітальних свердловин. Крім того, компанія ліквідувала та рекультивувала 7 нафтових, земляних та інших амбарів і резервуарів. В 2016 році Укртрансгаз здійснював аналіз біоресурсів водних об’єктів, що ви‑ користовуються для забору або скидання води в процесі своєї діяльності. Зокрема, такі дослідження проводилисьться на водних об’єктах в рамках проекту з ре‑ конструкції магістрального газопроводу «Уренгой‑Помари‑Ужгород». Ці роботи можуть мати негативний вплив на біоріз‑ номаніття флори та фауни, тому компанія проводила відповідну оцінку та моніто‑ ринг впливу. Так, в 2016 році проведено детальну оцінку біорізноманіття на ділянці «Гребінки‑Софіївка» (км 3 488,36‑3 519,87) у болотно‑лісовій зоні поблизу р. Лохвиці. Отримано рекомендації, заходи та по‑ зитивний висновок ДП «Центр еколо‑ го‑експертної аналітики» (Мінекології). За дотримання всіх рекомендованих вимог та заходів ремонт магістрального газопроводу «Уренгой-Помари-Ужгород» не буде мати негативного впливу на стан біорізноманіття.

Поводження з відходами Останні три роки сукупні обсяги відходів, що утворились на підпиємствах групи, стабільно зменшуються. У 2016 році вони становили 85,4 тис. т, що на 16,7% менше, ніж у попередньому році. Понад 90% відходів виробництва підпри‑ ємств компанії належать до IV класу не‑ безпеки, тобто до категорії малонебез‑ печних. Дуже незначна частка сукупних відходів (близько 0,15%) належить до I класу небезпеки (надзвичайно небез‑ печних). В основному це відпрацьовані люмінесцентні лампи, зіпсовані або відпрацьовані свинцеві батареї та аку‑ 54

2015

2016

137,3 47,4

102,5 4,5

85,4 0,00005

122,2

51,3

49,3

86,3

60,9

38,1

мулятори. Усі відходи I класу небезпеки передаються на договірних засадах для подальшої екологічно безпечної утиліза‑ ції спеціалізованим підприємствам. Крім того, на більшості підприємств групи та в апараті компанії запроваджено приймання відпрацьованих батарейок та люмінесцентних ламп від усіх бажаючих. Серед відходів ІІ класу найпоширеніши‑ ми є відпрацьовані оливи та мастила, яких утворилось 42,1 т, та акумуляторні батареї – 15,5 т. Найбільш поширеними серед відходів, які відносяться до ІІІ класу небезпеки, на підприємствах На‑ фтогазу є відпрацьовані нафтопродукти та нафтошлами – 3 060,2 т. Окремі підприємства володіють відпо‑ відною дозвільною документацією та обладнанням для утилізації небезпечних відходів на власних обєктах. У 2016 році Укрнафта утилізувала 5,4 тис.т на‑ фтошламів, які утворилися у минулі пе‑ ріоди, завдяки використанню установок з переробки нафтошламів, відпрацьова‑ них нафтопродуктів та стійких нафтових емульсій. До IV класу небезпеки відносяться такі основні види відходів: • відходи буріння (вибурена порода, відпрацьовані бурові розчини та бурові стічні води) – 42 664,6 т; • брухт чорних металів – 6 200,7 т; • відходи комунальні змішані – 9 794,8 т; • шини автомобільні, відпрацьовані та пошкоджені – 750,2 т; • відходи будівництва – 547,0 т; • транспортні засоби і транспортуваль‑ ні комплекти, списанні на брухт – 648,0 т; • відходи сільськогосподарського

виробництва (різні) 256,3 т та інші відходи, що утворюються в основному на об’єктах будівництва, буріння, видо‑ бування, транспортування, зберігання та переробки нафти і газу тощо. Для утилізації відходів буріння на підприємствах групи використовуються технології регенерації бурових розчинів та очистки і повторного використання бурових стічних вод. Протягом 2016 року підприємства компанії утилізували 43,9 тис. т відходів буріння. Крім цього, проводиться ліквідація на‑ фтових забруднень ґрунтів безпосеред‑ ньо на місці нештатних ситуацій, з ви‑ користанням сучасних мікробіологічних припаратів сорбентів‑біодеструкторів. У виробничій діяльності підприємств групи використовуються небезпечні хімічні речовини, зокрема в технології видобування і переробки газу та газово‑ го конденсату, а саме: метиловий спирт, діетиленгліколь, кислоти, одорант, аміак рідкий технічний. Крім цього, на окремих об’єктах вико‑ ристовуються прекурсори (соляна і сір‑ чана кислота, ацетон, толуол). Всі суб’єк‑ ти господарювання, що використовують прекурсори, володіють відповідною дозвільною документацією, а об’єкти забезпечені фізичним захистом. На підприємствах групи, де використо‑ вуються небезпечні хімічні та отруйні речовини, отримані відповідні дозвільні документи на транспортування цих ре‑ човин. Установки та обладнання, на яких ведуться роботи з хімічно небезпечними речовинами, змонтовані відповідно до проектів та введені в експлуатацію комісіями. Такі підприємства пройшли паспорти‑ зацію та декларування безпеки об’єктів підвищеної небезпеки. Проведено обов’язкове страхування цивільної відповідальності суб’єктів господарю‑ вання за шкоду, яка може бути заподі‑ яна пожежами та аваріями на об’єктах підвищеної небезпеки або на об’єктах, господарська діяльність на яких може призвести до аварій екологічного і санітарно‑епідеміологічного характе‑ ру. На більшості підприємств створені добровільні пожежні дружини. На підприємствах розроблені та затвер‑ джені виробничі інструкції щодо роботи з хімічно небезпечними речовинами; на‑

казами призначені працівники, відпові‑ дальні за облік та поводження з хімічно небезпечними речовинами; персонал, який виконує роботи, пройшов нав‑ чання та перевірку знань; проводяться інструктажі відповідно до вимог чинних нормативних актів.

спеціально обладнаним, сертифікова‑ ним транспортом цього підприємства відповідно до вимог радіаційної безпеки. На всі сховища і транспорт оформлені санітарні паспорти.

У процесі виробничої діяльності видобувних підприємств компанії утворюються техногенно‑підсилені джерела природного походження (далі ТПДПП), або згідно з міжнародною класифікацією – техногенно‑підсилені радіоактивні речовини природного походження (NORM (Naturally‑Occurring Radioactive Materials). ТПДПП у вигляді насосно‑компресорних труб, фрагментів трубопроводів, обладнання, шламів тощо тимчасово зберігаються на спеціально обладнаних майданчиках Укрнафти та Укргазвидобування. Майданчики охоро‑ няються та забезпечені іншими засоба‑ ми фізичного захисту. Накопичені мате‑ ріали згідно з укладеними договорами передаються спеціалізованій організації Корпорації УкрДО «Радон», яка володіє відповідною дозвільною документацією і має ліцензії на зберігання, подальшу утилізацію чи захоронення їх на власних потужностях (Зона відчудження ЧАЕС та м. Харків). Перевезення здійснюється

Компанія не здійснює транскордон‑ не перевезення відходів, не імпортує і не експортує відходи, які є «небез‑ печними» відповідно до Базельської конвенції. Підписуючи договір на утилізацію небезпечних відходів, компанія оцінює постачальників щодо наявності ліцензій та відповідної матеріально‑технічної бази для переробки та утилізації небез‑ печних відходів. Укртрансгаз проводив оцінку екологічно‑соціальної політики постачальників під час проведення кон‑ курсних торгів з відбору постачальників природного газу для виробничо‑техно‑ логічних потреб.

Екологічна культура Навесні 2016 року Нафтогаз приєднався до руху «Go Green» та оголосив про запровадження концепції «Зелений офіс», поставивши за мету зменшення негативного впливу діяльності компанії на навколишнє середовище та підви‑ щення рівня раціонального використан‑

2016

ня природних ресурсів. Щорічно співробітники підприємств компанії долучаються до благоустрою та озеленення своїх населених пунктів, виробничих майданчиків і прилеглих те‑ риторій, а також беруть участь у Щоріч‑ ному Всеукраїнському заході «За чисте довкілля».

Заходи щодо запобігання та ліквідації наслідків аварій Для запобігання та ліквідації аварійних ситуацій ремонтні служби проводять регулярні повітряні та наземні огляди трубопроводів. Підприємства групи розробили заходи реагування на загрози та виникнення надзвичайних ситуацій техногенного та/ або природного характеру. Плани ева‑ куації працівників на особливий період та у разі виникнення надзвичайних ситу‑ ацій техногенного та/або природного характеру, а також плани з локалізації та ліквідації аварійних ситуацій в уста‑ новленому порядку погоджені з тери‑ торіальними органами ДСНС України. Ведеться облік потенційно небезпечних об’єктів та об’єктів підвищеної небез‑ пеки.

ЗЕЛЕНИЙ ОФІС НАШІ ДОСЯГНЕННЯ Висаджено

530 кг паперу зібрано

40 кг батарейок зібрано

9 дерев

4 165 дерев

збережено

50 га землі збережено від

1 115

газонів упорядковано

забруднення

3 056 кущів

441

несанкціоноване сміттєзвалище ліквідовано

2 354 га прибрано

ВИТРАТИЛИ ПОРІВНЯНО З 2015 РОКОМ (травень-грудень)

НА 1 182 КУБ. М МЕНШЕ ВОДИ – НА 53 400 КВТ МЕНШЕ місячна норма водопостачання ЕЛЕКТРОЕНЕРГІЇ – для 500 людей місяць освітлення для 250 квартир 55

ЯК МИ ПРАЦЮЄМО

Повідомлення про інциденти та аварії з екологічними наслідками фіксуються та передаються згідно з Регламентом повідомлень, затвердженим у компанії.

Укрнафта визначила ціллю зменшення екологічних ризиків і соціальної напруги, пов’язаних із загазованістю м. Борисла‑ ва.

Плани на 2017 рік

Крім того, в 2017 році підприємства групи працюють над такими завданнями:

Компанія розробила Екологічні цілі та конкретні заходи їх досягнення. Однією з цілей є зменшення водоспоживан‑ ня підприємствами групи порівняно з минулим роком на 5% за рахунок раціонального використання водних ресурсів відповідно до лімітів і встанов‑ лених норм споживання. Укртрансгаз, як підприємство з найбільшої часткою викидів шкідливих речовин у повітря в системі компанії, поставив ціль змен‑ шити у 2017 році такі викиди на 3%. Укртранснафта запланувала у 2017 році завершити проектні роботи з рекон‑ струкції та модернізації систем очистки стічних вод на НПС «Куровичі», ЛВДС «Сколе», НПС «Жулин».

• забезпечувати раціональне вико‑ ристання природних ресурсів, у т. ч. водних ресурсів, земель та надр відповідно до встановлених лімітів та дозволів; • забезпечувати роздільне зберігання відходів за видами відповідно до наданих дозволів та затверджених лімітів на утворення та розміщення відходів, розрахованих на підставі нормативів утворення для кожного виду; • вдосконалювати систему екологіч‑ ного менеджменту, використовувати сучасні енерго– та ресурсоощадні технології, енергоефективні системи

виробництва, спрямовані на стабі‑ лізацію або зменшення негативного впливу на навколишнє середовище; • систематично упорядковувати та облаштовувати території проммай‑ данчиків, санітарно‑захисних та рекреаційних зон; • підтримувати ініціативи органів місцевої влади, громадськості щодо сприяння відновленню та покращан‑ ню стану навколишнього середови‑ ща; • підвищувати рівень правової обізна‑ ності працівників з охорони довкілля та раціонального використання природних ресурсів. Детальніше ознайомитися з «Зеленими правилами Нафтогазу можна на www.naftogaz.com

ДЕ МИ ЗАРАЗ

РІЧНИЙ ЗВІТ

ВАЖЛИВІ ПОДІЇ 2016 СІЧЕНЬ

ЛЮТИЙ

БЕРЕЗЕНЬ

КВІТЕНЬ

ТРАВЕНЬ

Нафтогаз запропонував план дій для повного відокремлення оператора ГТС

Нафтогаз запросив учасників ринку до обговорення проекту нового Кодексу газотранспортної системи

ЧЕРВЕНЬ

ЛИПЕНЬ

СЕРПЕНЬ

ВЕРЕСЕНЬ

Кабмін затвердив план «анбандлінгу»

Уряд створив нового оператора ГТС «Магістральні газопроводи України»

Ухвалено закон про регулятора

ЖОВТЕНЬ

ЛИСТОПАД

ГРУДЕНЬ

2017 СІЧЕНЬ

ЛЮТИЙ

БЕРЕЗЕНЬ

КВІТЕНЬ

2016

ТРАВЕНЬ

РЕФОРМА РИНКУ ГАЗУ Регулятор впровадив тарифи вхід-вихід для транскордонних точок

Нафтогаз пропонує змінити порядок формування страхового запасу газу постачальниками

Кабмін встановив ціну на газ для населення на рівні імпортного паритету

Регулятор ухвалив тарифи вхід-вихід для внутрішніх точок в Україні Продовження спеціальних обов’язків Нафтогазу до квітня 2018 року

НАДІЙНІСТЬ ПОСТАЧАННЯ (Диверсифікація імпорту, інтеграція з ринком ЄС) Нафтогаз законтрактував 1,7 млрд куб. м газу у п’ятьох європейських постачальників в рамках процедур закупівель за кредитом ЄБРР

Нафтогаз відмовив Газпрому в оформленні балансувального газу як закупленого Україною

Україна впроваджує сучасні європейські практики на пунктах з’єднання ГТС, не заблокованих Газпромом

Підписання договорів на транспортування та зберігання природного газу між Укртрансгазом і компанією Engie (Франція)

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

Україна рік не імпортує газ з Росії

Нафтогаз приєднався до Європейської федерації енерготрейдерів (EFET)

Нафтогаз звернувся до Європейського суду справедливості з вимогою скасувати рішення Єврокомісії щодо газопроводу OPAL

Нафтогаз, Укртрансгаз, Snam та Eustream підписали Меморандум про взаєморозуміння щодо можливостей співпраці в ГТС України

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

ОПЕРАЦІЙНА ЕФЕКТИВНІСТЬ Розпочато відбір кандидатів на посади незалежних членів наглядової ради Нафтогазу

Нафтогаз направив Росії офіційне повідомлення про інвестиційний спір щодо активів групи у Криму

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

Персональний склад наглядової ради Нафтогазу сформовано повністю

Нафтогаз виплатив кошти, залучені за кредитом ЄБРР у грудні-січні Відбулося перше засідання наглядової ради Нафтогазу

Україна домоглася зняття арешту з кранового судна Титан-2 у Мексиканській затоці

Нафтогаз вперше провів відкритий редукціон на закупівлю газу у вітчизняних видобувників

Укргазвидобування та Нафтогаз очолили рейтинг найбільших платників податків України за результатами 1 кв. 2016 року

Розпочато реформування системи внутрішнього контролю: -внутрішній аудит -комплаєнс -ризик-менеджмент -фінансовий контроль

Нафтогаз визнано кращим учасником торгів у системі Prozorro за кількістю торгів та обсягом зекономлених коштів

У Стокгольмі завершилися слухання між Нафтогазом та Газпромом щодо контракту на постачання газу до України

Підписання угоди про кредитну лінію обсягом 500 млн дол. під гарантію Світового банку У Стокгольмі завершилися слухання між Нафтогазом та Газпромом щодо транзитного контракту

Нафтогаз та його дочірні компанії ініціювали арбітражне провадження проти Росії з вимогою відшкодувати 2,6 млрд дол. за вкрадені активи в Криму

Опублікувано дані щодо усіх контрактів Нафтогазу на суму більше 1 млн грн на порталі використання публічних коштів e-data

Укргазвидобування перейшло на випуск пального Євро 5

Україна закінчила зиму із запасами газу вище прогнозних Зміни в складі правління Укртрансгазу Нафтогаз отримав перші п’ятнадцять акредитивів на загальну суму більше 220 млн євро в рамках кредитного договору з Citi та Deutsche Bank

За підсумками 2016 року Нафтогаз вперше за п’ять років отримав чистий прибуток 26,5 млрд грн За підсумками 2016 року Нафтогаз визначив сплатити державі понад 15 млрд грн дивідендів та авансового внеску з податку на прибуток

ГАЗОВА НЕЗАЛЕЖНІСТЬ (Видобування газу, енергоефективність) Нафтогаз подав до МЕРТ чотири інвестпропозиції за китайським кредитом обсягом 3,65 млрд дол.

Державний банк розвитку КНР подовжив Нафтогазу строк доступності кредиту обсягом 3,65 млрд дол. на проекти в енергетичній галузі до 25 грудня 2017 року

Укргазвидобування провело перші успішні операції ГРП

Укргазвидобування розпочало масштабну програму інвестицій у буріння – 3 млрд дол. до 2020 року

Укргазвидобування ввело в експлуатацію першу за роки незалежності України газову свердловину з добовим видобутком 1 млн куб. м

Укртрансгаз запустив сонячну електростанцію, яка здатна генерувати майже 400 тис. кВт*год електроенергії на рік

2016

РІЧНИЙ ЗВІТ

ДЕ МИ ЗАРАЗ Динаміка реального ВВП в Україні та країнах, що розвиваються, у 2013-2016 роках, %

МАКРОЕКОНОМІЧНЕ СЕРЕДОВИЩЕ

4,6

2,4

4,3

0,2

3,0

4,1

3,8

2,9 2,3

2,1

Динаміка індексту iMoRe як барометр темпів реформ у 2015-2017 роках

2,0

0,0

-2

iMoRe iMoRe

2,5

1,5

-4 -6

-9,8

-6,6

-8 -10

2013

2014

Інші країни, що розвиваються Європейські країни, що розвиваються Україна

2015

1,0 0,5 0,0

2016

січень 2015

вересень 2015

червень 2016

березень 2017

Джерело:. IMF, UN, Державна служба статистики України

Джерело: Vox Ukraine

Настрої економічних агентів та їх динаміка у 2015-2016 роках

Динаміка інфляції в Україні у 2015-2016 роках, (% рік до року)

1,50

2016 2015

70 55

1,35

60 50

Протягом 2016 року економіка України зросла на 2,3%, зокрема показавши у 4-му кварталі 2016 року пожвавлення на 4,8% у річному обчисленні. Однак таке пожвавлення є замалим, щоб компенсувати зниження економічної активності протягом 2013-2016 років, коли економіка скоротилася на 14% (еквівалентно 3,7% середньорічного падіння). Для порівняння, економіка східноєвропейських країн за аналогіч‑ ний період виросла на 7,8% (з серед‑ ньорічним приростом на рівні 1,9%), у той час як економіки інших країн, що розвиваються, – на 17,9% (з середньо‑ річним приростом на рівні 4,2%). Такий результат експерти пов’язують як з об’єктивними факторами, так і з недо‑ статнім темпом проведення реформ в країні, звертаючи увагу на тенденцію до уповільнення реформування. Напри‑ клад, динаміка індексу iMoRe (який ха‑ рактеризує темпи проведення реформ) за невеликим виключенням перебуває не тільки нижче рівня, який відповідає «задовільному» темпу реформ (2 бали), але й має чітку тенденцію до зниження до нульового значення. Подібні результати фіксують і індекси настрою споживачів, відображаючи як зниження позитивного балансу спожи‑ вчих настроїв, так і зниження оптиміз‑ му щодо майбутніх очікувань відносно ситуації у поточному періоді.

Певною мірою негативний вплив уповільнення темпів економічних ре‑

форм у країні позначається і на інших макроекономічних параметрах: • рівень інфляції; • валютний курс; • кредитні ризики; • вартість і доступність капіталу. У 2016 році інфляція у річному обчисленні склала 12,4%, продемонструвавши деяке підвищення наприкінці року, хоча вона і залишилася у цільових межах НБУ. Таким чином, у порівнянні з 2015 роком відбува‑ лось уповільнення темпів інфляції, однак вона продовжує залишатися на доволі високому рівні (для порівняння, гармо‑ нізований індекс інфляції в ЄС склав за той самий період 1,7%). Вагомим чинни‑ ком інфляційної динаміки залишалося зростання адміністративно регульованих цін. Курс гривні протягом 2016 року коли‑ вався переважно в діапазоні 25-28 грн, в цілому продемонструвавши тренд до знецінення, яке протягом 2016 року склало понад 13%. Особливо чутливим до такої динаміки валютного курсу є ціноутворення на природний газ, що актуально (1) як у частині закупівлі газу, попит на який частково задоволь‑ няється імпортом, так і (2) у контексті його реалізації, де наслідком деваль‑ вації є збільшення розриву між рівнем регульованої ціни на природний газ для окремих категорій споживачів (незмін‑ ної з травня 2016 року) та її ринковим рівнем. Значна різниця між рівнями

регульованої та ринкової цін (станом на кінець 2016 року – майже у 1,5 рази) відновлює приховане субсидіювання та знижує мотивацію до зростання енерго‑ ефективності. У 2016 році агентства Moody’s та S&P підтвердили кредитний рейтинг на тому ж рівні, а Fitch у листопаді 2016 підвищив довгостроковий кредитний рейтинг України до В- та короткостро‑ ковий – до В. При цьому суверенна премія за ризик дефолту для України (кредитний спред) була відносно стабільною з певною тенденцією до зниження та коливалась протягом 2016 року в діапазоні 6,0–7,5%, що в середньому в 2 рази вище, ніж премія за ризик для всіх інших країн, що розвиваються. Високий рівень ризику додатково обмежує можливості залучен‑ ня капіталу в економіку України, вартість якого стримує пожвавлення економічної активності в країні. На тлі високого рівня інфляції та ризиків об’єктивно високою у 2016 році зали‑ шалась і вартість кредитних ресурсів, хоч вона і знизилася у порівнянні з 2015 роком. Так, наприкінці 2016 року комер‑ ційні банки пропонували короткострокові та довгострокові кредити в національній валюті приблизно під 18% та 23% річних відповідно. Для кредитів в іноземній валюті середньозважена кредитна ставка складала близько 7% та 9% для корот‑ кострокових та довгострокових кредитів відповідно.

1,20 1,00

індекс споживчих настроїв (ліва шкала) відношення економічних очікувань до оцінки поточної ситуації (права шкала)

січень 2015

вересень 2015

лютий 2016

березень 2017

1,05

40 30 20 10

0,90

січень

червень

Джерело: GfK, розрахунки Нафтогазу

Джерело: Державна служба статистики України

Динаміка валютного курсу у 2015-2016 роках (грн/дол.)

Кредитний рейтинг

2016 2015

Короткостроковий

Довгостроковий

січень

червень

вересень

грудень

вересень

Moody`s

S&P

Fitch

у національній валюті

в іноземній валюті

у національній валюті

Caa3

B-

в іноземній валюті

Caa3

B-

Джерело: НБУ

Динаміка премії за ризик України у 2016-2017 роках, базові пункти

800

Cуверенна премія за ризик дефолту для України (для 10-річних єврооблігацій)

700

Динаміка процентної ставки по короткострокових кредитах для підприємств у національній валюті у 2015-2016 роках, % 30

2016 2015

20 600 15

500

квітень 2016

серпень 2016

Джерело: FRB, Thomson Reuters

грудень 2016

березень 2017

січень

червень

вересень

грудень

Джерело: НБУ

РІЧНИЙ ЗВІТ

ДЕ МИ ЗАРАЗ

УКРАЇНА НА ГАЗОВОМУ РИНКУ ЄВРОПИ

2016

млрд куб. м

31,0

ЗАГАЛЬНА ПОТУЖНІСТЬ ПІДЗЕМНИХ СХОВИЩ ГАЗУ

24,9 17,9

Україна володіє найбільшими в Європі потужностями

14,4

12,9

ПСГ

млрд куб. м, 2016 рік (за даними GIE)

Україна

Застосовано коефіцієнт переведення одиниць 10,46 ТВт*год=1 млрд куб. м. BP Statistics

Німеччина

ВИДОБУВАННЯ ГАЗУ В ЄВРОПІ

Італія

Нідерланди

9,0

Австрія

Франція

Угорщина

4,9 Великобританія

3,6

3,4

3,1

Чехія

Словаччина

Польща

Іспанія

Румунія

1,2

0,8

0,6

0,5

Данія

Бельгія

Болгарія

Хорватія

Сербія

1 858,0 674,0

Обсяг видобування газу в 2016 році, млрд куб.м (за даними Eurostat) Обсяг доведених видобувних запасів на кінець 2015 року, млрд куб.м (за даними BP)

6,4

603,0

207,0

5,8

Німеччина

120,4

Польща

Румунія

Великобританія 49,8

7,6

9,9

20,1

43,0

48,1

93,0

40,0

110,0

45,0

31,0

5,8

4,5

Італія

Данія

Україна

Нідерланди

Україна на Норвегія

3 місці

24,7

ВИКОРИСТАННЯ ГАЗУ В ЄВРОПІ Використання газу, придбаного у групи Газпром в 2016 році, млрд куб.м

24,8

14 місці 7 місці

17,9 11,5

за обсягами імпорту газу

за обсягами використання газу

5,5

Німеччина Великобританія 89,1 81,5

Італія 70,9

Туреччина 46,5

Франція 43,2

Нідерланди 39,5

0,0

Україна 33,2

Іспанія 28,8

за обсягами видобування газу

11,1

4,2 0,0

за обсягами транзиту російського газу

4 місці

за доведеними видобувними запасами газу

Україна на

1 місці

Україна на

0,0 Польща 19,1

Бельгія 17,0

6,1

4,5

3,7

1,5 Румунія 11,4

Угорщина 9,7

Австрія 8,7

Чехія 8,5

0,0

Норвегія 6,1

Португалія 5,2

Ірландія 5,1

2,7

1,8

3,2

2,5

Словаччина 4,7

Греція 4,1

Данія 3,2

1,0

1,4

Болгарія 3,1

Хорватія 2,7

0,0

Використання газу власного виробництва, імпорт з інших джерел в 2016 році, млрд куб.м (за даними Eurostat, Газпром Експорт, оцінка Нафтогазу)

4,2 8,0

2,6

4,0

6,1

5,2

5,1

0,0

0,0 Фінляндія 2,5 0,0 2,7

0,5

Швеція 0,9

Словенія 0,9

0,9

0,4

0,1 0,0 Люксембург Македонія 0,8 0,2 0,8

0,1

9,9 17,0

21,7 28,8 31,7

35,3

33,2

39,3 46,2

63,6

РІЧНИЙ ЗВІТ

БАЛАНС ГАЗУ УКРАЇНИ

2016

2016 рік, млрд куб. м

14,6 Укргазвидобування

8,2 Нафтогаз 1,3

2,9 Приватні імпортери з Європи

Укрнафта

2,0 ПСГ: різниця

4,2 Інші

відбір-закачування

Обсяг газу в ПСГ 31.12.2016

ВИДОБУВАННЯ

20,1

ІМПОРТ

ПСГ

11,1

33,2 НАДХОДЖЕННЯ ГАЗУ

33,2 ВИКОРИСТАННЯ ГАЗУ

17,6 НАСЕЛЕННЯ

14,0

9,9

3,6

ПРОМИСЛОВІСТЬ

ВТП

Обсяг газу в ПСГ 31.12.2015

5,7 ТКЕ: підприємства теплокомуненерго, які виробляють теплову енергію для постачання населенню, бюджетним організаціям та іншим установам ПСГ: підземні сховища газу ВТП: виробничо-технологічні потреби

12,0

11,9

Населення безпосередньо

ТКЕ для населення

2,0

Бюджетні та релігійні органиізації (в т.ч. ТКЕ для бюджетних організацій), ТКЕ для промислових споживачів

1,7

0,1 Інші 1,0 Розподільні мережі 0,5 Укргазвидобування 0,3 Укрнафта Укртрансгаз

РИНОК ГАЗУ УКРАЇНИ 2016 1

РІЧНИЙ ЗВІТ

1 інші підприємтсва

2016

підприємства групи Нафтогаз

млрд куб. м

помаранчевою лінією позначено сегменти ринку, які мають бути відокремленими від функцій постачання згідно з Третім енергопакетом ЄС

ВИДОБУВАННЯ ГАЗУ 2, 3

ІМПОРТ ГАЗУ

4,2

ПІДЗЕМНЕ ЗБЕРІГАННЯ ГАЗУ

ТРАНСПОРТУВАННЯ МАГІСТРАЛЬНИМИ ГАЗОПРОВОДАМИ6,7

14,7

21,7

13,0 УГВ для населення

РАЗОМ ЗА СЕГМЕНТАМИ

11,1 ДЖЕРЕЛА

ІНФРАСТРУКТУРА

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 1 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 склали 1,7 млрд куб. м

9,7

1,0 Нафтогаз

90% 8,9 інші Структура постачальників природного газу для промисловості, млрд куб. м. 6,8 ТКЕ для населення, промисловості, бюджетних установ та релігійних організацій 1,8 ВТП Укртрасгазу та ВТВ газорозподільних мереж

1,2 Для ТКЕ для промисловості, бюджетних установ та релігійних організацій

1,8 Для виробничих потреб УТГ та операторів розподільних мереж

млрд куб. м

111,5

0,4

10%

1,1 Для промисловості, бюджетних установ та релігійних організацій 29,3 Транспортування в межах України

22,4

Потенційно – 31,0 млрд куб. м

17,6 Для населення, в т. ч. ТКЕ для населення

82,2 Транзит

1,3 Укрнафта

2,3 до кінцевих споживачів України

0,7 УГВ для власних виробничих потреб

27,0 до розподільчих мереж України

79,2 до Європи

3,0 до Молдови

0,9 СД, де УГВ є міноритарним власником

27,6

Нафтогаз тримає в облгазах від 25%+1 акція або менше, за винятком Кіровоградгаз (51%). ВТВ облгазів склали додатково 1 млрд куб. м

Максимальний обсяг у ПСГ перед початком опалювального сезону (жовтень 2016)

11,1 з Європи

ПОСТАЧАННЯ КІНЦЕВИМ СПОЖИВАЧАМ 8

28,0

111,5

20,1

ТРАНСПОРТУВАННЯ РОЗПОДІЛЬНИМИ МЕРЕЖАМИ 6

10,4 10,4

2,9 8,2 8,2

15,9

ОПТОВА ТОРГІВЛЯ4, 5

14,7

32,1 ТОРГІВЛЯ

1,0 для промисловості

28,0 ІНФРАСТРУКТУРА

32,1 ТОРГІВЛЯ

5. Без врахування 0,02 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 7. Не враховує транспортування мережами Укрнафти, УГВ, незалежними компаніями в обсязі 1,0 млрд куб. м 8. Включно з постачанням 4,1 млрд куб. м газу кінцевим споживачам безпосередньо з магістральних газопроводів та з газових мереж видобувних підприємств

РІЧНИЙ ЗВІТ

РИНОК ГАЗУ

ДЕ МИ ЗАРАЗ

Ситуація на ринку газу

європейському

У 2016 році попит на газ у Європі збіль‑ шився, зокрема через підвищення цін на альтернативні джерела енергії (вугілля)1. Внутрішній видобуток газу в країнах ЄС тримався на рекордно низькому рівні, 132,9 млрд куб. м (за даними Eurostat), оскільки уряд Нідерландів посилив обмеження щодо обсягів видобутку на родовищі Гронінген з 27 до 24 млрд куб. м.

З огляду на те, що ціни на вугілля були вищими ніж ціни на газ, у 2016 році відбувся частковий перехід з вугілля на газ в країнах Північно-Західної Європи. Використання вугілля у Великобританії для вироблення електроенергії скоротилось в основному через постій‑ ний вплив цін на діоксид вуглецю, а також через виве‑ дення з експлуатації ряду вугільних електростанцій. 1

2016

На цьому фоні імпорт російського газу до Європи досяг рекордно високого рівня2, 178,3 млрд куб. м, тоді як імпорт з Норвегії тримався на такому ж рівні як і в 2015 році3 – 108 млрд куб. м. Основною причиною підвищення рівня імпорту з РФ були привабливі ціни на російський газ по довгостроковим контрактам європейських клієнтів Газпрому, оскільки різке падіння цін на нафту та похідні нафтопродукти в 2015 році та на початку 2016 року (до яких в основному прив’язана ціна російського газу) повною мірою відобразилося на контрактній ціні вже в 2016 році. Це дозволило європей‑ 2

http://www.gazpromexport.ru/en/statistics/

https://www.statoil.com/content/dam/statoil/ documents/annual-reports/2016/statoil-2016annualreport-20-F.pdf.pdf ст.16 3

Відносна динаміка цін на енергоносії з початку 2016 року (ціна станом на 1 січня 2016 року = 100%) 200

Ціна газу на хабі TTF, дол./МВт год Ціна марки Brent, дол./барель Ціна вугілля (API2), дол./т 150

100

01.16

02.16

03.16

04.16

05.16 06.16

07.16

08.16 09.16

10.16

11.16

12.16

Джерело: Thomson Reuters Eikon

Відносна динаміка цін на газ на різних ринках з початку 2016 року (ціна станом на 1 січня 2016 року = 100%) 200

Ціна газу на хабі TTF, дол./МВт год Ціна газу на хабі NBP, дол./терм Ціна газу на хабі NCG, дол./МВт год Ціна газу на Henry Hub, дол./MMBTU 150

100

01.16

02.16

03.16

04.16

05.16 06.16

07.16

08.16 09.16

10.16

11.16

12.16

Джерело: Thomson Reuters Eikon

РІЧНИЙ ЗВІТ

ДЕ МИ ЗАРАЗ

100

Рішення Єврокомісії та наступні аукціони з продажу додаткових потужностей газопроводу OPAL збільшили його завантаження з грудня 2016 року

2015 2016 2017

Січень

Лютий

Зупинка газопроводу Північний потік

Березень Травень Липень Вересень Листопад Квітень Червень Серпень Жовтень Грудень

Джерело: офіційний сайт OPAL

Кількість приватних імпортерів природного газу в Україну на кінець відповідного року 35 35 30 25

20 15 10

5 5 0

2014

2015

2016

Джерело: за даними Укртрансгазу

ським імпортерам нарощувати імпорт зі сходу в період спаду на ринку нафти і скорочувати імпорт з інших напрямків4. Ціни на російський газ були привабливішими, ніж ціни на СПГ, при цьому у 2016 році обсяги поставки СПГ на світовому ринку зросли на 7,5%, однак були нижчими, ніж очіку‑ валось. Основними споживачами СПГ були Китай, Індія та Близький Схід, які компенсували зниження імпорту Японії та Латинської Америки. Ціна на газ у 4 кварталі була вищою у порівнянні з попередніми періода‑ ми у зв’язку з фактором сезонності, зокрема через падіння температури нижче довгострокової нормальної, та підвищенням попиту на газ. Через різке похолодання наприкінці 2016 – на початку 2017 року європейські ціни на http://en.pgnig.pl/documents/18252/1757433/ Consolidated+annual+report_GKPGNiG_2016. pdf/70fb36d6-4879-48aa-a323-f7e2d3a5fbd1 ст.161 4

газ стрімко зросли, однак згодом по‑ ступово впали. Серед інших факторів, що сприяли тимчасовому ціновому піку, був рекордно низький рівень запасів газу в газосховищах країн Пів‑ нічно-Західної Європи, а також технічні проблеми у найбільшого у Велико‑ британії газосховища Rough5. Технічні проблеми цього сховища відчутно впливали на динаміку цін на газ впро‑ довж 2016 року і викликали занепоко‑ єння з приводу майбутніх поставок. За останніми даними оператора Centrica Storage Limited, газосховище відновить надання послуг закачування газу лише з травня 2018 року. Цей фактор може призвести до більш різького підвищен‑ ня цін на газ у Великобританії під час опалювального сезону 2017/2018 років.

Rough - єдине газосховище у Великобританії, що використовується для сезонного зберігання газу. На нього припадає 70% потужностей.

Транзит газу на європейський ринок Рішення Єврокомісії про розширення доступу Газпрому до газопроводу OPAL Ще однією подією, що сколихнула схід‑ ноєвропейський ринок газу в 4 кварталі 2016 року, стало рішення Єврокомісії щодо умов доступу до потужностей газопроводу OPAL. 28 жовтня 2016 року Єврокомісія де факто дала можливість Газпрому збільшити частку викори‑ стання потужностей OPAL з 50% до понад 80%. Після аукціонів з продажу додаткових потужностей потік газу через газопровід OPAL почав зростати в другій половині грудня 2016 року і досяг максимуму в січні 2017 року (в середньому 95-100 млн куб. м/день). Для України рішення Єврокомісії озна‑ чає зменшення транзиту російського газу та виручки від нього. Якщо Газ‑ пром отримає додаткові 30% за старим транзитним тарифом потужностей OPAL, транзит територією України може скорититися на 10-11 млрд куб. м/рік, а тран‑ зитна виручка України – на суму понад 300 млн дол. (оцінка на базі «старого контрактного тарифу»). 4 грудня 2016 року компанія PGNiG Supply&Trading (PGNiG ST) подала свій позов з вимогою зупинити виконання рішення Єврокомісії. Компанія оскар‑ жує зазначене рішення, оскільки воно було прийнято з перевищенням повноважень, порушило принципи пра‑ вової визначеності, захисту законних очікувань і пропорційності, не узгоджу‑ ється з засадами політики ЄС, порушує положення Угоди про асоціацію між Україною та ЄС. Крім того, компанія зазначає, що при прийнятті цього рішення було неправильно застосовано статтю 36 Директиви 2009/73/ЄС щодо виключення нової газової інфраструк‑ тури від застосування окремих вимог Третього енергетичного пакету. Наприкінці грудня Європейський суд призупинив рішення Європейської комісії щодо розширення доступу Газ‑ прому до газопроводу OPAL. Наразі суд перевіряє законність цього рішення. Незважаючи на те, що рішення про розширення доступу було призупинено ще наприкінці грудня, Газпром продов‑ жував транспортувати газ впродовж січня, оскільки забронював потужності

на наступний місяць («month ahead») ще в грудні. На графіку вище видно, що завантаженість OPAL значно скоро‑ тилась 1 лютого 2017 року, оскільки аукціон на лютий з продажу додаткових потужностей не вдалося провести через судову заборону6.

Обсяги українського транзиту залежатимуть від розвитку нових російських альтернативних газопроводів СЦЕНАРІЇ ЩОДО ОБСЯГІВ ТРАНЗИТУ В 2017-2020 РОКАХ, МЛРД КУБ. М ПІВНІЧНИЙ ПОТІК 2 Очікування менеджменту відповідно до існуючої інформації про стан реалізації проектів

Нафтогаз надіслав такий запит на долучення, обґрунтувавши його попе‑ редньою практикою суду та вказавши негативні наслідки рішення Єврокомісії для компанії. Передусім це загроза безпеці постачання природного газу в Україну через припинення газових потоків з Польщі, погіршення конку‑ рентної позиції Нафтогазу, неочікувана зміна регуляторних та ринкових умов діяльності компанії. Долучення Нафтогазу до справи дозво‑ лить українській компанії представити додаткові аргументи у справі, а також отримати доступ до матеріалів справи. Запит Нафтогазу на долучення до спра‑ ви, ініційованої PGNiG ST, знаходиться на розгляді суду згідно із встановлен‑ ним процесуальним порядком. Окрім клопотання про залучення у якості третьої сторони, 27 березня 2017 року Нафтогаз подав до Загального суду Європейського суду справедливості позов проти Європейської Комісії з ви‑ могою скасувати рішення від 28 жовтня 2016 року. http://www.platts.ru/latest-news/natural-gas/ london/outlook-2017-european-gas-supply-demandto-remain-26631430v 6

Побудова з затримкою 84

Наприкінці лютого 2017 року Нафто‑ газ звернувся до Загального суду Європейського суду справедливості з запитом про долучення до справи за позовом компанії PGNiG ST, що оскаржує рішення Європейської комісії. Відповідно до Статуту Європейського суду справедливості, юридична особа може долучитися до справи, якщо вона зможе довести свій інтерес у справі.

За графіком 84

55-65

ТУРЕЦЬКИЙ ПОТІК

Щоденні обсяги транзиту газопроводом OPAL (через точку входу Greifswald), млн куб. м/день

2016

Якщо забезпечить експорт лише до Туреччини9

5-15

Якщо забезпечить експорт до Туреччини та до країн Південно-Східної Європи10

84 74

35-45

Зменшення транзиту в 2020 році через заміщення обсягів транспортування до Туреччини Експорт до країн Південно-Східної Європи залежить від розвитку нової інфраструктури в регіоні Джерело: очікування зовнішніх консультантів та менеджменту компанії 9

Ухвалення зазначеного рішення без консультацій з Україною порушує статтю 274 Угоди про асоціацію між Україною та ЄС, а також зобов’язання ЄС за Догово‑ ром до Енергетичної хартії та Договором про заснування Енергетичного співтова‑ риства, оскільки посилює домінування Газпрому та пов’язаних з ним компаній. Альтернативні трубопроводні проекти Росії Негативні наслідки для статусу України як країни-транзитера газу матиме і подальша реалізація проекту будівниц‑ тва Північного Потоку 2 - експортного газопроводу з РФ. Північний Потік 2 – це проект екс‑ портного газопроводу з РФ до Європи через Балтійське море, що проходить територією Німеччини в районі Грайф‑ свальду, неподалік від точки виходу трубопроводу Північний потік. Пла‑ нується, що сукупна потужність двох гілок Північного потоку 2 становитиме

55-60 млрд куб. м на рік, окрім того було анонсоване збільшення потуж‑ ностей побудованого раніше Північного потоку до 60 млрд куб. м. Таким чином, сумарна проектна потужність Північно‑ го потоку та Північного потоку 2 може скласти 110-120 млрд куб. м/рік. Будівництво та запуск у 2011 році Північ‑ ного потоку призвело до зменшення завантаження ГТС України на 20-40%. Окрім зменшення обсягів транзиту через Україну, будівництво Північного потоку 2 загрожує енергетичній безпеці ЄС, посилює позицію Росії у Європі та суперечить принципам Енергетичного співтовариства. Газпром також реалізує проект будівниц‑ тва газопроводу Турецький потік, що про‑ лягатиме через Чорне море та Туреччину до Греції та матиме дві гілки загальною потужністю 31,5 млрд куб. м/рік, що загро‑ жує зупинкою транзиту через Україну в південному напрямку.

Динаміка обсягів транзиту російського газу територією України та обсяги постачання газу газопроводом Північний потік, млрд куб. м/рік Транзит територією України (за даними Нафтогазу, з урахуванням транзиту газу «РосУкрЕнерго АГ») Транзит через Північний потік (за даними з сайту IEA)

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 119,6 95,8 98,6 104,2 84,3 86,1 62,2 67,1 82,2

0,7

11,3

23,5

34,0

37,7

43,7

Довідково: транзит російського газу для європейських споживачів Україною у 2016 році збільшився завдяки зростанню експорту газу з РФ до Європи.

РІЧНИЙ ЗВІТ

ДЕ МИ ЗАРАЗ

ПІВНІЧНИЙ ПОТІК 2:

інструмент для посилення монопольного становища та можливих зловживань Росії на європейському газовому ринку Довідка • Північний потік 2 (ПП2) – російський проект будівництва газопроводу в Балтійському морі. Його мета – починаючи з 2019 року подвоїти потужність наявного підводного газопроводу Північний потік (ПП), що з’єднує Росію та Німеччину, з 55 до 110-120 млрд куб. м/рік (що відповідає річній потребі Німеччини в газі). • У 2015 році Газпром домовився з п’ятьма західноєвропейськими компаніями (BASF, E.ON, ENGIE, OMV та Shell) про спільну реа‑ лізацію проекту. Після рішення польського антимонопольного регулятора в 2016 році західні учасники вийшли з партнерства. У 2017 році Газпром повідомив, що партнери все ж фінансуватимуть проект. • Газпром заявляє, що готовий розвивати та фінансувати проект вартістю 10,3 млрд дол. самотужки. • На Росію припадає близько 30% імпорту газу до Європи та 60% імпорту до Німеччини. • Запуск ПП2 посилить домінування Росії на газовому ринку ЄС і спричиняє низку проблем, пов’язаних з конкуренцією, енергетичною безпекою, геополітикою та міжнародною безпекою. Це економічно недоцільний проект, оскільки очікувані в 2020 році тарифи на українському маршруті будуть набагато (до 4-х разів) нижчими, ніж у ПП2, коли його збудують. Наслідки Для конкуренції: • ПП2 не з’єднає ЄС з новими джерелами газу, а просто змінить напрямок потоків росій‑ ського газу з наявних джерел. Це переспря‑ мування призведе до концентрації поставок російського газу в Північних потоках. • Трубопроводи, якими зараз газ зі Сходу йде через території України та Польщі, стануть менш ефективними через меншу завантаженість. • ПП2 створить надлишкові потужності для постачання російського газу в Німеччину, через що поставки СПГ стануть менш вигід‑ ними. Враховуючи стабільний прогнозова‑ ний попит у ЄС, Росія ймовірно відбере част‑ ку голландських, британських та норвезьких постачальників, які скорочують виробництво, що посилить панування Газпрому.

• Промислові споживачі у Центральній, Східній та Південній Європі стануть менш конку‑ рентоспроможними порівняно з німецьким

підприємствами, оскільки у цьому регіоні ціна газу включатиме додаткові витрати на доставку. Для енергетичної безпеки: • Переспрямування газових потоків може призвести до дефіциту газу в Центральній, Південній та Східній Європі (ЦСЄ та ПСЄ) через наявні в ЄС обмеження транспортних потужностей. • Північна та Західна Європа стане більш залежною від російського газу. • ЄС залежатиме від поставок російського газу морськими трубопроводами ПП та ПП2. На відміну від традиційних сухопутних марш‑ рутів, несправність може зупинити роботу всього підводного газопроводу довжиною 1 200 км на кілька тижнів. • Вихід з ладу навіть одного з чотирьох трубопроводів зруйнує безпеку газопоста‑ чання в ЄС. Для міжнародної безпеки: • Щоб запобігти пов’язаним з постачанням ризикам, Росія як власник трубопроводів та газу, який ними транспортується, може заба‑ жати посилення своєї військової присутності в Балтійському морі, щоб захистити важли‑ вий газовий маршрут. Це може викликати напругу серед членів НАТО, яким доведеться обирати між безпекою та газом. Екологічні фактори: • На відміну від газопроводу ПП, ПП2 сам по собі не враховує інтересів ЄС. Проект спрямований на створення надлишкової та об’єктивно непотрібної газової інфра‑ структури, функцію якої можуть з легкістю виконувати вже існуючі берегові споруди. У той же час будівництво та експлуатація газопроводу ПП2 неминуче вплине на умови життя відповідних видів тварин та рослин та поставить під загрозу морське природне середовище. Реалізація цього проекту неви‑ правдано змінить баланс між економічними приватними інтересами організатора проек‑ ту та екологічними інтересами громади на користь першого. Для геополітичної ситуації: • ПП2 – це знаряддя російської стратегії «розділяй та володарюй». Країни ЦСЄ та ПСЄ вже дуже залежні від російського газу. Сконцентрувавши доставку газу у власних Північних потоках, Росія посилить контроль над інфраструктурою та постачанням газу в Європі. • Змінивши мапу газових потоків у Європі, Росія зможе пропонувати країнам ЦСЄ та ПСЄ знижки на газ в обмін на політичні поступки і таким чином отримає інструмент для втручання в рішення ЄС.

• Через ПП2 Росія отримає важіль впливу на Німеччину. Територією Німеччини прохо‑ дитиме ключовий транзитний маршрут постачання газу до інших країн-членів ЄС. Відомі непоодинокі випадки, коли Росія використовувала роль країн-транзитерів для створення тиску на них з боку країн-спожи‑ вачів газу. • При цьому ПП2 та його продовження на території Німеччини опосередковано належатиме російському уряду, що створює ризик того, що ключова газотранспортна інфраструктура може буте використана у некомерційних цілях.

Північний потік 2 та Турецький потік - два російських проекти, що дозволять Росії припинити транзит територією України з 2020 року МАРШРУТИ ТРАНСПОРТУВАННЯ ГАЗУ З РОСІЇ ДО ЄВРОПИ7

• Європейська комісія звернулася до кра‑ їн-членів ЄС за мандатом на переговори з Росією стосовно заперечень проти ПП2. При цьому комісія наполягатиме на поширенні на проект ПП2, включно з його морською частиною, основних принципів європейсько‑ го енергетичного права. • У квітні 2017 року Данія оголосила про наміри змінити національне законодавство, щоб мати можливість заблокувати проект з міркувань безпеки та геополітики.

Туреччина

Очікувані обсяги експорту Росії до Європи ПІВНІЧНИЙ ПОТІК 2

140-150

Законтрактовані обсяги з Росії до Туреччини

55-60 млрд куб. м

Наявні альтернативні маршрути до ЄС

ПІВНІЧНИЙ ПОТІК

55 млрд куб. м

~85

Через Блакитний потік

ЯМАЛ

• Трубопровід пролягатиме через територію чотирьох країн-членів ЄС: Фінляндії, Швеції, Данії та Німеччини. Для втілення проекту необхідно отримати висновки, зокрема, екологічної експертизи від кожної з країн.

• За повідомленнями ЗМІ, у своїй відповіді на запит скандинавських країн Європейська комісія підтвердила, що правила застосу‑ вання законодавства ЄС, включно із Третім енергопакетом, до підводних газопроводів є нечіткими. Разом з тим, Європейська комісія наголосила на тому, що ПП2 не може бути побудований та працювати виключно за законодавством Росії і не може існувати у правовому вакуумі.

Європа

Потенційні нові проекти

• Прихильники та противники проекту спере‑ чаються, чи право ЄС має бути застосова‑ ним до ПП2 і в якій мірі. Якщо енергетичне та антимонопольне законодавство ЄС буде повною мірою застосоване, то газопровід, ймовірно, не буде збудований.

• Данія та Швеція звернулися до Європейської комісії з проханням пояснити, чи право ЄС має повною мірою застосовуватися до ПП2.

ПРОГНОЗ ОБСЯГІВ ТРАНЗИТУ УКРАЇНОЮ У 2020 РОЦІ8, МЛРД КУБ. М

Наявні газопроводи

Суперечка щодо застосовуваного права: «правовий вакуум»

• Німеччина та Газпром наполягають на тому, що проект – це суто комерційна угода і відповідно вона має регулюватися виключно німецьким правом щодо сухопутної частини трубопроводу, тим часом як на морську його частину європейське право не поширю‑ ється.

2016

39 млрд куб. м

Залишковий обсяг через Україну (без нових проектів)

ЧЕРЕЗ УКРАЇНУ

146 млрд куб. м

ТУРЕЦЬКИЙ ПОТІК 32 млрд куб. м

15 55-65 10

БЛАКИТНИЙ ПОТІК 16 млрд куб. м

Потужність трубопроводів за новими проектами

80-90

Потужність нових проектів дозволить припинити транзит російського газу через Україну з 2020 року

Включно з Туреччиною, але без Фінляндії, балтійських країн та Білорусі. За умови, що Ямал-Європа, Північний потік та Блакитний потік завантажені на 90% Джерело: дані Нафтогазу, очікування зовнішніх консультантів, Газпром, офіційні повідомлення у пресі 7

Інтерконектор «Україна‑Польща» Щоб збільшити імпорт газу в Україну з Європи через Польщу та уможли‑ вити зберігання європейського газу в українських підземних сховищах, Укртрансгаз активно працює над будівництвом інтерконектора Укра‑ їна-Польща. Цей проект дозволить створити східноєвропейський газовий хаб з можливістю прокачувати до 8 млрд куб. м газу на рік з Польщі в Україну та до 7 млрд куб. м газу на рік - з України до ЄС. Інтерконектор є частиною Північно-Південного газового коридору, що поєднає LNG-термінал у Свиноустьї з країнами Центральної та Західної Європи. Нара‑ зі максимальна пропускна здатність постачання газу з Польщі до України складає 1,5 млрд куб. м/рік. Українсько-польський інтерконектор включений до Десятирічного плану роз‑ витку ENTSOG на 2015-2025 роки, а також до списку проектів спільного інтересу Енергетичного співтовариства (PMI). Окрім того, 4 березня 2016 року Державна

експертиза надала позитивний висновок щодо проектної документації. Укртрансгаз фінансуватиме проект власними коштами і вже уклав контракт на проектні роботи. В цей час триває опрацювання прове‑ дення спільної процедури Open Season на нові потужності інтерконектора на польській та на українській стороні, тому Укртрансгаз зацікавлений в проведенні консультацій з учасниками газового рин‑ ку. Очікується, що українська й польська ділянки інтерконектора будуватимуться одночасно і будуть готові до середини 2020 року.

Імпорт природного газу в Україну У 2016 році Україна не імпортувала газ з Росії. Завдяки ліквідації газо‑ вої залежності від Росії, Нафтогаз та решта українських імпортерів тепер мають доступ до інших постачальників газу і можуть обирати серед декількох десятків постачальників. Спільними зусиллями багатьох учасників вдалося організувати поставки газу в Україну

винятково з європейського напряму в обсягах, достатніх для задоволення по‑ треб країни. Ще 10 років тому Україна імпортувала в п’ять разів більше газу. При цьому у 2016 році імпорт газу зменшився на 32% у порівнянні з попереднім роком – з 16,4 млрд куб. м до 11,1 млрд куб м. Скорочення імпорту газу зменшує негативний вплив на платіжний баланс та ВВП. Частка Нафтогазу в імпорті скороти‑ лася на користь приватних трейдерів та промислових споживачів. Минулого року незалежні імпортери завезли у 2,6 рази більше газу, ніж у 2015 році (2,9 млрд куб. м проти 1,1 млрд куб. м). Кількість приватних імпортерів зросла вдвічі й перевищила три десятки. У 2016 році Нафтогаз імпортував з євро‑ пейського ринку 8,2 млрд куб. м газу, що на 1 млрд куб. м (11%) менше, ніж у попе‑ редньому році. Загальний обсяг імпорту зменшився на 47% проти 2015 року. У звітному періоді Нафтогаз працював з 15 постачальниками, частка жодного з яких не перевищувала 30% від обсягу імпорту. 73

РІЧНИЙ ЗВІТ

ДЕ МИ ЗАРАЗ

Фактична вартість імпортованого газу порівняно з вимогами Газпрому за принципом «бери або плати» в 2016 році 4 кв. 2016

0,74

3 кв. 2016

Скільки зекономлено в 2-4 кв. 2016 року Грошові вимоги Газпрому за принципом «бери або плати» в 2016 році1, млрд дол

1,78

0,40

0,0

Економія 4,1 млрд дол. при порівнянні лише з імпортом Нафтогазу

Вартість імпортованого Нафтогазом газу, 1,24 млрд дол

1,76

2 кв. 2016

1 кв. 2016

5,32

1,00

0,50 0,61

0,06

2016

Грошові вимоги Газпрому за принципом «бери або плати» в 2016 році1, млрд дол Вартість імпортованого Нафтогазом газу, млрд дол Вартість газу, імпортованого всіма компаніями2, млрд дол

Вартість газу, імпортованого всіма компаніями2, млрд дол

Економія 3,7 млрд дол. при порівнянні з усім імпортом в Україну

1,67

0,52

0,5

1,0

1,5

2,0

Джерела: Нафтогаз, Державна служба статистики України 1 суму, яку вимагає Газпром, рівномірно розподілено за кварталами відповідно до кількості днів згідно з підходом, що використовується Газпромом для розрахунку 2 дані Державної служби статистики України

За рахунок закупівлі реверсного газу в ЄС замість виконання необґрунтованих вимог Газпрому по сплаті за принципом «бери-або-плати» (Стокгольмський арбіт‑ раж повністю відхилив цю вимогу) в 2-4 кварталах 2016 року Нафтогазу вдалося зекономити більше 4,0 млрд дол. У січні 2017 року Газпром виставив Нафтогазу рахунок на сплату більше 5,3 млрд дол. за квітень-грудень 2016 року, тоді як Нафто‑ газ фактично заплатив за весь імпорто‑ ваний в цьому періоді газ лише 1,24 млрд дол., або в 4,3 рази менше. За оцінками Нафтогазу, якщо б компанія сплатила стільки, скільки вимагає Газпром, то ВВП України не зріс би на 2,3%, а впав би більше ніж на 2% в 2016 році. Раціонально очікувати, що в разі такої сплати відповід‑ ний негативний ефект відчувся би і на

поточний рахунок платіжного балансу, валютний курс, дефіцит бюджету. Таким чином, зусилля Нафтогазу з диверсифіка‑ ції маршрутів та джерел постачання газу в Україну дозволили скоротити витрати на імпортований газ більш ніж у 4 рази порівняно із потенційними.

Видобуток природного газу в Україні Річний видобуток газу за результатами 2016 року склав 20,1 млрд куб. м, що на 0,5% більше ніж минулого року (19,9 млрд куб. м). Укргазвидобування збільшило видобуток газу на 77 млн куб. м до 14,6 млрд куб. м, що склало 73% видобутку природного газу в Україні в 2016 році. Компанія роз‑ почала реалізацію кількох масштабних інвестиційних проектів щодо закупівлі

Баланс поточного рахунку України та вартість імпорту природного газу, млн дол.

Рахунок поточних операцій України Імпорт природного газу

15 000 10 000 5 000 0

нового бурового обладнання та залучен‑ ня підрядників для проведення операцій з гідророзриву пласта. Також було оголо‑ шено тендер на буріння 90 свердловин протягом 2017-2019 років. Водночас Укрнафта через фінансові проблеми, зокрема з податковим боргом, й надалі стрімко зменшувала видобу‑ ток, закінчивши 2016 рік з результатом 1,3 млрд куб. м, що на 14% або 205 млн куб. м менше, ніж минулого року. Компанія втрати‑ ла друге місце серед найбільших газовидо‑ бувних підприємств України. Приватні компанії збільшили видобуток до 4,2 млрд куб. м, або на 5,5% порівняно з 2015 роком, значно пригальмувавши нарощування видобутку в порівнянні з минулими роками (коли приріст скла‑ дав +15-24% рік до року). Найнижче за останні шість років зростання у приват‑ ному сегменті пояснюється зменшенням інвестиційної та операційної активності протягом двох минулих років. В свою чергу, така ситуація була викликана декількома факторами: по-перше, рекордним обвалом ринкових цін на газ (які визначаються імпортним паритетом), по-друге, високими ставками рентної плати за видобуток вуглеводнів в Україні, які діяли протягом 2014-2015 років7.

-5 000 -10 000 -15 000 -20 000

2012

2013

Джерело: НБУ, Державна служба статистики України

З 2016 року ставки ренти на видобуток газу для при‑ ватних компаній повернули до рівня дворічної давни‑ ни: з 55% до 29% при видобутку на глибині до 5000 м і з 29% до 14% при видобутку зі свердловин, глибших за 5000 м. З початку 2017 року рентні ставки для Укр‑ газвидобування були знижені до аналогічного рівня. 7

2014

2015

2016

Використання природного газу Протягом 2016 року обсяги використання природного газу в Україні у порівнянні з 2015 роком скоротилися приблизно на 2%, до 33,2 млрд куб. м проти 33,8 млрд куб. м у 2015 році. У 2016 році загалом на кінцеве вико‑ ристання природного газу припадало 88,6% сукупного обсягу використання, решта (3,8 млрд куб. м та 3,5 млрд куб. м у 2016 та 2015 роках відповідно) була використана на задоволення виробни‑ чо-технологічних потреб, у тому числі на забезпечення транзиту, транспортування і розподілу природного газу, а також на виробництво скрапленого природного газу. Незначні темпи зменшення обсягів використання газу пов’язані перш за все зі зростанням споживання за регульо‑ ваними сегментами ринку. Зокрема, впродовж 2016 року побутові споживачі використали 11,9 млрд куб. м газу, що на 0,6 млрд куб. м більше, ніж у 2015 році (+5%). Зменшення обсягів використаного природного газу у 2016 році порівня‑ но з 2015 роком відбулося зокрема за рахунок зменшення використання газу промисловістю (на фоні певного пожвавлення промислового виробни‑ цтва) на 11,4% (до 9,7 млрд куб. м проти

Динаміка обсягів сукупного використання природного газу в Україні у 2010-2016 роках (млрд куб. м) 60

59,3

57,7

1,22 54,8 50,4

0,59

42,2

0,42

0,35

33,2

33,8 30

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

Частка Нафтогазу у ринкових сегментах, що підпадають (верхня частина) та не підпадають частина) під дію Динаміка використання природного(нижня газу промисловими Положення про спеціальних споживачами (%покладення до попереднього року) обов’язків, 2015-2016 роки 10

1,22

2015

2016

-5 -10

100%

промисловість металургія хімічна промисловість виробництва будівельних матеріалів промислове використання газу

-15 -20

39%

-25

2015 2014

-30

31%

Джерело: Нафтогаз, Державна служба статистики України

61%

20162016

2015 69%

Зміна обсягів використання природного газу за категоріями споживачів протягом 2016 року, млрд куб. м НАК Нафтогаз України Інші

-15 -20

металургія хімічна промисловість виробництва будівельних матеріалів промислове використання газу

ДЕ МИ ЗАРАЗ

-25 -30

2014

2015

РІЧНИЙ ЗВІТ

2016

Джерело: Нафтогаз, Державна служба статистики України

11,0 млрд куб. м у 2015 році). З урахуван‑ ням того, що зростання промислового виробництва спостерігалося в тих сек‑ торах, які традиційно є енергоємними та використовують велику кількість газу, це може свідчити про певне зниження енергоємності промислового вироб‑ ництва або його переорієнтацію на альтернативні джерела енергії.

Зміна обсягів використання природного газу за категоріями споживачів протягом 2016 року, млрд куб. м 33,4*

33,2 +0,58

-1,24

+0,19

+0,23

25 20

домогосподарства, бюджетні установи та релігійні організації промислові споживачі ТКЕ виробничо-технологічні потреби

15 10

Значна частина поставок природного газу припадала на задоволення прямих потреб населення, теплокомуненерго (ТКЕ) та релігійних організацій, забезпе‑ чення яких здійснювалося Нафтогазом за регульованими державою цінами відповідно до покладених на компанію спеціальних обов’язків (ПСО). У 2016 році згадані категорії споживачів збільшили обсяги використання природного газу, причому таке збільшення лише частково пояснюється низькою температурою про‑ тягом опалювального сезону. Основним споживачем природного газу залиша‑ лося населення, на чиї потреби (разом зі використанням газу ТКЕ, що виробляють тепло для населення) у 2016 році було використано 17,6 млрд куб. м.

5 0

2015 рік

домогосподарства, промислові бюджетні установи споживачі та релігійні організації

ТКЕ

виробничотехнологічні потреби

2016 рік

Джерело: Нафтогаз *Без урахування зони АТО та неоформлених обсягів

Динаміка різниці між ринковою та регульованою ціною на природний газ, % 200

1,22

150

Інертність державного регулювання цін на природний газ для споживачів в рамках ПСО обумовила відставання регульованої ціни, встановленої навесні 2016 року на рівні імпортного парите‑ ту, від актуального рівня її ринкового еквівалента. Це призвело до форму‑ вання відчутної цінової різниці, яка станом на кінець 2016 року сягала 40%. Така ситуація створює передумови для формування структурних диспропорцій в економіці та нераціонального спряму‑

100

12.15 01.16 02.16 03.16 04.16 05.16 06.16 07.16 08.16 09.16 10.16 11.16 12.16 01.17 02.17 03.17 04.17

Джерело: Thomson Reuters, Нафтогаз

Основні фактори зміни обсягів постачання природного газу для задоволення прямих потреб населення протягом 2016 року, млн куб. м 12000

11 283

+309,9

+184,7

+99,3

11 879

Основні фактори зміни обсягів постачання природного газу для виробництва тепла (ТКЕ) для населення протягом 2016 року, млн куб. м 7000 6000

10000

5 882

+171

-309,4

5 774

5000

8000

4000 6000 3000 4000

2000

2000 0

1000 0

2015 рік

погодний збільшення фактор нормативів споживання

інші фактори

2016 рік

2015 рік

погодний збільшення фактор нормативів споживання

інші фактори

2016 рік

вання капіталу. Наприклад, реалізація природного газу за ціною, що суттєво нижча від ринкового рівня, обмежує обсяги інвестицій у розвідування нових запасів нафти та газу (на суму різниці в цінах) та нарощення їх видобутку для подолання залежності України від імпортних енергоносіїв.

шили обсяги використання природного газу (за виключенням Київської області та м. Київ), у той час як південні та східні області обсяги зменшили (за виключенням Луганської області). Це могло пояснюватися температурним фактором, зокрема холоднішою зимою на півночі.

Для задоволення потреб населення у 2016 році використано 17,6 млрд куб. м проти 17,2 млрд куб. м у 2015 році, у тому числі 11,9 млрд куб. м безпосередньо домогосподарствами для їх особистих потреб (приготування їжі, підігрів води та опалення) та 5,7 млрд куб. м теплоге‑ неруючими компаніями, які обслугову‑ ють домогосподарства. У зрізі регіонів дуже помітні географічні різниці у зміні обсягів використання газу населенням: північні та західні області України збіль‑

Основними факторами зростання вико‑ ристання природного газу на потреби домогосподарств була більш низька температура протягом опалювальних місяців 2016 року (особливо у листопа‑ ді-грудні), а також перегляд нормативів використання газу домогосподар‑ ствами, які не обладнані газовими лічильниками, у бік їх суттєвого збіль‑ шення (див. Постанову КМУ №203 від 23.03.2016). Сукупна дія інших факторів, зокрема зміни поведінки споживачів

при використанні газу на задоволення власних потреб, обумовила незначне зменшення сукупного використання природного газу для задоволення потреб домогосподарств, у тому числі завдяки проектам, спрямованим на енергозбереження. Потенціал скорочення використання природного газу за рахунок підвищення енергоефективності та програм енерго ощадливості суттєво обмежується чинною системою субсидіювання, яка потребує удосконалення в частині збереження мо‑ тивації домогосподарств до ефективного та ощадливого використання природного газу. Серед основних напрямів підвищен‑ ня ефективності програми субсидій є їх монетизація та дієві важелі, спрямовані на мотивацію до ощадливого використання природного газу.

РІЧНИЙ ЗВІТ

ДЕ МИ ЗАРАЗ

Використання природного газу населенням у 2016 році та його зміна відносно 2015 року (млрд куб. м/% рік до року) ВОЛИНСЬКА 0,28/13% РІВНЕНСЬКА 0,31/21%

ЧЕРНІГІВСЬКА 0,36/43% СУМСЬКА 0,42/17%

КИЇВ ЖИТОМИРСЬКА 0,18/0% ЛЬВІВСЬКА 0,40/9% 0,85/13% КИЇВСЬКА ПОЛТАВСЬКА ТЕРНОПІЛЬСЬКА 0,97/1% ЛУГАНСЬКА 0,68/11% 0,44/8% ХАРКІВСЬКА ХМЕЛЬНИЦЬКА ЧЕРКАСЬКА 0,27/8% 0,79/2% 0,45/14% 0,45/12% ЗАКАРПАТСЬКА ІВАНО-ФРАНКІВСЬКА ВІННИЦЬКА 0,52/17% 0,55/12% 0,41/5% КІРОВОГРАДСЬКА ЧЕРНІВЕЦЬКА ДНІПРОПЕТРОВСЬКА ДОНЕЦЬКА 0,28/5% 0,27/-13% 1,02/-2% 0,47/-19% ОДЕСЬКА МИКОЛАЇВСЬКА 0,52/-5% 0,31/-1%

Використання суттєво не змінилось (+/-2%)

ЗАПОРІЗЬКА 0,41/0%

Світовий ринок нафти

Зменшилося використання газу АР КРИМ Н/Д

Непідконтрольна территорія *Без урахування тимчасово непідконтрольних територій в Луганській та Донецькій областях Джерело: Нафтогаз

Наявних програм недостатньо для подолання низької енергоефективності в Україні Програми енергоефективності в Україні

Ключові ініціативи енергоефективності Економія газу1 Інвестиції млрд куб. м млрд доларів

ТКЕ

Індивідуальні котли Транспортування та розподіл

Багатоповерхові будинки

Приватні будинки

Більш ефективні/ альтернативні котли Більш ефективні/ альтернативні котли

~1.1

~3.0

Модернізація газогонів

~0.7

Лічильники з терморегуляцією

~0.8

Термо модернізація

~3.4

Термо модернізація

~5.5

Разом

~12

Програми

«Теплі кредити»

2 Програми енергоефективності можуть забезпечити економію в рахунках для домогосподарств до 2,5 млрд доларів та прискорити ринкові трансформації

IQ Energy

Розпочата у 2015 році, охопила понад 150 тисяч домогосподарств Започаткована у травні 2016

Фонд енергоефективності

2015 рік як базовий

2016 рік відзначився найнижчим рівнем цін на сиру нафту за останні 12 років, середня вартість нафти марки Brent становила 44 дол. за барель. Окрім цього, ціна нафти в 2016 році була й досить волатильною, коливаючись в діапазоні від 26 до 55 дол. за барель. Восени 2016 року на декількох засідан‑ нях представників країн-членів ОПЕК були прийняті рішення щодо скорочення обсягів видобутку нафти з метою скоро‑ чення надлишкової пропозиції на ринку. Країни-члени ОПЕК прагнуть досягти стабільної тенденції до укріплення світових цін на нафту завдяки переходу від політики «сталого видобутку» до політики «балансу попиту і пропозиції». За даними Світового банку та ОПЕК, попит на нафту в 2016 році виріс на 1,3 млн ба‑ релів на добу, до 94,5 млн барелів на добу. Значне зростання показали країни ОЕСР, додавши 0,37 млн барелів на добу. Продо‑ вжився ріст в Китаї та Індії - кожна країна додала по 0,29 млн барелів на добу. ОПЕК очікує, що у 2017 році рівень попиту зросте ще на 1,16 млн барелів на добу і досягне 95,6 млн барелів на добу.

~50% охоплення Установлення домогосподарств приладів лічильниками тепла обліку

Програми для ТКЕ

Статус

Реальний вплив на економію

Очікується з 2017 року

Очікується з 2017 Висока Низька

РИНОК НАФТИ І НАФТОПРОДУКТІВ

ХЕРСОНСЬКА 0,26/-4%

Збільшились обсяги використання газу

Ініціативи

2016

У 2016 році на світовому ринку не було досягнуто балансу попиту і пропозиції нафтової сировини. У разі, якщо учасники угоди про обмеження видобутку зуміють її виконати, це має зменшити негативний баланс у 2017 році та скоротити світові комерційні запаси.

Середньоквартальнi ціни на нафту Brent у 2015-2016 роках, 80 дол. за барель 70

61,9

53,9

50,5

45,6

43,8

49,3

45,9

33,9 30 20 10 0

I кв 2015

II кв 2015

III кв 2015 IV кв 2015

I кв 2016

II кв 2016

III кв 2016 IV кв 2016

Джерело: S&P Global Platts

Світовий баланс попиту та пропозиції на нафту, млн барелів/день 97 96 95 94 93 92 91 Пропозиція Попит на нафту

90 89

2013

2014

2015

2016

Джерело: щомісячний звіт ОПЕК Нафтовий ринок; Група Світового банку. (Перспективи світових товарних ринків)

РІЧНИЙ ЗВІТ

ДЕ МИ ЗАРАЗ

1,0

0,5

0,0

0 Ціна нафти Brent (права шкала) Баланс попиту і пропозиції (ліва шкала)

-0,5

2013

2014

2015

2016

-30

Джерело: S&P Global Platts; щомісячний звіт ОПЕК Нафтовий ринок; Група Світового банку (Перспективи світових товарних ринків)

Сценарії розвитку ситуації на світовому ринку нафти Попит

ОПЕК

Нетрадиційна нафта (НН)

Інше

ШВИДКЕ ВІДНОВЛЕННЯ Швидке зростання світового ВВП (понад 3,2% на рік). Зростання попиту на 1,0% на рік

Члени ОПЕК зменшують видобуток для підтримки ціни

Видобуток НН збільшується на фоні зростання цін

Темпи зростання виробництва повертаються на рівень середньозважених

ПОВІЛЬНЕ ВІДНОВЛЕННЯ Зростання світового ВВП на 2,8% через уповільнення економіки Китаю. Слабке зростання попиту (0,5% на рік)

Інвестиції у видобуток на рівні зростання попиту на ринку

Зростання обсягів видобутку НН уповільнюється та залишається на стабільному рівні з 2020 року

Темпи падіння видобутку на розроблених родовищах прискорюються

БРАК ІНВЕСТИЦІЙ Зростання світового ВВП на 2,8% через уповільнення економіки Китаю. Слабке зростання попиту (0,5% на рік)

Обмеження ОПЕК щодо видобутку збільшують можливість цінових сплесків

Темпи зростання обсягів видобутку НН відстають від рівня зростання цін

Високий рівень цін збільшує інвестиції в нові проекти

НАДЛИШОК ПРОПОЗИЦІЙ Зростання світового ВВП на 2,8% через уповільнення економіки Китаю. Слабке зростання попиту (0,5% на рік)

Видобуток членів ОПЕК на максимально можливих рівнях на фоні відсутності домовленостей щодо зменшення видобутку

Видобуток НН зростає за рахунок нових технологій та зменшення собівартості видобутку

Джерело: оцінка сценаріїв зовнішніми консультантами та Нафтогазом

Низький рівень повної собівартості для нових проектів (full life cycle costs) через технічні та економічні чинники

Європейський ринок нафти та нафтопродуктів Європейські потужності з переробки нафти складають близько 16% загальносвітових. За даними Європейської асоціації нафтопе‑ реробних підприємств (European Petroleum Refiners Association) рівень завантаженості НПЗ Європи в період з 2007 до 2015 рік знизився з 87% до 78%. В період з 2007 до 2014 року було зупинено 17 нафтоперероб‑ них підприємств (переважно в Італії, Фран‑ ції та Великобританії) та станом на початок 2015 року в Європі функціонувало 83 НПЗ. Серед основних причин зниження заван‑ таженості європейських НПЗ —скорочення попиту на нафтопродукти, еволюція попиту (зменшення використання бензину на користь дизельного палива), збільшення частки вартості енергоресурсів в опе‑ раційних витратах НПЗ з одночасним зменшенням рівня маржі нафтопереробки, що в свою чергу підвищило чутливість нафтопереробних підприємств до різких змін вартості нафти та нафтопродуктів. В 2015 та 2016 роках рівень завантаження європейських НПЗ дещо покращився у зв’язку зі зростанням маржі переробки на НПЗ. Так, за даними IEA/KBC Monthly Global Indicator Refining Margins середня маржа переробки нафти на НПЗ північно-за‑ хідної Європи - близько 3,6 дол./барель в 2014 році, а в 2015 та 2016 році - 7,3 та 4,3 дол./барель відповідно. Маржа пере‑ робки зменшилися в 2016 році в порівнянні з 2015 роком в результаті збільшення рівня завантаженості світових потужностей нафтопереробки. Зниження рівня завантаження євро‑ пейських НПЗ у 2016 році в порівнянні з 2015 роком відбулось через збільшення обсягів імпорту дизельного палива з Росії, США та країн Азії. Однак у 2016 році рівень завантаженості європейських нафтопере‑

Видобування нафти та конденсату в Україні Спричинене надлишком пропозиції зниження цін на нафту в 2014-2015 роках досягло, імовірно, своєї критичної точки в 2016 році. Американська «сланцева рево‑ люція», яка стала можливою завдяки ері «дорогої» нафти, дала свої плоди у вигляді додаткових, надлишкових обсягів нафти на ринку, а також поступового розвитку технологій, що призвели до здешевлення вартості видобутку нафти. В той же час зниження цін, викликане надлишковою пропозицією, призвело до того, що родовища з високою собівартістю видобутку та браком резервів зниження собівартості продукції не могли прибутково функціонувати. Окрім того, стрімке зни‑ ження цін на нафту призвело до згортання нафтовидобувними компаніями інвестицій‑ них програм з розвитку нових родовищ. Падіння світової ціни на нафту вплинуло і на компанії групи Нафтогаз – Укрнафту та Укргазвидобування. Через низький рівень інвестицій у буріння нових свердловин та проведення капітальних ремонтів у минулих періодах, на фоні природного спаду продуктивності родовищ, зниження світових цін на нафту та суттєвого рівня податкового навантаження в 2016 році, Укрнафта скоротила видобуток нафти і конденсату на 10%, а Укргазвидобування – на 5%. Окрім того, зменшились обсяги видобутку нафти та конденсату приватни‑ ми компаніями в Україні на 15%. Зазначену тенденцію можна пояснити насамперед запізнілою реакцією органів законодавчої влади на зміну кон’юнктури ринку та відповідно недостатньою гнуч‑ кістю системи оподаткування видобутку вуглеводнів в Україні – ставки ренти були знижені лише з січня 2017 року 1. Як резуль‑ З 1 січня 2017 року ставка ренти на видобуток нафти та газового кондунсату зменшилася з 45% до 29% від вартості товарної продукції для покладів до 5 тисяч ме‑ трів та з 21% до 14% для покладів понад 5 тисяч метрів

10 9

8 7

% 87

дол. за барель

Маржа нафтопереробки Brent північно-західна Європа (права шкала) Рівень завантаженості НПЗ EU-16 (ліва шкала)

6 5 85 4

I кв 15

II кв 15

III кв 15

IV кв 15

I кв 16

II кв 16

III кв 16

IV кв 16

Джерело: щомісячний звіт ОПЕК Нафтовий ринок (2014-2016); МЕА (міжнародне енергетичне агентство) Світовий індикатор маржи переробки

Ціни на нафту Brent та рівень завантаженості НПЗ EU-16 Рівень завантаженості НПЗ EU-16 (права шкала) Ціни на нафту Brent (ліва шкала)

55 88

84 35

I кв 15

II кв 15

III кв 15

IV кв 15

I кв 16

II кв 16

III кв 16

IV кв 16

Джерело: Fuels Europe dataroom; щомісячний звіт ОПЕК Нафтовий ринок (2014-2016)

Динаміка світової ціни на нафту та нафтопродукти в ЄС Ціна на бензин А-95 (ліва шкала) Ціна на дизельне паливо (ліва шкала) Ціна на нафту Brent (права шкала)

1 500

100

86 1 300 72

дол./барель

1,5

Протягом 2016 року тренд зміни світових цін на нафтопродукти відповідав тренду зміни світової ціни на нафту. Зокрема, приріст ціни нафти у період січня – грудня 2016 року склав близько 75% (з 31 до 54 дол./барель), в той же час приріст споживчих цін на нафтопродукти в ЄС склав для бензину 6%, для дизельного палива близько 13%.

Рівень завантаженості НПЗ EU-16 та маржа нафтопереробки Brent

дол. за барель

120

дол./барель

млн барелів/день

2,0

робних заводів був значно вищим, ніж в 2014 році.

євро/1000 літрів

Світовий баланс попиту та пропозиції на нафту

За даними Секретаріату ОПЕК та Адмі‑ ністрації енергетичної інформації США, комерційні запаси нафти в країнах ОЕСР стабільно знижуються з літа 2016 року, але в той же час їх рівень залишається вищим за середній показник останніх п’яти років. Високий рівень запасів утримується тільки в США, де вони на кінець 2016 року перевищили середній показник останніх п’яти років приблизно на 30%. Рівень запо‑ внення сховищ нафти в Європі наприкінці 2016 року опустився нижче показника 2015 року, а запаси нафти в Японії знизи‑ лись до багаторічного мінімуму.

2016

1 100

900

01.16

02.16

03.16

04.16

05.16 06.16

07.16

08.16 09.16

10.16

11.16

12.16

Джерело: S&P Global Platts; щотижневий енергетичний бюлетень Європейської комісії

РІЧНИЙ ЗВІТ

ДЕ МИ ЗАРАЗ

Інформація про реалізацію нафти та конденсату Укрнафтою, 2015-2016 роки

Видобуток нафти і конденсату в Україні, тис. т 3 000

Інші Група Нафтогаз

302 308

2 500

236

2 000

50 45

1 500

2 674

2 421

2 183

1 000

тат, при високому рівні оподаткування в 2016 році видобувним компаніям довелося працювати в умовах недофінансування

2 003

500

програм розвитку. З огляду на змен‑ шення податкового навантаження на операції з видобутку вуглеводнів в Україні, в майбутніх періодах очікується збільшення обсягів буріння та видо‑ бутку вуглеводнів, зокрема нафти та газового конденсату.

2013

2014

2015

2016

Джерело: Нафтогаз, Міненерговугілля

Динаміка обсягів видобутку/імпорту нафти в Україні, 2005-2016 роки Імпорт млн т/рік 14,6

Реалізація нафти в Україні

Видобуток млн т/рік

10,7 9,8

6,6

7,8

7,2

5,7

4,4

4,5

4,3

4,0

3,6

3,4

3,3 1,5

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2,2

3,0

2,7

0,8

0,2

2,4 0,2

0,5

2014

2015

2016

2013

Джерело: Нафтогаз, Міненерговугілля, Центр досліджень енергетики, Державна фіскальна служба України

Підприємства групи Нафтогаз в структурі видобутку нафти і конденсату, 2016 рік, %

Нафтогазвидобування

Природні ресурси

2 1

ПГНК

Еско-Північ

Інші

Укрнафтобуріння

Укрнафта Укргазвидобування Інші Джерело: Нафтогаз, Міненерговугілля, Нєфтєринок

Розрахункова ціна реалізації Укрнафта дол./барель Ціна Platts Urals дол./барель (середньомісячна)

280

2016

Близько 90% обсягів видобутку нафти і газового конденсату в Україні забезпе‑ чують Укрнафта та Укргазвидобування (близько 68% та 22% відповідно). При цьому Укргазвидобування здійснює переробку нафти і газового конденсату на власних виробничих потужностях, а Укрнафта реалізовує нафту і газо‑ вий конденсат власного видобутку на аукціонах відповідно до статті 4 Закону України «Про нафту і газ» та Порядку організації та проведення біржових аукціонів з продажу нафти сирої, газового конденсату власного видобут‑ ку і скрапленого газу, затвердженого постановою Кабінету Міністрів України від 16.10.14 №570. На сьогодні переробка нафтової сировини в України здійснюється лише Кременчуцьким НПЗ у обсязі близько 2,1 млн т на рік – переважно це нафта і газовий конденсат вітчизняного видобутку. Інші п’ять вітчизняних НПЗ не переробляють нафти та в короткостро‑ ковій перспективі відновлення їх роботи є малоймовірним. Згідно з нормами Порядку та затвер‑ дженої аукціонної схеми, розрахунок стартових цін реалізації нафти влас‑ ного видобутку здійснюється зазвичай на основі та за даними видання Crude Oil Marketwire агентства Platts щодо середнього значення ціни фактичних угод з продажу нафти сорту Urals

(котирування UralsMediterranean та UralsRotterdam).

Переробка нафти та ринок нафтопродуктів в Україні

Внутрішній український ринок є недо‑ статньо насиченим нафтопродуктами вітчизняної переробки, що спричинено падінням вітчизняного видобутку, імпорту та переробки вуглеводнів, що призвело до збільшення частки імпорту нафтопро‑ дуктів.

За даними Державної фіскальної служби України за 2016 рік сумарний обсяг імпор‑ ту на митну територію України за кодом УКТЗЕД 2710 (нафта та нафтопродукти) склав 7,4 млн. т, а експорт нафтопродук‑ тів – 233,6 тис. т. Загальноукраїнська потужність нафтопе‑ реробних підприємств складає близько 40 млн т нафти на рік, що майже в чотири рази перевищує попит на продукти нафтопереробки в Україні. Незважаючи на достатні потужності НПЗ в Україні, рівень їхнього завантаження є дуже низьким. (близько 7%). На сьогодні лише Кременчуцький та Шебелинський НПЗ переробляють нафту і газовий конденсат, переважно вітчизняного видобутку, в обсязі близько 2,7 млн т вуглеводневої сировини в 2016 році.

03.15

06.15

09.15

12.15

06.16

09.16

12.16

Баланс ринку нафтопродуктів України, 2016 рік, млн т 8,5

11,0

8 6 4

2,7

2 0

-2

-0,2

Експорт

Виробництво

Імпорт

Баланс

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

Баланс ринку моторного палива України, 2016 рік, % Баланс ринку моторного палива України, 2016 рік, %

Україна всього за 10 років пройшла трансформацію від країни з надлишкови‑ ми нафтопереробними потужностями та експортера нафтопродуктів до країни, яка більше ніж на 80% залежить від імпорту нафтопродуктів. Кременчуцький НПЗ протягом 20152016 років переробляв нафту українських родовищ, імпортовану нафту сорту CPC Blend та газовий конденсат. Окрім того, з першого кварталу 2016 року завод виро‑ бляє дизельне пальне класу Євро 5. Так, за результатами розрахунків та наявної інформації з відкритих джерел Укртатнафта залучила в переробку на Кременчуць‑

03.16

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

18 82

Виробництво Імпорт Виробництво Імпорт

Джерело: Нафтогаз, Нєфтєринок, Oilnews, власні розрахунки Джерело: Нафтогаз, Нєфтєринок, Oilnews, власні розрахунки

РІЧНИЙ ЗВІТ

ДЕ МИ ЗАРАЗ

Ціна на бензин А-95 (ліва шкала) Ціна на дизельне паливо (ліва шкала) Ціна на нафту Brent (права шкала)

25 000

100

ВАЖЛИВІ РЕГУЛЯТОРНІ ЗМІНИ ЗА 2016 РІК

22 000 72

дол./барель

З огляду на те, що Україна є імпорто‑ залежною, ціна на нафтопродукти на внутрішньому ринку формуються з урахуванням цінових котирувань на ос‑ новних європейських хабах південної та північно-західної Європи. Тому висхідний тренд зміни споживчих цін спостерігався і на ринку України: ціна бензину зросла на 20%, а дизельного палива - приблизно на 22%. Більший приріст цін нафтопродуктів на внутрішньому ринку України насампе‑ ред пов’язаний зі зниженням обмінного курсу гривні до іноземних валют та біль‑ шою часткою сировини (нафтопродукту) в кінцевій ціні реалізації.

Динаміка світової ціни на нафту та нафтопродукти в Україні

грн/1000 літрів

кий НПЗ близько 2,1 млн т сировини та виробила близько 540 тис. т автомобільних бензинів та 590 тис. т дизельного палива.

2016

19 000

16 000

01.16

02.16

03.16

04.16

05.16 06.16

07.16

08.16 09.16

10.16

11.16

12.16

Джерело: S&P Global Platts; ЮПЕКО

Гуртові ціни на бензин автомобільний в Україні та Європі без урахування податків та зборів

Концепція розвитку газовидобув- Наприкінці року на розгляд уряду було ної галузі України запропоновано перші кроки з реаліза‑

Гуртові ціни на дизельне паливо в Україні та Європі без урахування податків та зборів 600

600

500 500

400

300

Розрахункова ціна на бензин А-95, дол./т Ціна на бензин Хаб Північно-Західна Європа, дол./т

01.16

02.16

03.16

04.16

05.16 06.16

07.16

08.16 09.16

10.16

11.16

12.16

Розрахункова ціна на ДП, дол./т Ціна ДП Хаб Північно-Західна Європа, дол./т

300

200

01.16

02.16

03.16

04.16

05.16 06.16

07.16

08.16 09.16

10.16

11.16

12.16

Джерело: щотижневий енергетичний бюлетень Європейської комісії; ЮПЕКО; власні розрахунки

Джерела надходження нафти та нафтопродуктів в Україні, 2016 рік, млн т ІМПОРТ1 Дизпаливо та бензин БНК WOG ОККО ЗНГК Інші LPG ВСЬОГО

ІМПОРТ НАФТИ ВСЬОГО

0,5

6,6 2,1 1,0 0,4 0,3 2,8 1,1 7,7

85% 32% 32% 6% 5% 44% 15%

ГУРТОВІ ПРОДАЖІ1, 2 Дизпаливо та бензин 5,3 LPG 0,1 ВСЬОГО 5,4

98% 2%

ВИДОБУВАННЯ НАФТИ Укрнафта Укргазвидобування ДТЕК Геоальянс ПГНК Інші ВСЬОГО

1,5 0,5 0,05 0,04 0,04 0,09 2,2

68% 22% 2% 2% 2% 4%

РИТЕЙЛ ПЕРЕРОБКА Дизпаливо та бензин 1,5 Укртатнафта 1,2 Укргазвидобування 0,3 LPG 0,3 Укрнафта 0,2 Укргазвидобування 0,2 CNG 0,1 Всього моторне паливо 1,9 Інші н/п 0,9 ВСЬОГО 2,8

53% 80% 20% 11% 50% 50% 3%

Дизпаливо та бензин ОККО WOG Укрнафта Приват БРСМ AMIC Інші LPG CNG Всього

33%

без урахування інших нафтопродуктів включно з корпоративними продажами Джерела: Нафтогаз, Міненерговугілля, Державна фіскальна служба України, Державна служба статистики України, Oilnews, Нєфтєринок, власні розрахунки

2,8 0,5 0,4 0,4 0,4 0,1 0,1 0,7 1,3 0,1 4,2

67% 18% 15% 14% 14% 5% 4% 30% 31% 2%

Українські надра мають значний потен‑ ціал як для коротко- та середньостро‑ кового нарощування видобутку при‑ родного газу з вже відкритих родовищ (924 млрд куб. м балансових запасів), так і для видобутку у довгостроковій перспективі. Інтенсивність видобутку при‑ родного газу дуже низька в порівнянні з іншими країнами, тому на сьогодні Укра‑ їна забезпечена на більше ніж 20 років вже розвіданими запасами (у порівнянні з 10-15 роками для зіставних країн). Важливою подією стало схвалення Концепції розвитку газовидобувної галузі України Кабінетом Міністрів України у грудні 2016 року. Відповідно до цього документа, видобуток газу в Україні має зрости до 28 млрд куб. м до 2020 року. Реалізація цієї програми дасть змогу Україні повністю відмовитися від імпорту газу, а в перспективі навіть експортувати газ. Відповідно до переліку заходів з реалізації Концепції, уряд спланував збалансувати податкове навантаження на газовидобуток шляхом ухвалення стимулюючої ставки ренти, децентра‑ лізувати податкові надходження від нафтогазової галузі на користь місцевих бюджетів, удосконалити та спростити дозвільні процеси, тісно пов’язані з ви‑ добуванням нафти і газу (законопроект №3096), удосконалити такий інстру‑ мент співпраці приватних інвесторів з державою як УРП (законопроект №3027) та збільшити прозорість у видобувній галузі (законопроект №4840).

За чинних умов Україна програє іншим східноєвропейським країнам в конкурентоспроможності із залучення міжнародного капіталу, націленого на видобуток вуглеводнів.

ції вказаної Концепції – законопроект №5132 «Про зміни до Податкового кодексу України», який передбачав введення стимулюючого оподаткування через зменшення ренти на видобуток газу з нових свердловин, пробурених після 1 січня 2017 року, до 12%.

Тарифи на послуги ПСГ В рамках реформування ринку природ‑ ного газу в червні 2016 року НКРЕКП затвердила Методику визначення та розрахунку тарифів на послуги збері‑ гання (закачування, відбору) природ‑ ного газу щодо газосховищ, до яких застосовується режим регульованого доступу (тобто регульований тариф на послуги ПСГ).

Серед потенційних переваг такого нововведення називалося підвищення інвестиційної привабливості України як країни зі значними природними ресур‑ сами, підвищення інвестиційної та бізнес активності в видобувній індустрії, збіль‑ шення обсягів буріння та видобутку в коротко- та середньостроковому періоді. Проте, ця ініціатива була відхилена урядом, хоча натомість було схвалено зниження ставок ренти на видобуток нафти.

Методика розроблена за підходом «витрати плюс» і передбачає плату за послуги ПСГ залежно від обсягу розпо‑ діленої потужності.

Усереднене податкове навантаження на видобуток вуглеводнів з різних глибин та різними технологіями, % 40

Країни імпортери

30 25

20 15

10 5 0

Техас (США)

Джерело: оцінка Нафтогазу

Альберта (Канада)

Україна

Польща

Румунія 85

РІЧНИЙ ЗВІТ

ДЕ МИ ЗАРАЗ

Поряд з цим, Методика знаходиться на до‑ опрацюванні робочою групою при НКРЕКП в частині розрахунку тарифів за видами послуг, які може надавати оператор ПСГ згідно Кодексу газосховищ (річна/місячна потужність або індивідуальна послуга) та алокації природного газу для кожного за‑ мовника у віртуальній точці входу/виходу до/з газосховищ. Тому тарифи на послуги ПСГ за цією методикою ще не розраховані, і наразі діють старі тарифи (загальний тариф на зберігання газу - 112грн/тис. куб. м). Очікується, що в рамках робочої групи будуть прийняті зміни до методики, які дозволять встановити тарифи на зберіган‑ ня, що, з одного боку, дозволять покрити як мінімум маржинальні витрати оператора ПСГ, а з іншого – забезпечити комерційну привабливість використання українських ПСГ для газових трейдерів, в тому числі європейських компаній.

куб. м на добу до 192,25 грн/тис. куб. м на добу для різних точок. Затверджені тарифи мали діяти з 1 квітня 2017 року. Однак після того, як 10 квітня 2017 року відбулося засідання НКРЕКП у формі відкритого слухання, на ньому було прийняте рішення щодо проведення додаткових консультацій з громадськістю та урядом для удосконалення запропо‑ нованого механізму абонентської плати. Відповідно, попередні рішення НКРЕКП щодо встановлення тарифів на вихід з магістральних в газорозподільчі мережі були скасовані, нові тарифи на вхід для газовидобувних компаній не були відміне‑ ні, а з 1 квітня 2017 року застосовувалися тарифи на послуги транспортування газу, сплачувані кінцевими споживачами газу, що діяли з 1 січня 2017 року (за розміром близькі до нових тарифів на вихід з магі‑ стральних в газорозподільчі мережі).

тарифи для точок входу і виходу з ГТС Затвердження тарифів для точок Нові розраховані за методикою, затвердженою входу і виходу з ГТС України НКРЕКП ще в вересні 2015 року, в основі На виконання Закону України «Про ринок природного газу», 28 березня 2017 року НКРЕКП затвердила за новою методологі‑ єю тарифи Укртрансгазу на послуги транс портування природного газу споживачам України для точок входу та виходу. Мето‑ дологія, за якою визначено тарифи, була розроблена з урахуванням досвіду країн ЄС та прийнята НКРЕКП у вересні 2015 року (з попереднім публічним обговорен‑ ням учасниками ринку з квітня 2015 року). Відповідно до даної методології, тарифи на послуги транспортування природного газу для точок входу і виходу визначаються як виражена у грошовій формі вартість забезпечення у планованому періоді замовнику обсягу замовленої потужності, вираженої в тис. куб. м (або одиницях енергії) на одиницю часу в точках входу в газотранспортну систему та точках виходу з газотранспортної системи. Комісія затвердила два тарифи для точок входу: 296,8 грн/тис. куб. м на добу для то‑ чок входу для газовидобувних компаній та 0 грн/тис. куб. м на добу для точок входу в ПСГ. Тариф для точок виходу споживачів, які напряму підключені до магістральних газопроводів, встановлений комісією на рівні 322,1 грн/тис. куб. м на добу. Для 43 віртуальних точок виходу з ГТС до газороз‑ подільних систем облгазів (оператор ГРМ) тарифи диференційовані за віртуальними точками виходу до різних газорозподіль‑ них систем і варіюються від 76,9 грн/тис. 86

якої лежить прискорене відшкодування вартості транзитної частини ГТС до кінця 2019 року (до закінчення строку дії контр‑ акту Нафтогазу з Газпромом). Зважаючи на неодноразові публічні заяви Газпрому про припинення використання україн‑ ської ГТС після 2019 року, а також активне просування проектів альтернативних трубопроводів, які дозволять Росії відмови‑ тися від українського маршруту, є підстави очікувати на суттєве зменшення економіч‑ них вигід від використання української ГТС з 2020 року, що спричинило використання скороченого очікуваного строку корисного використання активів при розрахунку тарифів. Враховуючи це, відповідно до методології НКРЕКП було закладено прискорену амор‑ тизацію транзитних активів. Очікується, що після 2019 року тарифи мають істотно зменшитися, в тому числі тарифи на внутрішнє транспортування, що, зокрема, дозволить Україні конкурувати з рештою транспортних маршрутів та забезпечувати постачальникам як з Росії, так і з Європи привабливі умови транспортування газу зі сходу на захід та з заходу на південь. Слід також зазначити, що починаючи з січ‑ ня 2016 року, набрали чинності тарифи для точок входу та виходу до/з газотранспорт‑ ної системи на державному кордоні Украї‑ ни. Для точок входу тариф становить 12,47 дол./ тис. куб. м, тариф на вихід диференційований залежно від точки виходу та в середньому

складає 30,35 дол./тис. куб. м. Встановлений тариф на вхід в систему сплачується всіма імпортерами природного газу, однак Газпром відмовляється виконувати вимоги українського законодавства та не оплачує послуги транспортування за новими тарифами. Вимога виправити цю ситуацію включена до претензій Нафтогазу щодо контракту на транзит газу в рамках судового провадження проти Газпрому в м. Стокгольм, рішення за яким очікується у 2017 році.

Процес реструктуризації компанії («анбандлінг») За звітний період було погоджено План реструктуризації компанії (постанова Кабінету Міністрів України від 01.07.16 №496). У рамках виконання зазначеного Плану схвалено План дій щодо корпора‑ тивного управління оператора газотран‑ спортної системи, а також засновано ПАТ «Магістральні газопроводи України», затверджено його статут та уповноважено Міністерство енергетики та вугільної про‑ мисловості України забезпечити створення та реєстрацію товариства (постанова Кабінету Міністрів України від 16.11.16 №837). Водночас спостерігається тенденція до порушення термінів виконання Плану реструктуризації компанії, зокрема, щодо розробки та подання на розгляд норма‑ тивно-правових актів щодо: • передачі іншому органу влади енерго‑ генеруючих державних підприємств та повноважень з управління корпоратив‑ ними правами держави у статутному капіталі енергогенеруючих підприємств у сфері управління Міненерговугілля, що є важливою умовою набуття відпо‑ відності вимогам відокремлення (п. 4 Плану - компетенція Мінекономрозвит‑ ку, Міненерговугілля); • визначення порядку та умов концесії майна, що використовується для забез‑ печення транспортування та зберігання (закачування, відбору) природного газу і не підлягає приватизації (п. 5 Плану – компетенція Мінекономрозвитку, Міненерговугілля); • визначення вимог, згідно з якими органи державної влади, до сфери управління яких належать суб’єкти господарювання, які провадять діяль‑ ність з видобутку (виробництва) та/або постачання природного газу та/або електричної енергії, з одного боку, та

суб’єкти господарювання, які провадять діяльність з транспортування природ‑ ного газу або передачі електричної енергії, з іншого боку, є незалежни‑ ми під час прийняття рішень щодо управління зазначеними суб’єктами господарювання. Ці вимоги повинні передбачати виключні права органу державної влади щодо управління корпоративними правами держави щодо ПАТ «Магістральні газопроводи України» (п. 5 Плану - компетенція Мінекономрозвитку, Міненерговугілля).

План реформи корпоративного управління в Нафтогазі Компанія продовжує впроваджувати роз‑ почату в 2014 році реформу корпоратив‑ ного управління, що відповідає принципам корпоративного управління ОЕСР. В 2016 році було створено функції фінансового контролю, ризик менеджменту та комп‑ лаєнсу, оновлено функцію внутрішнього аудиту. Для забезпечення роботи комітетів наглядової ради було розпочато проект з впровадження системи внутрішнього контролю, який направлений на оптиміза‑

2016

цію управління підприємствами групи На‑ фтогаз, зменшення/спрощення державних контролів, побудову ризик-орієнтованої системи внутрішнього контролю, систе‑ матизацію і уніфікацію бізнес-процесів та обміну даними між підприємствами групи Нафтогаз. За реформування корпоративного управління Нафтогазу відповідає Ві‑ це-прем’єр-міністр України Володимир Кістіон, який очолює робочу групу, до якої увійшли представники всіх зацікавлених сторін.

2016 рік відзначився продовженням процесу впровадження нової моделі ринку природного газу. Було прийнято низку законів, які спрямовано на узгодження законодавства України з європейськими правилами функціонування ринку та Закону України «Про ринок природного газу», а саме: Регуляторні зміни Закон про регулятора Прийнято Закон України від 22.09.16 № 1540-VIII «Про Національну комісію, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг», яким законодавчо врегульовано порядок діяльності Регулятора; Запровадження бекхолу Прийнято Закон України від 04.02.2016 р. №994-VIII «Про внесення зміни до Митного кодексу України щодо створення передумов для нової моделі ринку природного газу», положення якого спрямовані на впровадження в Україні бекхолу.

Удосконалення вторинного законодавства Удосконалено вторинне законодавство, що регулює взаємовід‑ носини суб’єктів ринку природного газу, зокрема, внесено зміни до Кодексу газотранспортної системи, Кодексу газорозподільних систем, Правил постачання природного газу тощо Децентралізація ренти У напрямку реформування видобувної галузі прийнято Закон Укра‑ їни від 20.12.16 № 1793-VIII, яким передбачено, що 5% рентної плати за користування надрами для видобування нафти, природного газу та газового конденсату направлятиметься до бюджетів місцевих органів влади на місцях проведення видобутку. Проте цей Закон набирає чинності з 1 січня 2018 року.

Зменшення ренти на видобуток нафти Внесено зміни до Податкового Кодексу (Закон України від 20.12.16 № 1791-VIII) щодо зменшення ренти на видобуток нафти. Так, для видобутку нафти з покладів до 5000 метрів ренту зменшено з 45% до 29% від вартості товарної продукції, для покладів понад 5000 метрів — з 21% до 14%.

Вплив змін на функціонування ринку Позитивна подія для ринку – чітке визначення механізму і стан‑ дартів роботи регулятора.

Позитивна подія для ринку – усунення, шляхом унормування порядку митного оформлення, перешкод для здійснення операцій заміщення природного газу (бекхол), які є важливим інструментом збільшення об’єму потужностей міждержавних газотранспортних систем, забезпечення ліквідності ринку та безпеки енергопоста‑ чання таких операцій. Крім цього, можливість здійснювати операції заміщення природного газу (бекхолу) є вимогою законодавства ЄС до оператора ГТС. Позитивна подія для ринку – уточнення положень зазначених нормативно-правових актів, спрямоване на наближення до євро‑ пейських правил функціонування ринку природного газу. Позитивна подія для ринку – підвищення ефективності взаємодії та налагодження конструктивних відносин нафтогазовидобувних підприємств з органами місцевого самоврядування та громадські‑ стю на місцях. Разом з цим слід зазначити, що рішення щодо перерозподілу податкових надходжень має прийматися збалансовано в контексті забезпечення джерел фінансування видатків загального фонду державного бюджету, які на сьогодні фінансуються за рахунок над‑ ходжень від рентної плати за користування надрами для видобу‑ вання нафти, природного газу та газового конденсату: видатків на фінансування пільг та житлових субсидій населенню та субвенцій на погашення заборгованості з різниці в тарифах. Позитивна подія для ринку - зниження ставок ренти на видобу‑ ток нафти дозволить видобувним компаніям заощадити кошти, спрямувавши їх на збільшення обсягу інвестицій, що в свою чергу сприятиме збільшенню видобування та розробці нових родовищ. На жаль, парламент залишив старі ставки ренти для газового конден‑ сату і не підтримав пропозицію нафтогазових компаній впровадити ставку ренти в 12% для нових свердловин з метою стимулювання обсягів нового буріння вже в 2017 році.

РІЧНИЙ ЗВІТ

ДЕ МИ ЗАРАЗ

Регуляторні зміни Затвердження економічно обґрунтованих тарифів для внутрішніх напрямків транспортування нафти Послуги з транспортування нафти споживачам України надаються згідно з тарифами, затвердженими НКРЕКП. Встановлені ще у 2007 році тарифи залишалися незмінними до червня 2015 року. Та навіть після збільшення тарифи у 2015 році не покривають витрат на транспортування нафти та експлуатацію відповідних маршрутів транспортування. Чинна з 1999 року методика розрахунку тарифів на транспортування нафти для споживачів України, яку використо‑ вує НКРЕКП, містить ряд принципових недоліків, які не дозволяють проводити ефективну тарифну політику на внутрішніх напрямках транспортування нафти. У 2016 році Укртранснафта підготувала та подала на розгляд НКРЕКП нову редакцію методики розрахунку тарифів. На момент підготовки цього звіту проект методики ще не був прийнятий і перебував на етапі громадського обговорення.

Інші регуляторні зміни: Удосконалення механізму субсидій Прийнято постанову Кабінету Міністрів України «Про внесення змін до Порядку перерахування деяких субвенцій з державного бюдже‑ ту місцевим бюджетам на надання пільг, субсидій та компенсацій» від 10.03.2016 №165, а також спільний наказ Міністерства енергетики та вугільної промисловості України і Міністерства фінансів України «Про внесення змін до Порядку проведення розрахунків за природ‑ ний газ, теплопостачання і електроенергію» від 16.03.2016 №174/369, зареєстровано в Мінюсті 22.03.2016 за №420/28550. Послаблення механізмів для забезпечення платіжної дисципліни ТКЕ Прийнято Закон від 3.11.2016 р. №1730-VIII «Про заходи, спрямовані на врегулювання заборгованості теплопостачальних та теплогенеру‑ ючих організацій та підприємств централізованого водопостачання і водовідведення за спожиті енергоносії», який передбачає запро‑ вадження комплексу механізмів врегулювання взаємовідносин суб’єктів енергетичних ринків, зокрема: – мораторій на виконавче провадження та примусове виконання судових рішень щодо зобов’язань ТКЕ перед компанією за природ‑ ний газ; – заборону на нарахування неустойки, інфляційних нарахувань, процентів річних у зв’язку з неналежним виконанням контрагента‑ ми компанії умов укладених договорів; – списання непогашених зобов’язань ТКЕ з оплати неустойки, інфляційних нарахувань, процентів річних, без джерел покриття витрат, яких зазнала компанія.

Вплив змін на функціонування компанії Позитивна подія для компанії (у разі прийняття змін) Проект постанови НКРЕКП «Про затвердження Порядку формуван‑ ня тарифів на транспортування нафти та нафтопродуктів магі‑ стральними трубопроводами» розроблено з метою удосконалення методології тарифоутворення для нафтотранспортних (нафтопро‑ дуктотранспортних) підприємств, що дасть можливість: - здійснювати розподіл витрат під час розрахунку тарифів за се‑ гментами діяльності – транзит нафти (нафтопродуктів) та транспор‑ тування для споживачів України; - уникати перерозподілу витрат із внутрішніх на транзитні напрямки транспортування на основі вантажообігу; - сформувати реальну собівартість і тарифи по внутрішніх марш‑ рутах транспортування, розрахувати тарифи на основі реальних витрат по кожному маршруту та підвищувати ефективність їх роботи, а також з метою чіткого визначення процедури встановлен‑ ня тарифу на послуги з транспортування нафти (нафтопродуктів) магістральними трубопроводами. Збалансована тарифна політика, заснована на покритті економічно обґрунтованих витрат з урахуванням необхідності забезпечення конкурентного рівня цін на послуги у порівнянні з іншими видами транспорту, є одним з ключових чинників, що дозволить забезпечи‑ ти довгострокове надійне функціонування магістральних нафтопро‑ водів, призначених для українських споживачів. Позитивна подія для компанії Вдосконалено діючий механізм фінансування видатків на оплату пільг та субсидій населенню, а до джерел фінансування додатково залу‑ чено надходження від сплати зобов’язань Нафтогазу та Укртрансгазу з податку на додану вартість, що дозволило забезпечити належне виконання соціально орієнтованої бюджетної програми, забезпечити гарантовані розрахунки виробників теплової енергії та газопоста‑ чальних компанії за відпущений для потреб населення природний газ та стабільні джерела фінансування відповідних видатків. Негативна подія для компанії Станом на березень 2017 року на виконанні в органах державної виконавчої служби України перебувало 2 776 виконавчих прова‑ джень зі стягнення заборгованості за виконавчими документами на користь компанії на загальну суму 21,7 млрд грн. Частиною 3 ст.7 Закону № 1730 передбачено, що на заборгованість за природний газ, використаний для виробництва теплової та електричної енергії, надання послуг з централізованого опалення та постачання гарячої води, погашену до набрання чинності цим Законом, неустойка (штраф, пеня), інфляційні нарахування, процен‑ ти річних не нараховуються, а нараховані підлягають списанню з дня набрання чинності цим Законом. При цьому п.16 ч.1 ст.39 Закону України «Про виконавче провадження» наслідком списання зазна‑ ченої заборгованості є закінчення виконавчого провадження. Положення Закону потенційно можуть бути застосовані до 2 160 виконавчих проваджень зі стягнення заборгованості на загальну суму 17 млрд грн, з якої: - реструктуризації на 5 років підлягають 11,0 млрд грн; - списанню – 5,9 млрд грн (3,6 млрд грн з моменту набрання чинності законом; 2,3 млрд грн за умови повного виконання тепло‑ генеруючими та теплопостачальними організаціями договору про реструктуризацію заборгованості). Крім цього, у зв’язку із набранням чинності Закону № 1730 в судах збільшилась кількість справ, предметом яких є застосування ч. 3 ст.7 цього Закону.

2016

Регуляторні зміни Зменшення вимог до страхового запасу Прийнято Закон України від 22.09.2016 р. № 1541-VIII «Про внесення зміни до статті 12 Закону України «Про ринок природного газу», положеннями якого закріплено максимальний рівень страхового запасу газу в розмірі не більше 10% запланованого місячного обсягу постачання природного газу споживачам на наступний місяць із умовою щорічного визначення відсотка рішенням уряду (поста‑ новою Кабінету Міністрів України від 16.11.16 № 860 встановлено страховий запас природного газу в 2016 і 2017 роках у розмірі нуль відсотків).

Вплив змін на функціонування компанії Нейтральна подія для компанії Компанія вважає діючий механізм формування та використання страхового запасу таким, що відстає від розвитку ринку газу, зо‑ крема, після впровадження Закону України «Про ринок природного газу», та рекомендує змінити цей механізм. З урахуванням кращої практики держав-членів ЄС компанія переконана, що відповідальність за створення страхового запасу тепер може бути покладена виключно на постачальників захищених споживачів (крім обсягів, що постачаються в рамках спеціальних обов’язків), а обсяг необхідного страхового запасу має бути розра‑ хований Міненерговугілля на базі аналізу наявних ризиків перери‑ вання постачання. Порядок розподілу коштів, сплачених споживачами ТКЕ Позитивна подія для компанії Прийнято постанову Кабінету Міністрів України від 18.12.15 №1086 Зміна алгоритму розподілу коштів призвела у 2016 році до таких «Про внесення змін до постанови Кабінету Міністрів України від 18 позитивних результатів: червня 2014 р. №217», якою запроваджено новий механізм розподі‑ - покращення розрахунків ТКЕ за спожитий природний газ, лу коштів, що надійшли від споживачів теплової енергії на спецра‑ відпущений компанією; хунки ТКЕ (принципово змінено порядок розподілу коштів з метою - виконання вимог укладеного з МВФ Меморандуму про еконо‑ забезпечення справедливого та прозорого механізму розподілу та мічну та фінансову політику щодо повернення до механізму балансу інтересів усіх учасників розрахунків, які змінились у зв’язку коригуючого коефіцієнта; з набуттям чинності Закону України «Про ринок природного газу»). - забезпечення гарантованих надходжень на рахунки ТКЕ для фінансування витрат на оплату праці, внесків на загально‑ обов’язкове державне соціальне страхування та сплату податків і зборів; - урахування пільг та субсидій; - запрорвадження стимулів за своєчасні розрахунки за природ‑ ний газ; - забезпечення гарантованих надходжень новим учасникам ринку природного газу. Оновлений алгоритм розподілу коштів тільки за перші три місяці своєї дії дозволив збільшити надходження на рахунки компанії на 1,1 млрд грн. Головним здобутком постанови №1086 було повернення до складу механізму розподілу коштів коригуючого коефіцієнта, цінність якого полягає в унеможливленні ухилення ТКЕ від своєчасних та повних розрахунків. Так, зміни у вторинному законодавстві, внесені з метою зниження обсягу розрахунків ТКЕ з компанією, або пряме ухилення від розрахунків мають лише короткостроковий результат для ТКЕ, оскільки при зниженні рівня розрахунків ТКЕ у поточному періоді за рахунок коригуючого коефіцієнта збільшуються нормативи відраху‑ вання коштів на рахунки компанії у майбутніх періодах. З моменту набуття чинності постанови №1086 компанія постійно стикається із спробами спротиву з боку ТКЕ та окремих органів виконавчої влади, які вчиняють дії для повернення старої системи розрахунків та узаконення умов для ухилення від оплати за куплений у Нафтогазу природний газ. Попри те, що Нафтогаз не раз запобігав спробам підприємств та виконавчих органів внести ряд суттєвих змін до порядку розподілу коштів, які б могли призвести до значного зниження обсягу перерахування коштів на рахунки компанії, протягом 2016 року механізм функціонуван‑ ня розподільних рахунків змінювався тричі, що дозволило збільшити частку відрахування коштів для ТКЕ та зменшити обсяг розрахунків цих підприємств з Нафтогазом.

РІЧНИЙ ЗВІТ

ДЕ МИ ЗАРАЗ

ПЕРШІ ПІДСУМКИ РЕФОРМИ РИНКУ ГАЗУ Вже третій рік поспіль Нафтогаз активно бере участь у просуванні реформ в енергетичній галузі. Збройний конфлікт на сході України загострив питання енергетичної незалежності держави, здобути яку можна лише шляхом доко‑ рінних і подекуди болючих перетворень. 2016 рік був показовим для оцінки ефективності реформи ринку газу. Конкурентне середовище на ринку так і не було створене, проте кілька зрушень відбулося як у групі Нафтогаз, так і в газовому секторі. З 1 січня 2016 усі тарифи на транспорту‑ вання газу визначаються регулятором. Для транскордонних точок установле‑ но тарифи на основі методології RAB (regulatory asset base – регуляторна база активів), яка є загальноприйнятою і застосовується для визначення обґрун‑ тованих тарифів на послуги природних монополій у країнах Енергетичного Співтовариства. Очікувалось, що у квітні 2017 року буде завершено перехід на тарифи на основі RAB. У квітні 2016 року у компанії запрацю‑ вала наглядова рада. Цей незалежний орган перебрав на себе низку функцій, які раніше виконував уряд. Разом з цим, наглядова рада ще не володіє достатньо широкими повноваженнями та відповідальністю щодо контролю над діяльністю правління компанії. Як це передбачено Планом дій щодо корпо‑ ративного управління, з квітня 2017 року мав набрати чинності цільовий статут, який би надав наглядовій раді повнова‑ ження, визначені рекомендаціями ОЕСР. Політичне втручання було зменшене, а компанія здобула більшу довіру міжнародних кредиторів і партнерів. Завдяки внутрішньому аудиту, управлін‑ ню ризиками, комплаєнсу та прозорим закупівлям Нафтогаз тепер має ефек‑ тивні механізми захисту від небажаних впливів.

Безпрецедентна відкритість компанії та ринкове ціноутворення в нерегульова‑ ному сегменті дозволили демонополі‑ зувати імпорт і оптовий сегмент ринку природного газу: кількість і частка при‑ ватних компаній зростають. Наприклад, частка приватних імпортерів у загально‑ му обсязі імпортованого газу зросла з 7% у 2015 до 26% у 2016 році.

У квітні-травні 2016 було встановлено єдиний рівень ціни на природний газ як товар для побутових споживачів та ТКЕ, які виробляють теплову енергію для населення, на рівні паритету з ціною імпортованого газу. У липні 2016 Кабінет Міністрів України разом із Секретаріатом Енергетич‑ ного Співтовариства, ЄБРР та іншими міжнародними партнерами України затвердили план відокремлення опера‑ тора газотранспортної системи. Повна імплементація цього плану гарантує створення по-справжньому незалеж‑ ного оператора, який би відповідав європейським стандартам ефективності та професійності. У вересні 2016 року Верховна Рада ухва‑ лила Закон «Про Національну комісію, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг». Закон став суттєвим кроком вперед, сформувавши базові передумо‑ ви для створення незалежного регуля‑ тора ринку. Тепер треба, щоб він почав діяти. Незважаючи на зазначені точкові успіхи, у 2016 році реформа ринку природного газу загальмувала. Експерти зауважу‑ ють, що існує значний ризик її згортання та повернення до історичних проблем, включно із загрозами енергетичній безпеці та добробуту громадян. Значно відстає від графіку виконання затверджених урядових планів реформи корпоративного управління та відокрем‑ лення функції оператора ГТС («анбанд‑ лінгу»). Разом з цим, поточний стан може бути використаний як стартовий майдан‑ чик для перезапуску реформи ринку природного газу, включно із рішучими кроками, направленими на вирішення фундаментальних проблем ринку.

Створення конкурентного оптового та роздрібного ринку природного газу Нафтогаз реалізує газ власного видобутку та імпортований газ визна‑ ченим регіональним газопостачальним компаніям (облгаззбутам) для подальшої поставки усім побутовим споживачам України. Ці компанії де-факто моно‑

польно працюють на пільгових умовах у сегменті постачання газу населенню. Нафтогаз не може вийти на роздрібний ринок і конкурувати з монополіста‑ ми-облгаззбутами через спеціальний обов’язок, покладений на компанію Кабі‑ нетом Міністрів України, продавати газ для населення облгаззбутам. Ситуація ускладнюється тим, що більшість газорозподільчих мереж і регіональних газопостачальних компа‑ ній належать домінуючій бізнес-групі. Забезпечення ефективного відокрем‑ лення операторів ГРМ є важливим для подальшого відкриття і розширення ринку. Секретаріат Енергетичного Співтова‑ риства висловлював подив з приводу ситуації в сегменті постачання газу для населення. Нафтогаз готовий скласти конкуренцію регіональним газопоста‑ чальним компаніям та забезпечувати населення природним газом без посередників. У квітні 2017 року компанія звернулася з відповідними пропозиціями до уряду. На момент публікації цього звіту не при‑ йнято вторинне законодавство, насам‑ перед Кодекс газотранспортної системи України, який встановить «правила гри» на ринку і відповідатиме стандартним мережевим кодексам ЄС і вимогам Третього енергетичного пакету, зокрема Директиві 2009/73/ЄС «Щодо спільних правил для внутрішнього ринку природ‑ ного газу» та Регламенту ЄС 715/2009 «Про умови доступу до мереж транспор‑ тування природного газу». Укртрансгаз здійснює розробку відповідних змін до законодавства.

Остаточна лібералізація цін на природний газ У квітні 2018 очікується повна лібера‑ лізація цін на природний газ. Може статися так, що в той час ринкова ціна газу доступного для України буде вищою за регульовану. Тому треба заздалегідь вжити заходів, щоб зменшити соціальну напругу та зберегти ринкові перетво‑ рення, а саме: 1. забезпечити умови для появи хоча б одного альтернативного постачаль‑ ника в сегменті реалізації природно‑

го газу населенню, який би стриму‑ вав підвищення ціни домінуючим постачальником; 2. унести зміни до вторинного зако‑ нодавства з метою імплементації мережевих кодексів ЄС, зокрема‑ щодо добового балансування, що сприятиме появі нових учасників ринку, європейських компаній, у тому числі в сегменті реалізації кінцевим побутовим споживачам; 3. розробити та запровадити механізми врегулювання заборгованості підпри‑ ємств теплоенергетики за спожитий природний газ та забезпечення їх платіжної дисципліни, який буде при‑ йнятним на початковому етапі після лібералізації ціни; 4. запровадити ефективний механізм відносин оптових продавців при‑ родного газу з газопостачальними підприємствами, який забезпечить платіжну дисципліну останніх; 5. покращити механізм прямих субсидій з метою стимулювання енергоефек‑ тивності та забезпечення прозорості їх нарахувань шляхом часткової монетизації зекономленої частини, урахування сезонності використання, поступового зниження соціальних норм та підвищення рівня обов’яз‑ кового платежу відповідно до росту реальних доходів тощо; 6. забезпечити якісне та вчасне виконання Закону України «Про Національну комісію, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг» № 1540-VIII від 22.09.2016, зокрема щодо ротації членів Регулятора; 7. шляхом невідступного та вчасного виконання заходів, передбачених за‑ твердженим Планом корпоративного управління Нафтогазу, забезпечити ефективний державний контроль за діяльністю компанії у цивілізований спосіб;

круглі столи та інше, щоб роздрібні споживачі знали про свої можливості щодо зміни постачальників газу.

Відокремлення функцій оператора ГТС Оператором ГТС України сьогодні є Укртрансгаз. Як член Енергетичного Співтовариства Україна взяла на себе зобов’язання відокремити функцію управління оператором ГТС відповідно до вимог енергетичного законодавства ЄС, зокрема Третього енергетичного пакета, обравши найжорсткішу модель відокремлення власності (FOU). Процес відокремлення оператора ГТС повинен враховувати економічні інтере‑ си України. Початок передачі активів до нового оператора ГТС очікується після винесення рішення Стокгольмського арбітражу. Ефективне відокремлення функції опе‑ ратора ГТС від Нафтогазу є необхідною передумовою для розвитку вільного та конкурентного ринку газу. Складовою цього процесу має стати залучення кваліфікованого міжнародного партнера, що принесе необхідний досвід та стан‑ дарти ефективного управління, провідні європейські практики та компетенції. В загальному підсумку співпраця з провідним західним оператором має покращити операційну ефективність українського оператора ГТС (у тому числі за рахунок оперативного виявлен‑ ня можливих зловживань та запобігання корупції) та посилити довіру до україн‑ ського ринку газу з боку європейських газових компаній, урядів, інституцій тощо. Це має сприяти перенесенню точок передачі газу від ПАТ «Газпром» до європейських замовників на украї‑ но-російському кордоні та збереженню Україною статусу країни-транзитера.

8. протягом визначеного початкового етапу продовжити використання поточних рахунків зі спеціальним режимом для зарахування коштів, що надходять як плата за використаний природний газ від населення та підприємств теплоенергетики;

10 квітня 2017 року Нафтогаз, Укртран‑ сгаз, Snam S.p.A. (Італія) та Eustream a.s. (Словаччина) підписали Меморандум про взаєморозуміння щодо спільної оцінки можливостей співпраці у вико‑ ристанні та розвитку газотранспортної системи (ГТС) України. Документ підпи‑ сали в присутності Міністра енергетики та вугільної промисловості України, Комі‑ сара ЄС з енергетики та кліматичних дій та Міністра економічного розвитку Італії.

9. провести роз’яснювальну роботу через засоби масової інформації,

Серед іншого, документ має на меті довгострокове забезпечення стабіль‑

2016

ності транспортування природного газу Україною відповідно до стандартів європейських ринків, безпечного й ефективного використання ГТС України, а також прозорого та недискримінацій‑ ного доступу до неї третіх сторін згідно із чинним законодавством. В межах Меморандуму компанії проведуть спіль‑ ну оцінку можливостей використання та посилення газотранспортної системи України, щоб забезпечити її ефектив‑ ність та конкурентоспроможність.

Реформа корпоративного управління Нафтогазу У жовтні 2015 року Кабінет Міністрів підтримав пропозицію щодо схвалення Плану дій з корпоративного управління Нафтогазу (далі - ПДКУ), який передба‑ чає внесення змін до окремих законів та підзаконних актів України. Нафтогаз став першою державною компанією, де запроваджуються стан‑ дарти корпоративного управління ОЕСР. Виконання ПДКУ забезпечить ефективне та прозоре управління і незалежний нагляд за діяльністю компанії. Складо‑ вою частиною реформи є встановлення на всіх рівнях компанії системи ефек‑ тивних та життєво необхідних внутрішніх контролів, які значно обмежать можли‑ вості для корупції. На жаль, у 2016 році вкрай важливі зміни до законів України, направлені на виконання цього плану, не були прийняті. Крім того, безумовне виконання заходів, передбачених ПДКУ, є клю‑ човим зобов’язанням та умовою для Нафтогазу щодо подальшого доступу до фінансування ЄБРР на закупів‑ лю природного газу у європейських постачальників. Недотримання ПДКУ може призвести до необхідності дострокового погашення заборгова‑ ності компанії перед ЄБРР, поставити під загрозу як енергетичну безпеку країни, так і реалізацію запланованих реформ у газовому секторі. Реформа корпоративного управління державних підприємств в цілому також є умовою для доступу до інших програм підтримки України. Відповідно, зволікан‑ ня або неякісне виконання погоджених планів реформи створюють значні ризики для співпраці країни з міжнарод‑ ними фінансовими організаціями, в т. ч. з МВФ. 91

РІЧНИЙ ЗВІТ

АНБАНДЛІНГ Схема реструктуризації згідно із затвердженим Планом відокремлення

ДІЮЧА СТРУКТУРА

МЕВПУ*

100%

ЗАХІДНИЙ ПАРТНЕР

Нафтогаз

100%

Укртрансгаз

Оператор ПСГ

НОВА СТРУКТУРА

КМУ

МЕВПУ*

КМУ

2016

Оператор ГТС

«Питання власності та/або управління газосховищами та газовидобувними потужностями, включно із усіма пов’язаними законодавчими та корпоративними реформами, мають розглядатися окремо від питання відокремлення оператора ГТС та у жодному разі не повинні ставити під загрозу необхідні для його здійснення процедури».

Секретаріат Енергетичного Співтовариства, Умовне погодження, 06.05.2016

ЧОМУ НЕОБХІДНО СТВОРИТИ НОВУ КОМПАНІЮ – ОПЕРАТОРА ГТС?

Укртрансгаз Оператор ПСГ Рішення щодо реструктуризації прийматимуться на основі комплексного аналізу опцій найбільш ефективного використання ПСГ. Проект розпочато з Європейською Комісією

Оператор ГТС

Передача активів та ресурсів

Майбутній оператор ГТС

до рішення у Стокгольмі: поступове переведення, в першу чергу, нових для ринку функцій

Наглядова рада з більшістю незалежних директорів

після рішення у Стокгольмі: повна передача газотранспортних активів та функцій, визначених менеджментом, новому оператору ГТС

Наймає професійний менеджмент

КЛЮЧОВІ АСПЕКТИ ОБРАНОЇ МОДЕЛІ ВІДОКРЕМЛЕННЯ ОПЕРАТОРА ГТС

Заснування нової компанії дозволяє створити оператора ГТС, який буде привабливим для міжнародних партнерів, що відкриє додаткові можливості для створення в Україні ефективного ринку природного газу, протидії Північному потоку – 2 та схожим проектам, максимізації цінності державних активів

УКРТРАНСГАЗ ЯК ОПЕРАТОР ГТС

НОВА КОМПАНІЯ ЯК ОПЕРАТОР ГТС

Активи зі зберігання природного газу, яке на сьогодні є збитковим і в Україні, і в Європі, а також непрофільні активи зі спірною, або навіть від’ємною цінністю для акціонера

Лише профільні активи, які задіяні у транспор-туванні природного газу і які створюють чітко визначену цінність для акціонера та замовників

Непрозора структура менеджменту, яка ускладнює та затримує впровадження ефективної системи корпоративного управління відповідно до принципів ОЕСР «Історичними проблемами» Укртрансгазу, зокрема, спорами із Укрнафтою та Укргаз-Енерго щодо 11,7 млрд куб. м та 7,7 млрд куб. м природного газу відповідно Надлишкова чисельність персоналу, у 10 разів вища, ніж для деяких схожих європейських компаній Високий ризик того, що компанія не пройде перевірку потенційних партнерів (due diligence)

План корпоративного управління передбачає побудову ефективної системи за принципами корпоративного управління ОЕСР з нуля, що дозволить уникнути протидії старої системи

МОДЕЛЬ «ПОВНОГО ВІДОКРЕМЛЕННЯ ВЛАСНОСТІ» (FOU) Хоча найкраща практика – це коли оператор ГТС є власником активів, як виключення, можливе надання йому наближених до власності прав, за умови повного розмежування функцій щодо контролю над оператором та видобувником/ постачальником між різними органами влади

МЕВПУ* УПРАВЛЯЄ КОРПОРАТИВНИМИ ПРАВАМИ ДЕРЖАВИ В ПАТ «МГУ» МЕВПУ є акціонером ПАТ «МГУ», при цьому, МЕВПУ не може здійснювати контроль над діяльністю компаній у сфері виробництва/ постачання енергії. Наприклад, МЕВПУ не може бути акціонером Укргідроенерго та Енергоатома

ДО УПРАВЛІННЯ ГАЗОТРАНСПОРТНОЮ СИСТЕМОЮ МОЖЕ БУТИ ЗАЛУЧЕНИЙ ЗАХІДНИЙ ПАРТНЕР Закон передбачає можливість залучення партнера із країни-члена Енергетичного співтовариства чи США до управління ГТС

ВПРОВАДЖЕННЯ СИСТЕМИ КОРПОРАТИВНОГО УПРАВЛІННЯ ЗГІДНО ІЗ ПРИНЦИПАМИ ОЕСР Незалежність оператора ГТС має бути забезпечена за допомогою високопрофесійної наглядової ради з більшістю незалежних членів, системи ефективних внутрішніх контролів

РЕСТРУКТУРИЗАЦІЯ ГАЗОСХОВИЩ НЕ Є ЧАСТИНОЮ «АНБАНДЛІНГУ» Реструктуризація/передача газосховищ повинна розглядатись окремо за результатами ґрунтовного аналізу найбільш ефективного способу їх використання

СТВОРЕННЯ НОВОЇ КОМПАНІЇ-ОПЕРАТОРА ГТС Створення прозорої та ефективної компанії, не обтяженої історичними проблемами Укртрансгазу та привабливої для західного партнера

Жодних історичних проблем Лише персонал, необхідний для ефективного і безпечного виконання функцій оператора ГТС Чиста і прозора компанія

* МЕВПУ – Міністерство енергетики та вугільної промисловості України

РІЧНИЙ ЗВІТ

ДЕ МИ ЗАРАЗ

ОСНОВНІ РИЗИКИ

Геологічні ризики

Геологічні ризики є складовою діяльності з видобування нафти і газу, призводять до невизна‑ ченості щодо рівнів наявних вуглеводнів і пов’язані з ліцензійними ділянками, на яких здійсню‑ ється розробка та видобування. Ситуація в Україні ускладнилась у зв’язку з відносно низькою якістю геологічних відомостей та застарілим обладнанням і технологіями, що використовуються Укргазвидобуванням та Укрнафтою, та можуть призвести до збільшення витрат на буріння та зменшення обсягів видобутого газу, що в свою чергу загрожує досягненню однієї зі стратегіч‑ них цілей Нафтогазу – зберегти та примножити можливості розвідки і видобутку. Група здійснює постійну співпрацю із науково-технічними інститутами України у сфері покра‑ щення якості геологічної розвідки. Укргазвидобування розпочало активну модернізацію облад‑ нання для зменшення вартості та покращення ефективності буріння та видобування газу.

Виконання інвестиційної програми

Відсутність доступу до капіталу, слабкі внутрішні можливості та системи постачання можуть бути викликом як для успішного виконання теперішньої роботи з технічного обслуговування, так і для запланованого зростання інвестицій для групи Нафтогаз. При недостатньому рівні ліквідності група Нафтогаз розглядає різні шляхи залучення коштів під інвестиційні проекти, в тому числі за рахунок позик на міжнародних фінансових ринках.

Після затвердження нового Статуту Нафтогазу постановою Кабінету Міністрів України №1002 у травні 2016 року було впер‑ ше утворено незалежну cлужбу управління ризиками Нафтогазу, яка розпочала роботу у листопаді 2016 року. Основною метою cлужби є забезпечення ефективного управ‑ ління ризиками та контролю для досягнення поточних та стратегічних цілей компанії та підприємств групи Нафтогаз. Нову нормативно‑правову базу та документи з управління ризиками (Політика з управлін‑ ня ризиками, Методика управління ризиками, Регламент управління ризиками) було розро‑ блено, ґрунтуючись на положеннях міжна‑ родних стандартів (ISO/IEC 31010:2009 Управ‑ ління ризиками – Методи оцінки ризику, ISO 31000:2009 Управління ризиками – Принципи та керівні вказівки) та найкращих практиках у сфері управління ризиками, із залученням міжнародних консультантів та експертів. У лютому 2017 року в групі Нафтогаз було розпочато початкову оцінку ризиків на основі переглянутої методології. Перша фаза оцінки, під час якої було виявлено суттєві ризики, властиві для групи Нафтогаз, ґрунтувалась на попередній роботі з оцінки ризиків, що проводилась у компанії. Друга фаза початкової оцінки ризиків перед‑ бачає створення повного звіту за результата‑ ми початкової оцінки ризиків групи Нафтогаз. У подальшому оцінка ризиків групи Нафтогаз буде проводитись щокварталу та щорічно, а також у разі настання ризикової події. Основні виявлені ризики, що можуть спричи‑ нити істотний негативний вплив на виробничі показники, грошові потоки та фінансовий стан групи Нафтогаз, наведено нижче.

Ключовий пріорітет – вдосконалення системи закупівель Для підвищення прозорості та стандартизації процеса закупівель Нафтогаз у 2017 році прийняв нову політику закупівель для підпри‑ ємств групи. В рамках побудови оновленого процесу закупівель групою плануються наступні кроки: - посилення процедур внутріш‑ нього контролю щодо закупівель через впровадження функції комплаенсу та управління ризи‑ ками, а також посилення функції фінансового контролю на рівні групи в цілому, - впровадження ретельних проце‑ дур контролю ризиків контрагентів та запобігання конфліктів інтересів співробітників - впровадження категорійного ме‑ неджменту на підприємствах групи,

а також створення закупівельних стратегій для типових закупівель, - сприяння конкурентності закупі‑ вель, орієнтація на прямі контракти, мінімізація відносин з посередниками з метою отримання більш ефективних цінових пропозицій, - впровадження та використання аналітичних інструментів, у тому числі проведення системного аналізу ринків та бенчмаркінгу закупівельних цін, створення баз даних контрагентів, цін та видів робіт, покращення системи електронного документообігу,

Ризики, пов’язані з ринками

Нормативно-правова база внутрішнього ринку

1 жовтня 2015 року уряд України схвалив покладення спеціальних обов’язків (ПСО) на учасників ринку природного газу, зокрема Нафтогаз, для забезпечення загальносуспільних інтересів у процесі функціонування ринку газу до 1 квітня 2017 року. 22 березня 2017 року термін дії ПСО продовжено до квітня 2018 року. Крім того, Нафтогаз був зобов’язаний постачати газ за регульованими цінами безпосередньо підприємствам теплокомуненерго і через регіональних постачальників – населенню, що разом становить понад 50% і 60% внутрішнього споживання у 2016 та 2017 роках, відповідно. За відсутності затвердженого механізму компенсації за продаж газу за регульованими цінами Нафтогаз змушений перехресно субсидувати втрати від регульованих сегментів (наприклад, централізоване теплопостачання) прибутками від інших видів діяльності. Водночас, реалізуючи газ контрагентам з фінансово нестійкою бізнес-моделлю, як наприклад підприємства теплокомуненерго (ТКЕ) та регіональні постачальники, Нафтогаз несе високі ризики несплати. Станом на 31 грудня 2016 року загальна заборгованість ТКЕ перед Нафтога‑ зом сягнула понад 28,3 млрд грн, а регіональних постачальників – 21,9 млрд грн. Неможливість стягнення цих боргів є істотним ризиком для Нафтогазу, і без належних дій уряду це серйозно зашкодить поточній ліквідності та сталому розвитку компанії. З метою підвищення ефективності функціонування ринку газу в Україні Нафтогаз ініціює обго‑ ворення низки змін до вторинного законодавства, які покликані зменшити ризики незакритих небалансів для оператора ГТС, полегшити роботу користувачів мережі, забезпечити справедли‑ вість дій оператора ГТС щодо балансування та зменшити фінансове навантаження на поста‑ чальників.

Сезонна ліквідність

Діяльність групи має сезонний характер: обсяг реалізації природного газу та послуг з його транспортування протягом опалювального сезону становить близько 70% річного обсягу. Протягом цього пікового періоду грошові надходження за реалізовані товари та послуги суттєво зроста‑ ють, але протягом літнього періоду обсяги продажу низькі, а обсяги закупівель газу на зимовий сезон – високі. У зв’язку з цим виникає потреба в додаткових фінансових ресурсах для фінансу‑ вання закачування природного газу до підземних сховищ газу (ПСГ). Група залучає додаткових кредитних коштів на іноземних фінансових ринках за нижчими про‑ центними ставками для покриття витрат на закачування природного газу до ПСГ.

- покращення діалогу з ринком та побудова прозорих, довгострокових та довірливих відносин з контрагентами. Нафтогаз вживає усіх можливих заходів для досягнення найшвидшого результату від впроваджених змін вже у 2017 році.

Техніко-експлуатаційні ризики Охорона праці, екологічна та промислова безпека

Характер операційної діяльності Нафтогазу та компаній групи Нафтогаз передбачає небезпеку для здоров’я та навколишнього середовища. Процеси та хімічні речовини, що використовують‑ ся під час видобування та виробництва, а також транспортування і зберігання газу та нафти, можуть підвищити ймовірність настання серйозного інциденту та численних нещасних випадків, виникнення небезпеки для навколишнього середовища та втрати активів/припинення опера‑ ційної діяльності. Застаріле обладнання та технології виробництва, а також неналежні організа‑ ція та проведення робіт можуть призвести до збільшення ризику. Заходи, спрямовані на нівелювання цих ризиків, включають навчання, запровадження сучасних методів експлуатації, діагностики, реконструкції та модернізації існуючих потужностей.

2016

РІЧНИЙ ЗВІТ

ДЕ МИ ЗАРАЗ

Запуск Турецького потоку та Північного потоку 2

На сьогодні здійснюється реалізація двох проектів газопроводів, запуск яких очікується у 2019 році та які дозволять транспортування газу з Росії до країн ЄС і Туреччини в обхід України: 1. Угода про будівництво газопроводу Турецький потік, підписана 10 жовтня 2016 року між уря‑ дами Росії та Туреччини, передбачає пропускну спроможність 31,5 млрд куб. м/рік. 2. Угода про будівництво газопроводу Північний потік 2, підписана у 2015 році, передбачає пропускну спроможність 55 млрд куб. м/рік. Реалізація проектів може призвести до повної втрати доходу Нафтогазу від транзиту газу з Росії до країн ЄС та Туреччини, починаючи з 2019 року. Загальний дохід Нафтогазу від транзиту газу у 2016 році склав 60 млрд грн. З метою диверсифікації споживачів послуг з транспортування та зберігання природного газу Нафтогаз здійснює діяльність для організації єдиного східноєвропейського газового хабу, а також сприяє створенню цілісного інфраструктурного та комерційного газового простору між Україною, Польщею, Словаччиною, Угорщиною та Румунією.

Корпоративна структура та розвиток Процес відокремлення (анбандлінґу) оператора ГТС

У липні 2016 року уряд України ухвалив План анбандлінґу, спрямований на відокремлення діяль‑ ності з транспортування природного газу від його видобутку та постачання відповідно до вимог Третього енергетичного пакета ЄС та Закону України «Про ринок природного газу» . Сумлінне виконання цього плану є одним з важливих компонентів лібералізації ринку газу і його подаль‑ шої інтеграції до ринку природного газу ЄС. Станом на дату складання цього звіту відзначено істотні затримки та невідповідності стосовно виконання плану. Існує суттєвий ризик того, що зафіксоване відхилення від ухваленої концеп‑ ції анбандлінґу стане на заваді утворенню незалежного, професійного та високоефективного оператора газотранспортної системи, який би повністю дотримувався вимог енергетичного законодавства ЄС. Крім того, така ситуація не дозволить залучити визнаного західного партнера до управління газотранспортною системою. Це може призвести до ситуації, коли оператор не матиме змоги забезпечити недискримінацій‑ ний доступ третім особам і не здобуде довіру користувачів мережі як в Україні, так і за кордо‑ ном. Це може стати прямою загрозою реформі ринку природного газу.

Можливе відокремлення Укргазвидобування

Стратегія Нафтогазу передбачає цілісний підхід, завдяки якому кожен зі складових елементів компанії може виграти від поєднання професійних навичок і фінансових можливостей групи. Нафтогаз зобов’язується сприяти енергетичній незалежності України, зокрема шляхом викори‑ стання вигоди від масштабу, а також синергії горизонтальної та вертикальної інтеграції. У разі якщо Укргазвидобування відокремиться від групи Нафтогаз, існуватимуть істотні ризики того, що інвестиційна програма та пов’язане з нею зростання видобутку газу не будуть вчасно здійснені. Крім того, існує ймовірність того, що Нафтогаз нестиме додаткові витрати та ризики для того, щоб продавати газ на виконання спеціальних обов’язків, покладених на нього урядом України.

Макроекономічні ризики Валютні ринки

Локальні економічні умови

Група Нафтогаз здійснює свою операційну діяльність на території України і її залежність від валютного ризику визначається, головним чином, необхідністю закупівель природного газу в іноземних постачальників, пропозиції яких в основному деномінуються у євро та доларах. За‑ боргованість групи Нафтогаз в іноземній валюті на 31 грудня 2016 року становила 2,1 млрд дол. Можливості Нафтогазу хеджувати ризик на місцевому ринку обмежені через специфіку україн‑ ського ринку хеджування, зокрема: 1) обсяги ринку валютних форвардів не можуть задовольнити потреби компанії, а вихід на цей ринок може спричинити суттєві коливання курсу національної валюти; 2) наявність обмежень, визначених нормативно-правовою базою. З набуттям чинності Законом України «Про ринок природного газу» з 1 жовтня 2015 року компа‑ нія самостійно щомісячно визначає ціни для промислових та комерційних споживачів природ‑ ного газу, що не підпадають під дію ПСО. Нафтогаз здійснює постійний аналіз стану валютного ринку України та залежно від його кон’юнктури приймає рішення щодо валюти, в якій зберігаються залишки коштів на рахунках (з урахуванням законодавчих актів Національного банку України з цього питання). Зростання курсу іноземних валют разом з підвищеною інфляцією може серйозно вплинути на купівельну спроможність населення та, відповідно, на можливість споживачів сплачувати за спожитий газ за цінами, що узгоджуються з витратами на імпорт. Стабілізація економічної та політичної ситуації в країні, зростання ВВП, а також дії уряду, спря‑ мовані на підвищення купівельної спроможності населення, дозволять Нафтогазу перейти на ринковий підхід у ціноутворенні, тим самим зменшити вплив ризику.

Реформа корпоративного управління Виконання Плану дій щодо корпоративного управління (ПДКУ)

У результаті невиконання ПДКУ, ухваленого рішенням уряду 5 грудня 2015 року, система уряду‑ вання Нафтогазу залишається застарілою та неефективною. Хоча й було досягнуто значного прогресу у виконанні компанією зобов’язань, передбачених цим планом, запровадження ефек‑ тивної системи урядування, яка б відповідала міжнародним стандартам, вимагає активних дій з боку уряду у відповідності із ПДКУ. Крім впливу на корпоративне урядування, затримка виконання ПДКУ створює значний ризик для ліквідності Нафтогазу, спричинений впливом на кредитування від міжнародних фінансових організацій, на загальну суму приблизно 800 млн дол. З метою нівелювання цього ризику компанія неодноразово порушувала питання запровадження ефективної системи корпоративного управління під час зустрічей з представниками уряду.

2016

Антитерористична операція (АТО) Проведення АТО на сході України

Бойові дії у Східних регіонах України (зона проведення АТО) погіршують здатність компаній гру‑ пи Нафтогаз підтримувати критично важливі процеси, забезпечувати виробництво необхідної продукції та надання послуг або змушують компанії нести додаткові експлуатаційні витрати.

Наслідки анексії Криму Росією

У березні 2014 року незаконна влада окупованого Криму ухвалила рішення про націоналізацію майна Чорноморнафтогазу, яке згодом було внесено до статутного капіталу незаконно створе‑ ної компанії Кримське республіканське підприємство (КРП) «Чєрноморнєфтєгаз». До окупації АР Крим Російською Федерацією Чорноморнафтогаз здійснював повний комплекс робіт, починаю‑ чи з пошуку та розвідки нових родовищ і закінчуючи видобуванням та постачанням вуглевод‑ невої продукції кінцевим споживачам. У серпні 2014 Чорноморнафтогаз був перереєстрований у Києві. Наразі компанія контролює Стрілкове газове родовище, розміщене на Арабатській стрілці, що знаходиться поблизу с. Стрілкове Генічеського району Херсонської області, та пропри складнощі забезпечує газом населення Генічеського району, а також бере участь у зборі доказів російської агресії. Збереження Чорноморнафтогазу як юридичної особи після незаконного захоплення Росією активів Нафтогазу в Криму було одним з ключових завдань компанії в 2016 році. Нафтогазу вдалося не допустити банкрутства цієї дочірньої компанії та добитися розробки парламентом законопроекту щодо стабілізації її діяльності. Незважаючи на окупацію Криму Російською Федерацією та підтвердженням обставин форс-ма‑ жору, кредитори позиваються саме до Чорноморнафтогазу, що паралізує його діяльність. Станом на грудень 2016 року Чорноморнафтогаз виступив відповідачем у 105 судових справах із загальною сумою позовних вимог 550 млн грн. Чорноморнафтогаз є боржником у 50 вико‑ навчих провадженнях із зовнішніми кредиторами на загальну суму близько 292 млн грн, за 33 з яких винесено постанови про арешт коштів і майна. Водночас 95% усієї кредиторської заборго‑ ваності Чорноморнафтогазу (більше 12 млрд грн) припадає на Нафтогаз. 97

ДЕ МИ ЗАРАЗ

18 травня 2017 року Верховна Рада України прийняла законопроект «Про внесення змін до дея‑ ких законодавчих актів України щодо стабілізації діяльності Державного акціонерного товари‑ ства «Чорноморнафтогаз» у зв’язку з тимчасовою окупацією території України» що передбачає наступне: • мораторій на стягнення заборгованості до 1 січня 2019 року; • зупинку виконавчих проваджень і зняття раніше накладених арештів на кошти та майно; • продовження строку дії спеціальних дозволів на окупованій території Криму до закінчення тимчасової окупації.

Судові процеси Арбітражні провадження щодо контрактів з Газпромом у Арбітражному інституті Торгової палати м. Стокгольма

Арбітражні процеси щодо поставки та транзиту газу було ініційовано Нафтогазом в Арбітраж‑ ному інституті Торгової палати м. Стокгольма внаслідок невдалих спроб досягти згоди з Газпро‑ мом шляхом проведення переговорів. Газпром висунув зустрічні претензії. Суми ретроактивних грошових претензій Нафтогазу становлять 18,0 млрд дол. та 12,3 млрд дол. за справами щодо продажу та транзиту газу, відповідно. Сума ретроактивних грошових пре‑ тензій Газпрому становить близько 47,1 млрд дол. і 7 млн дол. по транзиту (усі дані станом на 29 травня 2017 року з урахуванням відсотків, штрафів та пені). Хоча представники Нафтогазу та юридичні консультанти впевнені в своїй аргументації, як і в усіх арбітражних провадженнях, існує ризик негативного рішення за кожною із справ. Таке негативне рішення може суттєво вплинути на фінансово-господарську діяльність компанії та процес реформування ринку газу в Україні. 31 травня 2017 року Стокгольмський арбітраж повністю відхилив вимогу Газпрому щодо застосування принципу «бери або плати», а також задовольнив вимогу Нафтогазу про перегляд контрактної ціни з урахуванням ринкових умов. Крім того, трибуналом було повністю скасовано заборону на реекспорт газу, яка містилась в контракті.

Ризик вимоги АТ «Газпромбанк» дострокового погашення кредиту

Задоволення вимоги Нафтогазу до Газпрому в Арбітражному інституті Торгової палати м. Стокгольма щодо переведення прав та обов’язків за Контрактом про обсяги та умови транзиту природного газу територією України з 2009 року по 2019 рік №ТКГУ від 19 січня 2009 року до ПАТ «Магістральні газопроводи України» може призвести до ситуації, коли АТ «Газпромбанк» отримає право вимагати дострокового погашення повною мірою Нафтогазом своїх зобов’язань за кредитом, виданим у 2012 році, включаючи нараховані відсотки за користування кредитними коштами та штрафні санкції. Станом на 31 грудня 2016 року зобов’язання Нафтогазу за креди‑ том перед АТ «Газпромбанк» становили 835,3 млн дол. з терміном погашення до кінця червня 2018 року.

Арбітражні провадження у ТПС між Нафтогазом і Газпромом Резюме позовних вимог і зустрічних вимог станом на 29 травня 2017 року1

СУМА РЕТРОАКТИВНИХ КОМПЕНСАЦІЙ, ЩО ВИМАГАЮТЬ СТОРОНИ

30,3 млрд дол. ПОСТАВКА 18,0 млрд дол.

47,1 млрд дол. ПОСТАВКА 47,1 млрд дол.

14,1 млрд дол. – щодо встановлення і перегляду ціни на газ, закуплений з 20 травня 2011 року до жовтня 2015 року

34,5 млрд дол. – санкції за принципом «бери або плати»5 в 2012-2014 роках, 3 кварталі 2015 року та 2-4 кварталах 2016 року

Штрафи та проценти

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

Інші вимоги2

Штрафи та проценти

ТРАНЗИТ 12,3 млрд дол.

ТРАНЗИТ 0,007 млрд дол.

Недопоставки та недоплати за послуги з транзиту в 2009-2016 роках3

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

Інші вимоги4

Арбітражний інститут Торгової палати Стокгольма розглядає дві справи: A. Контракт на поставку – зустрічні позови, подані в червні 2014 року. Усні слухання було завершено у жовтні 2016 року, а рішення очікуються в 2 кварталі 2017 року Суми позовних вимог включають усі грошові вимоги, штрафи та проценти 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) 3 включно з порахованими збитками через недоплату, яких Нафтогаз зазнав після 31 липня 2016 року. Компанія повернеться до цього питання незадовго до ухвалення трибуналом рішення. 1

B. Контракт на транзит - Нафтогаз подав позов у жовтні 2014 року, слухання було завершено у грудні 2016 року, рішення очікується в 2017 році 4 Інші вимоги Нафтогазу, а саме: внесення змін/заміна незаконних або недійсних 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) 5 Стокгольмський арбітраж повністю відхилив цю вимогу

ЧОГО МИ ДОСЯГЛИ В 2016 РОЦІ

ЧОГО МИ ДОСЯГЛИ

ОПЕРАЦІЙНІ ДОХОДИ ТА АКТИВИ 2016 рік, млрд грн

Доходи

Активи

262,1

704,6 15,6 Виробництво сирої нафти і газового конденсату

11,5 Виробництво сирої нафти і газового конденсату

Upstream

82,8

63,5 52,0 Виробництво природного газу 3,4 Транспортування сирої нафти 1,0 Зберігання природного газу

Midstream

67,2 Виробництво природного газу 18,4 Транспортування сирої нафти

77,7 Транспортування природного газу 6,2 Балансування газу 11,5 Внутрішнє

82,1

186,2 Зберігання природного газу

488,4

283,8 Транспортування природного газу

60,0 Міжнародне

15,8 Переробка сирої нафти та газового конденсату

99,8 Оптова та роздрібна торгівля природним газом 0,5 Бюджетні та інші установи 7,1 ТКЕ для інших

Downstream

18,9 ТКЕ для населення

115,6

23,2 Промисловість

76,4 Оптова та роздрібна торгівля природним газом

17,1 Переробка сирої нафти та газового конденсату

93,5

50,1 Роздрібні постачальники для населення

Інше 100

0,9

-69,4 Поправка на внутрішньогрупові продажі (елімінація)

39,9

Непрофільні активи

101

РІЧНИЙ ЗВІТ

ЧОГО МИ ДОСЯГЛИ

Показник 2016 2015 2014 Основні результати групи Дохід від реалізації групи, млн грн 192 764 130 267 80 713 Валовий прибуток (збиток), млн грн 70 960 8 457 (7 307) Чистий прибуток (збиток), млн грн 22 532 (35 062) (88 433) Капітальні інвестиції, млн грн 9 695 6 523 3 672 Активи, млн грн 704 589 660 895 506 620 Робочий капітал, млн грн 63 676 33 707 15 796 Власний капітал, млн грн 459 108 438 475 349 298 Загальний борг, млн грн 70 844 71 764 61 261 Чистий рух грошових коштів від операційної діяльності, млн 47 305 1 695 (58 912) грн Чистий рух грошових коштів від інвестиційної діяльності, млн грн (5 238) (4 656) (4 325) Чистий рух грошових коштів від фінансової діяльності, млн грн (30 567) 8 329 64 411 Рентабельність за фінансовим результатом** 11,7% -26,9% -109,6% ROE 4,9% -8,0% -25,3% ROA 3,2% -5,3% -17,5% Коефіцієнт загальної ліквідності 106,2% 98,1% 74,9% 15,4% 16,4% 17,5% Загальний борг/власний капітал Результат сегмента видобутку природного газу, газового конденсату та нафти (Upstream) Валовий видобуток природного газу, млн куб. м 15 904 16 030 15 120 Валовий видобуток нафти та газового конденсату, тис. т 1 619 1 695 121 Реалізація природного газу власного видобутку, млн куб. м 13 165 13 111 13 412 Реалізація нафти та конденсату, тис. т 1 479 649 Дохід від реалізації*, млн грн 63 485 27 460 7 794 Фінансовий результат**, млн грн 8 532 878 (4 405) Капітальні інвестиції, млн грн 6 509 4 196 2 598 82 800 94 477 48 263 Активи, млн грн 10% 1% -7% ROA Результат сегмента транспортування і зберігання природного газу, нафти та газового конденсату (Midstream) Обсяги транзиту природного газу, млн куб. м 82 200 67 080 62 197 29 591 30 400 38 122 Обсяги транспортування природного газу споживачам України, млн куб. м Обсяги транспортування сирої нафти, тис. т 15 228 16 760 16 863 Дохід від реалізації*, млн грн 82 148 54 817 27 615 Фінансовий результат**, млн грн 26 257 20 660 5 577 Капітальні інвестиції, млн грн 2 490 1 365 443 488 420 488 097 405 899 Активи, млн грн 5% 4% 1% ROA Результат сегмента постачання та продажу природного газу та переробки нафтопродуктів (Downstream) Реалізація природного газу на виконання спеціальних 18 164 17 159 22 140 обов’язків (ПСО), млн куб. м Реалізація природного газу за нерегульованими цінами для 4 447 6 171 9 080 інших споживачів, млн куб. м Реалізація нафтопродуктів, тис. т 782 379 359 Реалізація скрапленого газу, млн куб. м 332 271 181 Реалізація стисненого газу (АГНКС), млн куб. м 49 65 97 Дохід від реалізації*, млн грн 115 582 73 524 58 481 Фінансовий результат**, млн грн (1 752) (50 190) (79 216) Капітальні інвестиції, млн грн 148 505 368 93 535 46 947 33 354 Активи, млн грн -2% -107% -238% ROA Інші види діяльності Дохід від реалізації*, млн грн 944 1 814 448 Фінансовий результат**, млн грн (725) (2 194) (274) Капітальні інвестиції, млн грн 548 457 263 Активи, млн грн 4 391 13 670 10 968

КЛЮЧОВІ ПОКАЗНИКИ РОКУ «Вперше за останні п’ять років група отримала прибуток, при цьому фінансування з бюджету не відбувалося. Починаючи з 2016 року Нафтогаз перетворився з отримувача бюджетної допомоги на донора державного бюджету, ставши найбільшим платником податків». Фінансовий директор Сергій Коновець 102

2016 CAGR 54,5% 62,5% 17,9% 14,6% 7,5% 10,0%

19,1% -6,2% 2,6% 265,1% -0,9% 185,4% 58,3% 31,0% 15,0% -11,9% -5,0% 72,5% 117,0% 137,1% 9,7% -9,4% -30,0% 47,6% 35,4% -29,2% 40,6% -85,1% -36,6% 67,5% 45,1% 62,7% 44,4% -36,7%

З урахуванням реалізації іншим сегментам Група здійснює оцінку показників діяльності операційних сегментів на основі розміру чистого прибутку/(збитку) до оподаткування від діяльності

103

РІЧНИЙ ЗВІТ

ЧОГО МИ ДОСЯГЛИ

ОПЕРАЦІЙНА ЕФЕКТИВНІСТЬ

кваліфікаційні вимоги. Тепер перевага надається виробникам та їх офіційним дилерам. Перед кожним тендером фахівці з закупівель вивчають ринок і надсилають запрошення виробникам. Скасувавши механізм заставної вартості, група усунула штучний бар’єр, який раніше відлякував багатьох претендентів і використовувався для маніпулювання торгами. Нова методологія забезпечила дієві інструменти контролю не тільки ціни, але й якості. Група залишає за собою право проводити вхідний контроль і технічний аудит постачальника на будь-якій стадії закупівлі. Це означає, що представники Нафтогазу чи його дочірніх компаній мо‑ жуть навідатися до будь-якого контрагента та перевірити наявність у нього необхідних виробничих потужностей, складів та ін. Для розв’язання спірних питань з контра‑ гентами та учасниками тендерів на всіх підприємствах групи створені конфліктні комісії. Для більшої економії на закупівлях, що не підпадають під Закон «Про публічні закупівлі», у Нафтогазі працює комісія з проведення допорогових закупівель.

Зміни в ціновій політиці

Чистий донор державного бюджету Компанія вперше з 2006 року не отри‑ мувала прямої підтримки від держави у вигляді компенсації різниці в цінах на газ шляхом рекапіталізації за рахунок ОВДП. За результатами діяльності у 2016 році група Нафтогаз заплатить державі 14,7 млрд грн дивідендів та 2 млрд грн податку на прибуток. Група Нафтогаз залишається найбільшим платником податків в Україні: у 2016 році компанії групи сплатили до бюджету 74 млрд грн – у 1,5 рази більше, ніж у 2015 році. Вперше за останні 5 років Нафтогаз одержав чистий прибуток, у сумі 22,5 млрд грн, та досягнув позитивного значення чистого руху коштів від операційної діяльності, в розмірі 47,3 млрд грн.

Надійний позичальник 104

У 2016 році Нафтогаз підтвердив свою репутацію надійного позичальника як

на внутрішньому, так і на зовнішньому ринках. Двічі протягом року, в січні та липні-вересні, імпортний газ опла‑ чувався за рахунок відновлювальної кредитної лінії ЄБРР в розмірі 300 млн дол., отриманої під державні гарантії наприкінці 2015 року. У звітному періоді Нафтогаз підписав з банками Citibank та Deutsche Bank угоди на відновлюва‑ ну кредитну лінію на суму 478 млн євро під гарантії Світового банку для фі‑ нансування закупівлі природного газу. Вартість кредитної лінії не перевищує 3,5% річних. Незважаючи на сезонні касові розриви, що викликають дефіцит ліквідності, компанія успішно обслуговує кре‑ дитну заборгованість в розмірі понад 70,8 млрд грн, у тому числі близько 43,5 млрд грн в іноземній валюті. Про‑ тягом звітного періоду не було жодного випадку несвоєчасного або неповного виконання зобов’язань. Попри зростан‑ ня вартості запозичень для українських

компаній на вітчизняному та міжна‑ родному фінансових ринках, Нафтогазу вдалося знизити середньозважену ефективну відсоткову ставку за фінан‑ совими зобов’язаннями з 13,5% до 12,1%. У 2016 році Нафтогаз виконав кредитні зобов’язання в розмірі 49,2 млрд грн та залучив більше 42,0 млрд грн кредит‑ них коштів.

ринку. Прибуток від операцій з цінними паперами склав 110,6 млн грн.

22 квітня 2016 року рейтингове агент‑ ство Fitch Ratings (Лондон) підтвердило кредитний рейтинг компанії в іноземній та національній валюті за період з 25 травня 2015 до 24 травня 2016 року на рівні «CCC».

Прозорий покупець

Ефективний учасник фондового та валютного ринків У 2016 році Нафтогаз продовжив строки облігаційної позики на суму 4,8 млрд грн під 10% річних (найдешев‑ ше запозичення в національній валюті) та був активним учасником фондового

Завдяки ефективному управлінню ліквідністю та використанню кредитних ліній компанія не чинила тиск на ва‑ лютний ринок України, незважаючи на виплату понад 3 млрд дол. зобов’язань в іноземній валюті.

Нова методологія закупівель дозволила групі Нафтогаз у 2016 році зекономити 1,5 млрд грн у порівнянні з очікуваною ціною закупівель. Для кожної закупівлі, незалежно від того, здійснюється вона через Prozorro чи двоетапні торги, створюється докладна аналітична довідка. Згодом цей документ використовуєть‑ ся як орієнтир для повторних закупок. Таким чином можна простежити динаміку цінових пропозицій та вести статистику учасників і переможців тендерів. Щоб унеможливити участь сумнівних компаній у тендерах, Нафтогаз запровадив жорсткі

З 1 травня 2016 року ціна природного газу для побутових споживачів і надання послуг з опалення та постачання гарячої води населенню виробниками теплової енергії зрівнялася з ціною імпортованого газу. 79% газу, проданого Нафтогазом у 2016 році, було поставлено цим категоріям споживачів. Таке коригування дозволило забезпечити додаткові надходження до державного бюджету, що спрямовуються на виплату житлових субсидій. Нафтогаз активно долучався до розробки та вдосконалення вторинного законодав‑ ства, необхідного для виконання Закону України «Про ринок природного газу». Фахівці компанії долучалися до розроб‑ ки НКРЕКП нової методики розрахунку тарифу на зберігання природного газу, які відповідають європейському законодав‑ ству. Новий тариф на зберігання газу форму‑ ється на основі вартості замовленої по‑ тужності, вираженої в одиницях енергії/м куб. до одиниці часу. Крім того, в обчис‑ леннях використовуються коефіцієнти, що враховують замовлення річної/місячної потужності газосховища, індивідуаль‑ них послуг та послуг, що надаються на нерегулярній основі. Після введення нових

2016

тарифів на зберігання газу ми очікуємо, що наш сегмент зберігання стане прибут‑ ковим.

Погашення дебіторської заборгованості У 2016 році рівень розрахунків за реалі‑ зований природний газ склав в цілому за всіма категоріями споживачів 76%, що менше за рівень розрахунків у 2015 році на 21%. Приріст валової торгової дебітор‑ ської заборгованості склав 24,5%. Зростан‑ ня заборгованості споживачів ПСО стало наслідком зменшення рівня розрахунків споживачів, які не отримують субсидії, а також недоотриманням субсидій, оскільки фактичний розмір субсидій був більшим за передбачений в державному бюджеті. Борг за субсидіями на 31.12.2016 року становив 21,8 млрд грн за газ та газ для виробництва теплової енергії. Якби з бю‑ джету було вчасно оформлено та профі‑ нансовано субсидії, тоді рівень розрахунків склав би 90%, що майже не відрізняється від даних попередніх періодів. Висока дебіторська заборгованість споживачів, щодо продажу газу яким на Нафтогаз покладено спеціальні обов’язки, залишається нагальним викликом для управління ліквідністю групи.

Непрофільні активи У 2016 році було створено єдину базу даних непрофільних активів підпри‑ ємств групи Нафтогаз. Згідно обмежень, встановлених ст. 7 Закону України «Про трубопровідний транспорт», передача в управління іншим суб’єктам господарю‑ вання майна, яке не використовується в транспортуванні магістральними трубопроводами й зберіганні в підзем‑ них газосховищах – заборонена. Продаж зазначеного майна (основних фондів) здійснюється за погодженням з Кабінетом Міністрів України. Фахівці компанії подали до Кабінету Міністрів України передано на погодження більше 10 пакетів документів щодо відчуження непрофільних об’єктів за ринковою ці‑ ною на конкурентних засадах. Ведеться робота по приведенню форми власності непрофільних активів у відповідність до законодавства. У 2016 році група мала на меті скоротити витрат на утримання непрофільних активів. Витрати було зосереджено на непрофільних активах, які мають першочергове соціальне значення.

105

РІЧНИЙ ЗВІТ

ЧОГО МИ ДОСЯГЛИ

ВИДОБУТОК ПРИРОДНОГО ГАЗУ, ГАЗОВОГО КОНДЕНСАТУ ТА НАФТИ (UPSTREAM)

2016

Група Нафтогаз є найбільшою групою компаній в Україні за обсягами запасів нафти та газу. Відповідно до оцінки, виконаної 1 компанією Ryder Scott та компанією DeGolyer and MacNaughton, запаси природного газу групи Нафтогаз в Україні (доведені та ймовірні) складали 304,9 млрд куб. м, запаси нафти та газового конденсату (доведені та ймовірні) становлять 47,2 млн т. 1

Згідно з класифікацією PRSM (Petroleum Resources Management System)

Запаси природного газу групи Нафтогаз в Україні2 Природний газ, млн куб. м

Нафта, тис. т

Газовий конденсат, тис. т

577

7 211 4 310

444

12 161

104

ВОЛИНСЬКА

ЧЕРНІГІВСЬКА

1 651

СУМСЬКА 9 694

190 560

85 690 2 172

5 572

2 304

1 243

ЛЬВІВСЬКА

3 772 7 269

11 939

ХАРКІВСЬКА 969 2

ПОЛТАВСЬКА

ЛУГАНСЬКА

12 1 961

ІВАНО-ФРАНКІВСЬКА 38 181

ЧЕРНІВЕЦЬКА

530

ДНІПРОПЕТРОВСЬКА

ДОНЕЦЬКА

Запаси Укргазвидобування станом на 31.12.2016, запаси Укрнафти станом на 01.07.2016 Запаси Укрнафти не враховують видобуток за період з 01.07.2016 до 31.12.2016, який склав: 719 тис. т нафти та 645 млн куб. м природного газу.

ВСЬОГО2 304 441

39 171

6 878

ВИДОБУТОК ПРИРОДНОГО ГАЗУ

Майже 0,5% видобутку групи складає діяльність у рамках концесій‑ ної угоди на території Арабської Республіки Єгипет.

Основні результати У 2016 році група Нафтогаз видобула близько 80% усього природ‑ ного газу в Україні. Лідером з видобутку природного газу серед підприємств України є Укргазвидобування, з часткою в загальному видобутку в Україні 73% та Укрнафта, з часткою в загальному видобутку в Україні 7%.

На території України виробництво природного газу здебільшого здійснюється у Полтавській, Харківській, Сумський, Дніпропетров‑ ській, Львівській та Закарпатській областях. Розвідувальні роботи проводяться головним чином у Карпатському та Дніпровсько-Доне‑ цькому регіонах.

Географічний розподіл видобутку природного газу в Україні Укргазвидобуванням у 2016 році, млн куб. м 36 28

СУМСЬКА

ВОЛИНСЬКА

7938

5449

527 ЛЬВІВСЬКА

ПОЛТАВСЬКА

138

ХАРКІВСЬКА

ЛУГАНСЬКА

432

ІВАНО-ФРАНКІВСЬКА

1 ЧЕРНІВЕЦЬКА

ДНІПРОПЕТРОВСЬКА

3 ДОНЕЦЬКА

106

107

РІЧНИЙ ЗВІТ

ЧОГО МИ ДОСЯГЛИ

Запаси природного газу, нафти та газового конденсату групи станом на 31.12.2016 Природний газ, млрд куб м

Валовий обсяг видобутку природного газу, млн куб. м

Нафта та газо- Природний газ (млн Нафта та газовий конденсат, барелів нафтового вий конденсат млн т еквіваленту) (млн барелів)

Нафтогаз доведені розроблені

0,33

0,10

1,95

0,73

доведені нерозроблені

0,00

0,23

0,00

1,67

ймовірні

0,16

1,56

0,95

11,36

0,49

1,89

2,90

13,76

Запаси станом на 31.12.2016 Ресурси станом на 01.01.2016

40,39

2,01

238,99

14,60

доведені розроблені

255,70

3,52

1 513,02

25,63

доведені нерозроблені

11,13

0,18

65,86

1,31

ймовірні

23,91

0,59

141,48

4,30

видобуток вуглеводнів у 2015-2016 рр.

27,67

0,92

163,73

6,67

приріст запасів вуглеводнів у 2015-2016 рр.

8,14

0,37

48,14

2,71

Запаси станом на 31.12.2016

271,21

3,75

1 604,77

27,27

Ресурси станом на 01.01.2016

152,37

11,46

CAGR -2,6%

Укргазвидобування Укрнафта4 Концесійна угода в Єгипті5

20000

16 851

16 104

15 973

15000 0,5%

10000 15 114

14 527

14 605

Укргазвидобування

Укрнафта доведені розроблені

14,52

14,48

85,89

105,39

доведені нерозроблені

7,50

9,66

44,38

70,31

ймовірні

10,72

16,28

63,46

118,50

видобуток з 01.07.2016 по 31.12.2016

0,65

0,72

3,82

5,23

Запаси станом на 31.12.2016

32,10

39,69

189,91

288,97

Ресурси станом на 01.01.2016

18,84

84,95

доведені розроблені

0,30

0,47

1,75

3,41

доведені нерозроблені

0,12

0,35

0,69

2,57

ймовірні

0,18

0,31

1,09

2,26

видобуток вуглеводнів у 2015-2016 рр.

0,37

0,63

2,19

4,60

Запаси станом на 31.12.2016

0,23

0,50

1,35

3,64

Ресурси станом на 01.01.2016

0,06

0,36

0,38

2,63

доведені розроблені

270,84

18,57

1 602,62

135,15

доведені нерозроблені

18,81

10,38

111,33

75,56

ймовірні

35,16

19,06

208,07

138,76

видобуток вуглеводнів у 2015-2016 рр.

28,31

1,64

167,54

11,91

приріст запасів вуглеводнів у 2015-2016 рр.

8,36

0,87

49,49

343,91

Запаси станом на 31.12.2016

304,87

47,24

1 803,95

719,1

Ресурси станом на 01.01.2016 3

211.7

98.8

1 252.4

719.1

Єгипет

5000

-13,5% -7,9% 1 737

2014

1 300

2015

2016

4 З метою коректного відображення тенденцій видобутку, обсяги видобутку Укрнафти наведені за весь 2014 та 2015 роки 5 Обсяг включає компенсаційну та прибуткову частку Нафтогазу (див. ст. 124 опис Проекту Єгипет). Загальний валовий обсяг видобутку природного газу в межах проекту складає: 192 млн куб. м за 2015 рік; 178 млн куб. м за 2016 рік

У 2016 році обсяг видобутку природного газу зменшився порівняно з 2015 роком на 0,8% внаслідок падіння обсягів видобутку Укрнафти, що стало результатом високого рівня виснажених та важковидобувних запасів: більшість родовищ знаходяться на завершальній стадії експлуатації. Внаслідок відсутності нових спеціальних дозволів на користування надрами та скорочення експлуатаційного і пошуково-розві‑ дувального буріння обмежений приріст запасів вуглеводнів. Укргазвидобування, навпаки, досягло приросту видобутку в 2016 році, що стало результатом впровадження низки організаційних та технологічних заходів: збільшення обсягів експлуатаційного буріння, проведення оптимізації процесу розробки родовищ, збільшення кількості свердловино-опе‑ рацій з інтенсифікації видобування вуглеводнів, зокрема гідророзривів пластів, операцій з використанням койлтюбін‑ гової техніки та іншого. У 2016 році команді фахівців Укргаз‑ видобування вдалося зупинити падіння обсягів видобутку газу та розпочати його впевнене нарощування.

Обсяги реалізації природного газу, млн куб. м

Група

18000

3 До складу ресурсів не включені ресурси групи у розмірі 197,0 млрд куб м газу та 17,2 млн т нафти, а саме: ресурси розташовані на тимчасово анексованій території Чорноморнафтогазу (газ 92,3 млрд куб м) та Нафтогазу (газ 36,2млрд куб м, нафта 2,0 млн т); ресурси Нафтогазу розташовані в зоні АТО (газ 68,6 млрд куб м, нафта 15,2 млн т). Для переводу обсягів нафти і газового конденсату в барелі використано коефіцієнт 7,28 за 1 метричну тону нафти Для переводу обсягів природного газу в нафтовий еквівалент використано коефіцієнт 169 куб.м на барель Джерела: Звіт з оцінки доведених, ймовірних та можливих запасів вуглеводнів групи Нафтогаз, підготовлений компанією Ryder Scott Company станом на 31.12.2014. Звіт станом на 1 липня 2016 року оцінки запасів і виручки та умовних ресурсів на деяких родовищах Укрнафта підготовлений компанією ДеГольєр енд МакНотон.

Укргазвидобування Укрнафта Концесійна угода в Єгипті6

CAGR -0,7%

15000 13 412

13 233

13 185

12000 1,4% 9000 12 820 6000

108

1 503

13 003

13 412

-44,5%

3000

-7,9% 0 6

291

2014

2015

Обсяг реалізації прибуткової частки Нафтогазу

161

2016

Видобуток природного газу в рамках концесійної угоди в Єгипті у 2016 році зменшився внаслідок поступового падін‑ ня видобувних можливостей газоконденсатних свердловин та затримки у будівництві газокомпресорних установок. Обсяги реалізації природного газу в 2016 році порівняно з 2015 роком зросли на 0,4% за рахунок збільшення обсягів видобутку природного газу Укргазвидобуванням. Протягом 2014-2016 років Укргазвидобування здійснювало реаліза‑ цію всього обсягу товарного природного газу Нафтогазу. Відповідно до Закону України «Про ринок природного газу» Кабінет Міністрів України затвердив Положення про покладання спеціальних обов’язків на суб’єктів ринку природного газу (Положення)7, згідно з яким Укргазвидобу‑ вання визначено суб’єктом ринку природного газу, на якого покладено виконання спеціальних обов’язків з реалізації всього обсягу товарного газу Нафтогазу для формування ресурсу природного газу для населення та виробників те‑ плової енергії для побутових споживачів. Порядок продажу та ціна природного газу визначається цим Положенням. Укрнафта більшу частину природного газу власного видо‑ бутку використовує для виробництва аміаку (див. сегмент «Переробка сирої нафти і газового конденсату»). Партнери в межах спільної діяльності продали іншу частину природ‑ ного газу видобутку Укрнафти. Природний газ, видобутий в рамках концесійної угоди, реалізується Єгипетській генеральній нафтовій корпорації (ЄГНК). Умовами концесійної угоди передбачено наступний розподіл продукції: • 25% від видобутих та накопичених з усіх виробничих ділянок вуглеводнів спрямовуються щоквартально На‑ фтогазу для відшкодування витрат на розвідку і розроб‑ ку (компенсаційна частина); • 75% від видобутих та накопичених з усіх виробничих ділянок вуглеводнів розподіляються залежно від обсягів виробництва. Частка Нафтогазу коливається в межах від 15% до 19% (прибуткова частина). Різницю в обсягах видобутку та реалізації природного газу складають обсяги газу, використаного видобувними під‑ приємствами на виробничо-технологічні втрати і витрати, власні потреби, а також обсяги газу, видобутого в рамках виконання договорів про спільну діяльність. Доходи групи за сегментом виробництва природного газу включають доходи від реалізації природного газу, а також дохід від надання послуг з видобутку природного газу. Загальний дохід сегмента у 2016 році збільшився порівняно з 2015 роком на 145% в основному за рахунок зростання ціни реалізації та обсягу реалізації природного газу видо‑ бутку Укргазвидобування. Зростання ціни на газ власного видобутку та приведення її до рівня імпортного паритету відбулося в рамках продовження реалізації реформи газо‑ вого ринку. Як результат, ціна продажу газу для Укргазви‑ добування зросла з 1 590 грн за тис. куб. м (без ПДВ) до 4 849 грн за тис. куб. м (без ПДВ)8 починаючи з 01.05.2016. Постанова КМУ від 01.10.2015 № 758 (зі змінами) зміни до Положення про покладання спеціальних обов’язків від 27 квітня 2016 року №315

109

РІЧНИЙ ЗВІТ

ЧОГО МИ ДОСЯГЛИ

Водночас на доходи сегмента негативно вплинуло скоро‑ чення обсягів реалізації газу Укрнафтою, що призвело до скорочення доходів за сегментом на 1 027 млн грн, а також зменшення ціни реалізації газу Укрнафтою на 406 млн грн (доходи Укрнафти за 2015 рік включені за період після відновлення контролю, тобто з 22.07.2015 до 31.12.2015 року). Якщо б дані Укрнафти було включено до звітності групи за повний 2015 рік, скорочення доходів склало б 1 984 млн грн.

Дохід від реалізації природного газу, млн грн 60000

50000

40000

CAGR 163,8% 52 007

Укргазвидобування Укрнафта Концесійна угода в Єгипті в тому числі продаж іншим сегментам всередині групи

2016

Від сегмента виробництва природного газу в 2016 році група отримала прибуток у розмірі 15 298 млн грн, що майже в 7 разів вище за результат 2015 року. Зростання ціни та обсягу реалізації природного газу видобутку Укргазвидобування сприяло покращанню результату сегмента на 30 809 млн грн. Водночас зростання ціни реалізації та відповідне зростання рентних платежів зменшило результат сегмента на 15 281 млн грн. З 1 квітня 2016 року ставка рентної плати на газ зменшилася з 70% до 50% від ціни реалізації газу. Однак за рахунок зростання ціни реалізації газу для Укргазвидобування, у 2016 році рентна плата за 1 тис. куб. м збільшилась на 118% порівняно з 2015 роком (з 1 113 грн за тис. куб. м до 2 424,5 грн за тис. куб. м). Також зростання амортизаційних нарахувань в результаті перео‑ цінки основних засобів станом на 31.12.2015 зменшило результат сегмента на 2 624 млн грн.

30000

171,4%

51 064

Вплив на результат сегмента, млн грн

21 198 20000

30 725

35000

(15 281)

30000 10000

7 474

-62,1%

18 816

7 474 0

25000

-7,1% 2 307

874

20000 69

2014

2015

2016

15000

4 685

16 362

49 020

10000

Середньозважена ціна продажу газу Укргазвидобування для формування ресурсу природного газу для побутових споживачів та виробників теплової енергії для населення

з 01.01.2014 до 31.12.2014 Середньозважена ціна за 2014 рік з 01.01.2015 до 31.03.2015 з 01.04.2015 до 31.12.2015 Середньозважена ціна за 2015 рік з 01.01.2016 до 30.04.2016 з 01.05.2016 до 31.12.2016 з 01.05.2016 до 31.12.2016 Середньозважена ціна за 2016 рік

грн/тис. дол./тис. куб. м куб. м (без ПДВ) (без ПДВ) 349 349 29,38 349 1 590 1 276 58,43 1 590 4 849 4 849 3 770 147,55

Результат сегмента, млн грн 589,7%

20000 15000

15 298

10000 5000 2 218

0 -5000

(3 861)

2014 110

2015

2016

5000 0

(2 624)

2 218

2015 рік

Збільшення обсягу реалізації

80000

30000

2016 рік

Активы ROA 23%

70000

40000

15 298

2218

Активи, млн грн

50000

Інше

Збільшення Зростання рентної амортизаційних плати відрахувань

Збільшення ціни реалізації

Активи

60000

175

-9%

77 112 67 173

44 839

20000 10000 0

2014

2015

2016

Активи групи у сегменті виробництва природного газу у 2016 році зменшились порівняно з 2015 роком на 12,9%. Близько 11% всього падіння припадає на зменшення варто‑ сті основних засобів порівняно з 2015 роком та на змен‑ шення суми авансів з податкових платежів на 1,3%. Зміна вартості основних засобів відбулась за рахунок амортизації нарахувань. Показник рентабельності активів сегмента збільшився в 2016 році порівняно з 2015 роком на 20%. Головним чином, це збільшення пов’язано зі значним покращенням резуль‑ тату сегменту в зв’язку зі збільшенням цін реалізації, а також зменьшенням вартості активів в 2016 році за рахунок амортизаційних відрахувань.

ВИРОБНИЦТВО СИРОЇ НАФТИ І ГАЗОВОГО КОНДЕНСАТУ Група Нафтогаз видобула близько 90% усієї нафти та газо‑ вого конденсату в Україні у 2016 році. Провідним підприєм‑ ством групи з видобутку нафти та газового конденсату є Укрнафта, з часткою у загальному видобутку України 68%. Укргазвидобування з обсягом видобутку нафти та конден‑ сату більше 21% посідає другу позицію за видобутком в Україні. На території України видобуток нафти та газового конденсату здійснюється підприємствами групи на родови‑ щах, які розташовані у Полтавській, Чернігівській, Сумській, Харківській, Дніпропетровській, Львівській, Івано Франків‑ ській та Чернівецькій областях.

нафти та газового конденсату Укргазвидобування спрямовує на виробництво нафтопродуктів з використанням власних виробничих потужностей. Результат від виробництва та реалізації нафтопродуктів Укргазвидобування відображено у сегменті переробки сирої нафти і газового конденсату та торгівлі нафтопродуктами.

Валовий обсяг видобутку нафти та газового конденсату, тис. т 3000 2500

Також група Нафтогаз отримує близько 3% свого видобутку нафти на території Арабської Республіки Єгипет у рамках концесійної угоди.

CAGR -8,3%

Укргазвидобування Укрнафта9 Концесійна угода в Єгипті10 2 523 2 305 533 511

2000

Основні результати

1500

За сегментом видобування нафти та газового конденсату результати діяльності за 2016 рік демонструють загальну тенденцію до зниження обсягів видобутку. В цілому по групі Нафтогаз видобуток нафти та конденсату скоротився на 8%, що було зумовлено зменшенням конденсатного фактору на основних газоконденсатних родовищах, що розробляються, та обводненням діючих свердловин. Найбільше скорочення видобутку нафти та конденсату, на 9,1%, відбулося в Укрна‑ фті, що обумовлено природним виснаженням свердловин і недостатнім рівнем інвестицій в обслуговування, модерніза‑ цію обладнання та буріння. Скоротилися обсяги видобутку нафти та конденсату Укргазвидобування. Обсяги видобутої

1000

2 121 482

-9,1%

1 888 1 671

1 518

-1,5%

500 0

-5,7%

102

123

121

2014

2015

2016

З метою коректного відображення тенденцій видобутку, обсяги видобутку Укрнафти за 2014 – 2016 роки 10 Обсяг включає компенсаційну та прибуткову частку Нафтогазу (див. ст. 124 опис Проекту Єгипет). Загальний валовий обсяг видобутку нафти в межах проекту складає: 263 млн куб. м за 2014 рік; 319 млн куб. м за 2015 рік; 313 млн куб. м за 2016 рік 9

111

РІЧНИЙ ЗВІТ

ЧОГО МИ ДОСЯГЛИ

скорочення виручки Укрнафти та виникнення дефіциту грошо‑ вих коштів від операційної діяльності для покриття виробничих витрат, пов’язаних з видобутком нафти та сплатою обов’язкових платежів і рентної плати. Дефіцит обігових коштів та дії попе‑ реднього менеджменту Укрнафти призвели до формування податкового боргу та нарахування штрафних санкцій у 2015-2016 роках (збитки від штрафних санкцій за 2016 рік складають 2 798 млн грн). Також на формування збитку сегмента у 2016 році вплинуло нарахування резерву під знецінення сумнівної дебі‑ торської заборгованості, яка виникла у 2014-2015 роках, у розмірі 6 610 млн грн. Ця дебіторська заборгованість здебільшого була сформована Укрнафтою до дати відновлення контролю Нафтога‑ зом. Укрнафта та Нафтогаз мають обмежану можливість стягнути дебіторську заборгованість. Крім того, високі ставки рентної плати за видобування нафти (з покладів, які повністю або частково залягають на глибині до 5 000 м у розмірі 45% та 21% для обсягів, видобутих на глибині понад 5 000 м) негативно вплинули на здатність групи отримува‑ ти прибуток від цього сегмента діяльності. Наприкінці 2016 року були внесені зміни до Податкового кодексу в частині визначення розміру рентної плати за видобуток нафти, які встановлюють розмір ставки рентної плати за видобуток

Вплив на результат сегмента, млн грн 7 494

6000

Активи групи в сегменті виробництва сирої нафти та газового конденсату в 2016 році зменшилися порівняно з 2015 роком на 10%. На загальне зниження в основному вплинуло зменшення суми торгової дебіторської заборгованості порівняно з 2015 роком на 41%, що пов’язано з нарахуванням резерву сумнівних боргів. Показник рентабельності активів сегментa зменшився в 2016 році порівняно з 2015 роком на 36%. Це зменшен‑ ня пов’язано, з погіршенням результатів сегмента через зменшення виручки від реалізації нафти, внаслідок падіння світових цін. В той же час зменшення суми дебіторської заборгованості завдяки нарахуванню резерву на знеці‑ нення (див. вище) мало позитивний вплив на показник рентабельності активів.

15000

5000

(1 234)

-6000

12000

Обсяг реалізації нафти та газового конденсату, тис. т 2000

10000

CAGR 545,7%

Укрнафта11 Концесійна угода в Єгипті12

1 522

1500

1000

1 479 1 888

1 671 693

CAGR 498,9%

8% 3 424

2015

Збільшення обсягу реалізації

Зменшення Нарахування Формування забезпечень ціни резерву під штрафи реалізації сумнівних та пені боргів

зміни +/Інше

2016

2014

2015

2016

2218

11 478

Укрнафта Концесійна угода в Єгипті

11 143 88,5%

8000 6000

1 888

6 262 5 912

4000 -6,1%

2000

127,9%

649

500

Дохід від реалізації нафти та газового конденсату, млн грн

-8000

15 627

10000

(2 798)

-4000

рік, доходи групи Нафтогаз скоротилися б на 16,6% за рахунок зменшення ціни реалізації нафти на 12,2% та обсягів на 4,2%.

17 365

(6 766)

(1 340)

-2000

Обсяги реалізації нафти та газового конденсату зросли на 120% порівняно з 2015 роком, у зв’язку з включенням показників Укрна‑ фти до консолідованих результатів починаючи з 22.07.2015. Якщо б показники Укрнафти консолідувались з 01.01.2015, зменшення реалізації за сегментом виробництва сирої нафти та конденсату склало б 4,1%.

-8%

Активы ROA -43%

2000 0

Активи

20000

(6 610)

4000

нафти з 1 січня 2017 року для видобутку нафти з покладів, які пов‑ ністю або частково залягають на глибині до 5 000 м на рівні 29% та для обсягів, видобутих на глибині понад 5 000 м, – 14%. Разом з тим ставку рентної плати для видобутку газового конденсату не змінено і залишено на рівні 45% для обсягів, видобутих з покладів до 5000 м, 21% - з покладів на глибині залягання понад 5000 м.

Активи, млн грн

(2 278)

2016

320

350

329

2014

2015

2016

-2,3%

2014

2015

2016

533

Показники Укрнафти включені до консолідованих результатів з 22.07.2015 у розмірі 649 тис. т або 5 912 млн грн 12 Обсяг реалізації прибуткової частки Нафтогазу 11

112

Доходи за сегментом виробництва сирої нафти та конденсату в 2016 році порівняно з 2015 роком зросли на 83,3%, що пов’язано з включенням до звітності показників Укрнафти з дати відновлення контролю. Якщо б дані Укрнафти було включено за повний 2015

За сегментом виробництва сирої нафти і газового конденсату в 2016 році група Нафтогаз отримала збиток, який у 5 разів переви‑ щив показник 2015 року. Збитковість сегмента пов’язана в першу чергу з падінням світових цін на нафту з рівня 98 дол. за барель у середньому за 2014 рік до 34 дол. за барель на початок 2016 року. Середня ціна реалізації нафти Укрнафти у 2016 році склала 7 592,9 грн без ПДВ за тонну або 1 043,0 грн за барель (в еквіваленті 40,82 дол.), яка на 1 577 грн або на 21% менше за середню ціну 2015 року (9 113 грн без ПДВ за тонну або 1 252 грн за барель (в еквіваленті 57,3 дол.). Суттєве падіння цін на нафту призвело до

113

РІЧНИЙ ЗВІТ

ЯК ВИДОБУВАЮТЬ ГАЗ

2016

ПОШУКИ, ВИДОБУВАННЯ ТА ПЕРЕРОБКА ГАЗУ

1. ГЕОЛОГОРОЗВІДКА

2. ПОШУКОВЕ БУРІННЯ У середньому лише одна з трьох пошукових свердловин знаходить нове родовище. Вартість пошукової свердловини складає 2-3, а подекуди й більше 10 млн дол.

Геологічні дослідження проводяться для виявлення ділянок, де можуть бути нові родовища. 90% бюджету геологорозвідувальних робіт припадає саме на сейсмічні дослідження.

8. ТРАНСПОРТУВАННЯ ГАЗУ З місця видобутку до регіонів використання газ транспортують магістральними газопроводами.

НЕОЧИЩЕНИЙ ГАЗ

КОМПЕНСАТОР

ОЧИЩЕНИЙ ГАЗ ТОВАРНИЙ ГАЗ

КОНДЕНСАТ

НИЗЬКОТЕМПЕРАТУРНИЙ СЕПАРАТОР

СЕЙСМІЧНІ ВІБРАТОРИ

ПОШУКОВА СВЕРДЛОВИНА СТАБІЛІЗАТОР КОНДЕНСАТУ

УСТАНОВКА КОМПЛЕКСНОЇ ПІДГОТОВКИ ГАЗУ (УКПГ)

УСТАНОВКА З ОСУШУВАННЯ ГАЗУ

3. ЕКСПЛУАТАЦІЙНЕ БУРІННЯ Експлуатаційні свердловини бурять для розробки відкритого родовища. Вартість свердловини залежить від глибини та коливається від 2-3 до 10 млн дол.

4. РЕМОНТ СВЕРДЛОВИН Для безперебійного та безаварійного видобутку свердловини регулярно перевіряють та ремонтують.

5. ІНТЕНСИФІКАЦІЯ ВИДОБУТКУ Дотискувальні компресорні станції (ДКС) підтримують необхідний для видобутку тиск на завершальній стадії розробки родовища. Більшість родовищ в Україні істотно виснажена. 114

СЕПАРАТОР ПРОДУКЦІЇ

БУРОВИЙ МАЙДАНЧИК

КАПІТАЛЬНИЙ РЕМОНТ СВЕРДЛОВИН

ЕКСПЛУАТАЦІЙНА СВЕРДЛОВИНА

КОЙЛТЮБІНГОВА УСТАНОВКА

ДОТИСКУВАЛЬНІ КОМПРЕСОРНІ СТАНЦІЇ

6. РОЗРОБКА РОДОВИЩА

7. ПІДГОТОВКА ГАЗУ

Крізь свердловину на поверхню виходить суміш газів (метан, етан, пропан і т. д.), газового конденсату, пластової води та інших мінеральних домішок. Далі цю суміш очищують і розділяють на компоненти.

Кінцевими продуктами переробки суміші в установці комплексної підготовки газу (УКПГ) є сухий природний газ та газовий конденсат. 115

РІЧНИЙ ЗВІТ

ЧОГО МИ ДОСЯГЛИ

2016

Міжнародні експерти підтверджують можливість досягнення цілей стратегії 20/20

УКРГАЗВИДОБУВАННЯ

116

Компанія планує до 2020 року вкласти 3 млрд дол. у закупівлю та модерніза‑ цію бурових верстатів, а також у за‑ лучення зовнішніх сервісних компаній для буріння 90 свердловин протягом 2017‑2019 років та проведення відповід‑ них робіт на своїх родовищах.

Укрбургаз ЗБП (Зовнішній буровий підрядник) 600

400

2020

2019

2018

2017

2016

2015

2014

2013

2011

2012

2010

2009

2008

2007

2006

2004

200

Джерело: Укргазвидобування

Витрати до 2020 млрд дол.

18,3 16,2

14,5

14,7

15,2

Ефект 2016-2020 млрд куб. м

Нові родовища

1,6

6,0

Існуючі родовища

1,4

7,0

Інтенсифікація

0,2

5,9

Оптимізація тисків

0,1

2,6

Простої свердловини

0,1

5,1

Базовий рівень видобутку13

ВСЬОГО

0,514 58,0 3,9

55 розвід., 138 оцін. і 200 експл. свердловин Перша експл. свердловина в 2017 До 270 свердл. буде пробур. до 20’ (до 30% свердл. буде завершено за доп. ГРП) 25% пробур. аутсорсингом 250 ГРП (свердл.) до 2020 (потрібне значне залучення підрядників) Буде встановлено 60 міні компресорів Буде збудовано 8 нових ДКС і модернізовано 7 Більше 1 000 КРС до 2020 р. (вкл. до 200 КРС аутсорсингу)

Органічні витрати для підтримки існуючої інфраструктури

84,5

Фінансовий план УГВ Базовий рівень у межах +/-5% від оцінок Ryder Scott Примітки: фактори поправки для буріння на розроблених родовищах становлять 0,25, 0,25, 0,3, 0,3 і 0,5 для 2016-2020 років відповідно Джерело: УГВ, McКinsey, міжнародні фахівці

2015

2016

2017

2018

Укргазвидобування планує залучати зовнішніх підрядників для виконан‑ ня значних об’ємів робіт: капітальні ремонти свердловин та койлтюбінгові операції; операції ГРП; буріння; cейсміка та геофізика. Якщо враховувати тільки збільшення видобутку газу, то програма розвитку койл‑ тюбінгових технологій вже принесла країні 87 млн куб. м газу додатково, а до кінця 2017 року дасть ще 366 млн куб. м.

800

20,1 ВИДОБУТОК, МЛРД КУБ. М

Програма передбачає придбан‑ ня 30 нових бурових верстатів (до 2020 року), модернізацію 32 наявних (у 2016‑2018 роках) і буріння близько 660 нових свердловин (у 2016 – 71 сверд‑ ловина, у 2017 – 88 свердловин, у 2018 – 131 свердловина, у 2019 – 166 свердловин, у 2020 – 201 свердловина).

1000

2005

Протягом 2016 року Укргазвидобування, після майже трирічної паузи, відновило роботу флоту ГРП (на це пішло півро‑

шено розробку інвестиційної програми на 2017 рік, а також розпочато розробку моделі управління інвестиціями на базі оцінки економічної доцільності.

Обсяги буріння Укргазвидобування за 2000–2016 роки та прогнозні обсяги на 2017–2020 роки, тис. м

2002

У 2016 році Укргазвидобування анонсу‑ вало реалізацію кількох масштабних інвестиційних проектів. Це стосується закупівлі нового бурового обладнання й залучення підрядників для проведення операцій з гідророзриву пласта (ГРП).

В 2016 році в Укргазвидобуванні було сформовано та затверджено інвестицій‑ ну концепцію на 2016‑2020 роки, завер‑

2003

Враховуючи динаміку показників останніх років, Укргазвидобування має намір збільшити обсяги буріння на 24% уже в 2017 році до 240 тис. м. Нарощу‑ вання темпів буріння буде відбуватися за рахунок модернізації парку верста‑ тів, купівлі нових установок, а також залучення верстатів підрядників. За‑ міна та модернізація бурового облад‑ нання вже давно потрібні – середній вік бурового обладнання Укргазвидобу‑ вання становить 23 роки.

У вересні 2016 року провели пер‑ ші успішні операції ГРП. На окре‑ мих свердловинах отримали біля 50 000 куб. м газу на добу. Після закінчення очищення свердловин від розчину вони вийдуть на видобуток близько 80‑100 тис. куб. м на добу, що дозволить збільшити в перспективі річ‑ ний видобуток на 30‑36 млн куб. м на одній свердловині.

2001

Останні три роки обсяги буріння Укр‑ бургазу, найбільшого бурового підпри‑ ємства України, яке входить до складу Укргазвидобування, зростають. Так, приріст у 2015‑2016 роках склав 3,6% та 14,7% відповідно. Абсолютні показники за цей період склали 173,1 тис. м та 198,4 тис. м, хоча ще не досягли обсягів 2013 року (201,2 тис. м).

ку). Було відремонтовано обладнання, залучено команду кваліфікованих спеціалістів з країн Східної Європи, використано додаткове обладнання, щоб робити операції відповідно до найкращих світових практик.

2000

В 2016 році Укргазвидобуванню вдалося зла‑ мати негативний тренд падіння видобутку українського газу. Найпотужніша видобувна компанія за результатами 2016 року видобу‑ ла 14,60 млрд куб. м, що на 0,5% більше, ніж минулого року (14,53 млрд куб. м). Крім того, Укргазвидобування збільшило приріст запа‑ сів газу орієнтовно на 7 млрд куб. м, досягши загального показника у 276 млрд куб. м газу підтверджених запасів на 140 родовищах.

У 2016 році відремонтовано та запуще‑ но в роботу флот койлтюбінгу та ГРП, розпочато процес модернізації власного флоту бурових верстатів, проведено тендер на проведення 100 операцій ГРП (переможці – Tacrom, Бєларусьнєфть), започатковано практику аутсорсингу бурових сервісів (відкривається ринок для міжнародних компаній), розроблено стратегію розвитку бурового флоту та створено центр компетенції з буріння з фахівців міжнародних компаній. Крім того, усунено обмеження щодо видо‑

2019

2020

«Реформа корпоративного управління дозволила сформувати потужну команду менеджерів, покращити підбір професіоналів, запустити програми інтенсифікації та капремонту свердловин, закупівлі нової техніки, а також розпочати нарощування видобутку». Олег Прохоренко, голова правління Укргазвидобування.

В 2016 році Укргазвидобування наростило обсяги технічних робіт • Збільшення обсягів буріння на 25 тис. м до 198 тис. м (+14% до 2015 року); • Cпоруджено 70 нових свердловин (+11% до 2015 року); • Отримано 13 нових ліцензій (вперше за останні роки); • 9 комплексів койлтюбінгу (нуль у 2015 році); • Виконано 233 капітальні ремонти свердловин та 120 операцій койлтюбінгу; • Нарощено більше 7 млрд куб. м запасів та більше 11 млрд куб. м ресурсів; • Споруджено 1 нову ДКС та закінчується будівництво 4 нових ДКС. Відремонтовано ключові елементи наземної інфраструктури; • Запущено програму 3D моделювання родовищ. 117

РІЧНИЙ ЗВІТ

ЧОГО МИ ДОСЯГЛИ

Укргазвидобування розпочало програму інтенсифікації, але через політичні та корупційні втручання в діяльність компанії повномасштабне впровадження програми блокувалося. Крім того, в 2016 році було розірвано три угоди зі спільної діяльно‑ сті. Цей процес з різних причин не був завершений, тому в 2017 році планується продовжити розірвання договорів.

бування на Шебелинському родовищі, відбувається модернізація ДТС, будів‑ ництво установок з осушки газу, а також укладено рамочні договори на обслуго‑ вування компресорних агрегатів, у першу чергу Solar Turbines. Програма розвитку Укргазвидобування матиме велике значення для всього нафтогазового ринку України. Лібера‑ лізація ринку дозволить країні відкрити інвестиційний потенціал та залучити іноземні інвестиції, технології у видобув‑ ну галузь. У 2016 році Укргазвидобування значно підсилило компетенції геологічної функ‑ ції: створено компетенцію управління резервуарами, встановлено програм‑ но‑апаратні комплекси для моделювання резервуарів Petrel, Eclipse, Techlog, розпочато проведення 3D сейсморозвід‑ ки та створення геологічних моделей для великих родовищ. Крім того, розпочато геолого‑технічний аудит усього фонду свердловин та розблоковано видачу нових спецдозволів. Упродовж 2016 року було створено но‑ вий підрозділ УГВ‑Сервіс, де консолідо‑ вано функції інтенсифікації та ремонтів, а також створена служба контролю буріння.

Економічний ефект У 2016 році компанія мала значні досягнення у сфері управління внутріш‑ німи фінансами. Укргазвидобування стало платником податків №1 в Україні, сплативши 38,6 млрд грн до бюджету України в 2016 році (близько 5% бюдже‑ ту). Крім того, вдалося уникнути дефолту кредитної лінії та повернути 380 млн грн із замороженого депозиту. Раніше залу‑ чені кредити було погашено зі значним 118

дисконтом, а поточні рахунки повністю переведено до державних банків. Для того, щоб зробити продажі мак‑ симально конкурентними та залучити якомога більше міжнародних трейдерів, службою реалізації Укргазвидобування було впроваджено відкриті конкурси та прямі контракти на експорт нафтопродук‑ тів, «електронну чергу» та продаж через електронні біржові аукціони. Ця стратегія дозволила поступово зни‑ зити дисконти до цін хабу, які компанія отримувала, послідовно підвищуючи ціну експорту для Укргазвидобування. Це та‑ кож дозволило вийти на прямі відносини з світовим гігантом Vitol Group. Реформи системи закупівель та продажу продуктів Укргазвидобування дозволили залучити першокласні світові компанії, які можуть постачати високоякісне обладнан‑ ня та послуги напряму.

Реформування компанії та галузі Cумарний ефект від вже проведених комплексних реформ та трансформації бізнес‑процесів Укргазвидобування склав у 2016 році близько 4,1 млрд грн. Така економія стала можливою завдяки прозорості та конкурентності закупівель – близько 2 млрд грн, підвищенню доходів від переходу до конкурентних продажів продуктів переробки та модернізації до стандартів Євро 4, 5 — 866 млн грн, підвищенню продуктивності робіт (буріння, ремонтів), пришвидшенню запуску нових свердловин, реструктуризації позик, покращенню фінансової дисципліни, перегляду угод попередніх періодів з не‑ ринковими умовами тощо.

Проблеми та шляхи їх вирішення На жаль, у 2016 році компанії не вдало‑ ся досягти усіх поставлених цілей. Так,

Через складні бюрократичні механізми процес видачі ліцензій на нові площі роз‑ тягнутий у часі, що впливає на швидкість реалізації стратегії компанії. На ранніх стадіях видобутку робота газовидобувних компаній абсолютно заблокована через труднощі з юридичним оформленням зе‑ мельних відносин. 70% земель в Україні – сільськогосподарські, а тому без пере‑ ведення їх у інший режим використання легально працювати неможливо. На жаль, початкові стадії роботи із розвідки та буріння не завжди закінчуються успіхом, тому на цій стадії недоречно переводити землі із сільськогосподарських у інший режим використання. Зростання видо‑ бутку газу – стратегічна мета для України. Сьогодні складність відведення землі «коштує» Україні близько 1 млрд куб. м невидобутого газу на рік, який змушені заміняти імпортом. Для створення сприятливого законо‑ давчого та регуляторного середовища необхідно затвердити сучасні правила розробки нафтогазових родовищ, мати комплексний та оновлений Кодекс про надра, проводити ефективну фіскальну політику, забезпечити наявність сучасних гравців та послуг на нафтогазовому ринку, а також справедливу оцінку запасів згідно міжнародних стандартів.

Якщо деталізувати плани компанії на 2017 рік за конкретними напрямками, то вони будуть такими:

ГЕОЛОГІЯ

ІНТЕНСИФІКАЦІЯ ТА ПІДВИЩЕННЯ РОБОЧОГО ЧАСУ СВЕРДЛОВИН

ПРОВЕДЕННЯ 3D-СЕЙСМІКИ 17 РОДОВИЩ (БІЛЬШЕ 1,5 ТИС. КВ. М), ПОБУДОВА ГІДРОДИНАМІЧНИХ МОДЕЛЕЙ КЛЮЧОВИХ РОДОВИЩ, ПОБУДОВА ФУНКЦІЇ МЕНЕДЖМЕНТУ РЕЗЕРВУАРІВ, ЗАКУПІВЛЯ АПАРАТНОГО ТА ПРОГРАМНОГО ЗАБЕЗПЕЧЕННЯ ДЛЯ МОДЕЛЮВАННЯ ТА ІНТЕРПРЕТАЦІЇ ГЕОДАНИХ, ПЕРЕОСНАЩЕННЯ ГЕОФІЗИЧНОЇ ФУНКЦІЇ

ПРОВЕДЕННЯ МАСШТАБНОЇ ПРОГРАМИ ОПЕРАЦІЙ З ГРП, ЗАКУПІВЛЯ ВЕРСТАТІВ ДЛЯ КАПІТАЛЬНОГО РЕМОНТУ СВЕРДЛОВИН, ПРОВЕДЕННЯ 250+ ОПЕРАЦІЙ КРС ВЛАСНИМИ СИЛАМИ ТА ІЗ ЗАЛУЧЕННЯМ ЗОВНІШНІХ ПІДРЯДНИКІВ, ЗАПРОВАДЖЕННЯ ПЕРФОРАЦІЙ (ДЛЯ ПЕРЕХОДУ НА НОВІ ГОРИЗОНТИ ТА ОСВОЄННЯ) НА ДЕПРЕСІЇ

БУРІННЯ ОБСЯГ БУРІННЯ МАЙЖЕ 400 ТИС. М, В ТОМУ ЧИСЛІ 150 ТИС. М ЗА РАХУНОК ЗАЛУЧЕННЯ ЗБП, МОДЕРНІЗАЦІЯ 17 БУРОВИХ ВЕРСТАТІВ ВЛАСНОГО ФЛОТУ, ПРОВЕДЕННЯ ТЕНДЕРІВ НА ЗАКУПІВЛЮ 30 НОВИХ БУРОВИХ ВЕРСТАТІВ, ПРОВЕДЕННЯ ЗАКУПІВЛІ БУРОВИХ СЕРВІСІВ ДЛЯ ВЛАСНОГО ФЛОТУ ТА ЗОВНІШНЬОГО ПІДРЯДНИКА – ДОЛОТНИЙ,БУРОВИХ РОЗЧИНІВ, ЦЕМЕНТУВАННЯ ТОЩО

В сфері видобування природного газу залишаються чинними декілька регу‑ ляторних документів, які уже застаріли та стримують розвиток галузі. Напри‑ клад, «Збірник розцінок на геофізичні дослідження і роботи в свердловинах на нафту і газ» Нафтогазу, затвердже‑

– запровадження сприятливого та конкурентного фіскального режиму для greenfield проектів; – забезпечення проведення прозорих конкурсів на нові ліцензії; – завершення реформування ринку природного газу. Укргазвидобування ініціювало ряд заходів щодо дерегуляції нафтогазової галузі.

ний у середині 2000‑х років. Розцінки, які були встановлені за курсу 5 грн за дол., вже давно не відповідають економічним реаліям. Це призводить до того, що Укргазвидобування не може контрактувати сторонніх підряд‑ ників геофізичних робіт за ринковими

Актуальні законодавчі проблеми в роботі Укргазвидобування та можливі шляхи їх вирішення Проблеми 1. Значні строки відведення земельних ділянок (до 2 років) 2. Простої бурового обладнання через відсутність дозволу на зняття родючого ґрунту – втрата у 2015 році 43 млн куб. м газу

У 2016 році Укргазвидобування подало заявки на видачу 36 ліцензій на нові площі, прийнято позитивне рішення щодо 18 (от‑ римали – 13 ліцензій). Ключовими проблемами, які потрібно вирішувати невідкладно є:

2016

Можливі шляхи їх вирішення - Дерегуляція у нафтогазовій галузі – прийняття законопроекту №3096 - Спрощення процедури відведення земельних ділянок. - Відведення земельних ділянок державної власності під буріння свердловин. - Зняття заборони на зміну цільового призначення земель приватної власності сільськогосподарського призначення

НАЗЕМНА ІНФРАСТРУКТУРА БУДІВНИЦТВО ПЕРШОЇ СТУПЕНІ ЧЕРВОНОДОНЕЦЬКОЇ ДКС, МОДЕРНІЗАЦІЯ ЧИ БУДІВНИЦТВО 10 ДКС, ВПРОВАДЖЕННЯ КОМПЛЕКСНОЇ ПРОГРАМИ АВТОМАТИЗАЦІЇ РОБОТИ СВЕРДЛОВИН ТА ПРОГРАМИ ВСТАНОВЛЕННЯ МІНІ-КОМПРЕСОРІВ ДЛЯ ОПТИМІЗАЦІЇ ТИСКІВ

цінами. (На додаток до власних заста‑ рілих потужностей філії Укргазпромгео‑ фізика, які зараз модернізуються.) А це у свою чергу стримує розвиток галузі – підрядники не мають стимулу онов‑ лювати чи завозити обладнання. Як результат, існуючі державні геофізичні підприємства повільно вмирають – Укргеофізика, Полтавське управління геофізичних робіт. Укргазвидобування запропонувало Кабміну скасувати цей «Збірник розцінок». Це дозволить компанії фактично створити новий ринок геофізичних послуг – залу‑ чити в галузь інвестиції, суттєво збільшити обсяги геофізичних робіт, підвищити швидкість та ефективність таких робіт.

Плани компанії на 2017 рік Найважливіші завдання Укргазвидобуван‑ ня на 2017 рік. 1. Наростити власний видобуток газу на 400-600 млн куб. м до 15‑15,2 млрд куб. м.

Децентралізація ренти - введення в дію норм законопроекту №3038 щодо розподілу 5% ренти в місцеві бюджети

2. Розгорнути повномасштабну програму інтенсифікації видобутку (в т.ч. ГРП).

Через договори спільної діяльно- Підтримка подальшого розірвання сті компанія у 2016 році недоотри- договорів СД мала 369 млн куб. м

4. Розгорнути повномасштабну про‑ граму розвитку бурових потужностей (модернізація власного бурового флоту, залучення міжнародних бурових підрядників та ін.).

Затримка у видачі спецдозволів (особливо проблематичним є погодження видачі спецдозволів обласними радами)

Застарілі норми, механізми та Розробка оновленого Кодексу про правила розробки родовищ, які не надра та прийняття нової редакції відповідають сучасним реаліям правил розробки родовищ

3. Отримати 49 ліцензій на нові площі.

5. Повністю освоїти програму капітальних інвестицій на 2017 рік. 119

РІЧНИЙ ЗВІТ

КАРТА РОДОВИЩ УКРГАЗВИДОБУВАННЯ

2,2

з обсягом видобутку природного газу понад 300 млн куб. м у 2016 році, (понад 2/3 загального видобутку) Видобуток за 2016 рік, млрд куб. м Запаси станом на 31.12.2016 , млрд куб. м.

106,0

СХІДНИЙ НАФТОГАЗОВИЙ РЕГІОН 0,9 12,5 82%

2016

86%

0,8 10,6 56%

% відбору від початкових запасів Ділянки, на які отримано спеціальні дозволи Крайовий розлом (Дніпровсько-Донецька западина (ДДЗ))

0,8

0,4

81%

СУМСЬКА ОБЛАСТЬ 4,5

0,3

Куличихинське НГКР

31%

ЗАХІДНИЙ НАФТОГАЗОВИЙ РЕГІОН

Тимофіївське НГКР

4,3

0,4

81% 6,5

Яблунівське НГКР1 Комишнянське ГКР1

0,07 2,4 76% Свидницьке ГР

Хідновицьке ГР

0,3 2,7 93%

ЛЬВІВСЬКА ОБЛАСТЬ

ПОЛТАВСЬКА ОБЛАСТЬ

0,06 1,7 64% 0,08 0,5 99%

0,3

0,9

0,3 18,90,9 75%

1,0 93%

70%

Юліївське 0,8 НГКР 7,9 0,6 62% 0,4 11,7 86% 8,2 75% Березівське ГКР1

ХАРКІВСЬКА ОБЛАСТЬ

0,3 3,1 88% Машівське ГКР Зах.-Хрестищенське ГКР

Летнянське ГКР

95%

Котелевське ГКР1

0,08 2,4 87%

15,8

Мелихівське Медведівське ГКР ГКР Єфремівське ГКР Шебелинське ГКР Кегичівське ГКР

Більче-Волицьке ГР Кобзівське ГКР

0,13 1,1 97%

ЗАКАРПАТСЬКА ОБЛАСТЬ

ІВАНОФРАНКІВСЬКА ОБЛАСТЬ

Битків-Бабчинське НГКР

ЧЕРНІВЕЦЬКА ОБЛАСТЬ

ДНІПРОПЕТРОВСЬКА ОБЛАСТЬ

120

ДОНЕЦЬКА ОБЛАСТЬ

1 Родовища з покладами газу, що залягають на глибині понад 5000 м Oцінка Нафтогазу на основі запасів, підрахованих компанією Ryder Scott Company

121

РІЧНИЙ ЗВІТ

ЧОГО МИ ДОСЯГЛИ

УКРНАФТА

Виробничі результати в 2016 році У 2016 році Укрнафта зменшила видобуток нафти і конденсату на 9,1%, а газу – на 13,4%. Через критичну обмеженість фінансових ресурсів обсяги буріння скоротились на 89% порівняно з показником 2010 року. Проте компанія змогла стабілізувати вироб‑ ництво на рівні, що перевищує природне падіння видобутку, незважаючи на складну ситуацію з цінами на нафту та обмежені інвестиції. Це відбулося в першу чергу завдяки низці технічних заходів з інтенсифі‑ кації видобутку на існуючих свердловинах. На виробничі показники негативно вплину‑ ла також зупинка видобутку на Битків‑Ба‑ бченському та Леляківському родовищах, де працюють два спільних підприємства за участі Укрнафти. Згодом, в 1 кварталі 2017 року, виробництво на зазначених родовищах було відновлено.

Рентні платежі та податковий борг У 2016 році номінальна ставка рентної плати за видобуток нафти та конденсату становила 45% для свердловин глибиною до 5 тис. м та 21% для більш глибоких 122

свердловин. Через особливості податко‑ вого законодавства база для нарахування рентних платежів перевищувала фактичну ціну реалізації нафти та конденсату. Таким чином, за результатами 2016 року ефек‑ тивна ставка ренти для компанії становила 47%. Незважаючи на обмежений грошовий потік, Укрнафта в 2016 році сплатила 8,1 млрд грн податків, що перевищує на 52,8% показник 2015 року, коли компанія сплатила 5,3 млрд грн. Загалом на сплату податків компанія спрямувала 45% власно‑ го грошового потоку, 26% – на невідкладні виробничі витрати та інвестиції, 16% – на оплату праці та 12% – на оплату за нафто‑ продукти для забезпечення потреб мережі АЗС за перші чотири місяці 2016 року до зміни схеми роботи в роздрібному сегменті. Проте компанії не вдалося погасити податкову заборгованість перед дер‑

жавним бюджетом і борг перед мінори‑ тарними акціонерами. Якщо в 2015 році Укрнафта в повному обсязі виконала зо‑ бов’язання з дивідендів за 2011‑2014 роки перед мажоритарним акціонером, перерахувавши до державного бюджету 2,41 млрд грн, то в 2016 році дивіденди не виплачувалися. Компанія не змогла сплатити всі нарахова‑ ні податки через необхідність фінансувати невідкладні виробничі потреби, труднощі з оплатою з боку деяких бізнес‑партнерів та збільшення запасу нафтопродуктів. У ре‑ зультаті, станом на 31 грудня 2016 року, по‑ датковий борг компанії зріс на 3,1 млрд грн до 13,2 млрд грн. Рівень накопиченої податкової заборго‑ ваності та нарахованих забезпечень під можливі штрафи та пені є непідйомним і обмежує можливості компанії проводити модернізацію та розвиватись.

Середній видобуток нафти з конденсатом, тис. т на добу 6 2015 факт 2016 факт 2016 план прогноз (темп падіння 2015 рік) 5

Інвестиції Капітальні вкладення за 2016 рік становили 510 млн грн, що є одним з найнижчих по‑ казників за останні 10 років. У зв’язку з цим компанія прогнозує зниження показників видобутку в 2017 році. З метою забезпечення актуальності оцінки вартості активів у балансі компанії та визначення напрямів інвестування було проведено переоцінку активів станом на 31 грудня 2016 року. В результаті проведеної переоцінки активи компанії збільшились на 1,6 млрд грн. Також перед цим була проведена переоцінка запасів вуглеводнів станом на 31 грудня 2016 року із залу‑ ченням професійної компанії‑оцінювача DeGolyer and MacNaughton (США).

Проблема зі спецдозволами У 2017 році закінчується термін дії 9 ліцензій на ділянки Укрнафти, на яких видобуваєть‑ ся приблизно 20% річного обсягу видобутку нафти. Йдеться про Анастасіївське, Рибаль‑ ське, Артюхівське, Південно‑Панасівське, Липоводолинське і Коржівське родовища в Сумській області, Козіївське і Качалов‑ ське в Харківській, Заводівське у Львівській області. Держгеонадра відмовляються продовжу‑ вати ліцензії, посилаючись на наявність податкового боргу Укрнафти. У серпні 2016 року служба видала наказ про при‑ пинення дії трьох спецдозволів у зв’язку із заборгованістю Укрнафти з рентної плати. Видобування нафти на Леляківському ро‑ довищі було припинено у травні 2016 року, а на Битків‑Бабченському – в липні 2015 року. Призупинення дії 14 спецдозволів, яке ініціювали Держгеонадра, призведе до зниження обсягів видобування компанією вуглеводнів (з розрахунку 285 тис. т нафти з газовим конденсатом і 135 млн куб. м газу на рік).

01.15 02.15 03.15 04.15 05.15 06.15 07.15 08.15 09.15 10.15 11.15 12.15 01.16 02.16 03.16 04.16 05.16 06.16 07.16 08.16 09.16 10.16 11.16 12.16

Укрнафта, одна з найбільших нафтогазо‑ видобувних компаній країни, займається розвідкою, видобуванням, продажем вуглеводнів та переробкою газу. Компанія також володіє мережею заправних станцій і надає нафтопромислові послуги на території України. Підприємство складалася з шести видобувних підрозділів, трьох роз‑ відувальних і бурильних підрозділів, трьох газопереробних заводів, дослідницьких та допоміжних підрозділів і 537 заправних станцій. У 2016 році в Укрнафті працювало 25 117 осіб.

З огляду на це на початку 2016 року прав‑ ління компанії запропонувало в найко‑ ротші терміни провести досудову санацію підприємства. Такий механізм фінансового оздоровлення передбачає згоду кредиторів на реструктуризацію та погашення боргів і дозволяє компанії інвестувати та розвива‑ ти бізнес. Правління Укрнафти продовжує діалог та роботу над пошуком механізму вирішення цього питання.

Джерело: Укргазвидобування

Всього Укрнафта має 82 спецдозволи на видобування вуглеводнів.

Трансформація структури та бізнес‑процесів У 2016 році Укрнафта розпочала процес перебудови своїх систем управління операціями. Критичним елементом цих трансформацій є фундаментальна реформа системи управління поставками Укрнафти. Задля виконання цієї задачі з максимальною ефективністю Укрнафта запросила в рамках двомісячного пілотного консультаційного проекту компанію Crown Agents, глобального експерта з інституцій‑ ного розвитку та управління поставками. Основним завданням проекту є аналіз поточних процесів та потенційних можли‑ востей для реформування системи управ‑ ління поставками і запуску реорганізації закупівельних функцій за всіма напрямами діяльності Укрнафти. Ці рекомендації будуть базуватись на передовому досвіді аналогічних проектів, реалізованих як на міжнародному рівні, так і в Україні в приватному та державному секторах. Проект підтримується урядом Великої Британії через «Фонд ефективного управління» (Good Governance Fund), ке‑ рований DFID (Департамент міжнародного розвитку Великої Британії) та компанією PwC. У межах дослідження експерти Crown Agents провели аудит та надали свої рекомендації в таких напрямах як стра‑ тегія та планування ланцюжка поставок, інформаційні та ІТ‑системи (ERP – система планування ресурсів), процеси закупівель, організація та персонал, а також складу‑ вання і транспортування матеріалів. Реформована функція закупівель повинна підтримувати короткострокову бізнес‑ціль – інтенсифікацію видобутку нафти з існуючих свердловин, та довгострокову мету – подвоєння обсягів видобутку компанії протягом наступних 10 років. Оновлення системи закупівель є одним із топ‑10 трансформаційних проектів, розро‑ блених для реформування Укрнафти. В середині жовтня 2016 року компа‑ нія приєдналася до системи ProZorro. З 14 до 28 листопада 2016 року регіональні підрозділи Укрнафти розмістили заявки на електронні закупівлі в системі ProZorro на загальну суму понад 2,9 млн грн. Укрнафта провела навчання фахівців у сфері заку‑ півель із структурних одиниць в Полтав‑ ській, Сумській, Чернігівській, Львівській та Івано‑Франківській областях. Тренінги

2016

були організовані 7 і 15 листопада в Охтирці і Долині силами співробітників компанії та представників електронного майданчика zakupki.prom.ua. Укрнафта також планує реформувати свої бурові підрозділи. Проект передбачає оновлення парку бурових станків, оптиміза‑ цію управлінської структури та бізнес‑про‑ цесів, підвищення продуктивності праці та усунення дублюючих функцій. Укрнафта має 46 бурових станків, більшість з яких застарілі та мають незадовільні показники мобільності; 60% бурових уста‑ новок мають вік понад 20 років. Компанія планує придбати або орендувати 2 нові мобільні бурові установки та модернізувати 7 існуючих бурових станків. Технічна модер‑ нізація та організаційні заходи дозволять компанії бурити до 20 свердловин на рік. Проект реформування передбачає створення єдиної структурної одиниці, яка об’єднає Охтирське, Прилуцьке та Прикар‑ патське управління бурових робіт. Крім тех‑ нологічної модернізації та оптимізації сис‑ теми управління, план включає приведення чисельності персоналу у відповідність до поточних та майбутніх виробничих потреб. Співробітникам запропонують працевлаш‑ тування в інших структурних підрозділах компанії, професійну перепідготовку або можливість добровільно залишити компа‑ нію з відповідною компенсацією.

Плани на 2017 рік У 2017 році Укрнафта планує збіль‑ шити свою інвестиційну програму до 2,5 млрд грн, реінвестуючи всі кошти, отримані від зниження рентної плати на нафту до 29%. Більша частина інвестицій буде спрямова‑ на в буріння і видобуток для підтримування і модернізації основних виробничих систем, зокрема заміну зношених труб, капітальний ремонт свердловин, а також для підви‑ щення віддачі на існуючих свердловинах за рахунок установки ЕЦН, використання операцій заводнення й інших методів ін‑ тенсифікації видобутку. Крім того, компанія планує збільшити свої інвестиції в роздріб‑ ну торгівлю та ІТ‑системи. Ці інвестиції є критично необхідними для забезпечення базових виробничих потреб, безпеки праці та безаварійної роботи обладнання. Проте виконання інвестиційної програми буде залежати від домовлено‑ стей щодо механізму погашення податко‑ вої заборгованості.

123

2014 BIDDING ROUND

333

ЧОГО МИ ДОСЯГЛИ

329 202

240

198

228

289

213 140

131 195

322

172 207

268

138

195

252 344

133

214

220

54/88/123

301

300

346 278

216

206

101/137

218

205 231

283

181

B C

253

205 319

280

241

215

28/29/112/139

304

У 2006 році між Нафтогазом, Араб‑ ською Республікою Єгипет (АРЄ) та f Єгипетською генеральною нафтогазо‑ вою корпорацією (ЄГНК) було укла‑ дено концесійну угоду на розвідку та експлуатацію покладів нафти і газу на території Alam El Shawish East, Western Desert, що стало першим кроком у практичній реалізації інвестиційних проектів компанії на території АРЄ.

215

Ліцензійні ділянки Нафтогазу (ДП «Закордоннафтогаз»)

290

У 2010 році в рамках реалізації проекту розпочався комерційний видобуток вуглеводнів, завдяки чому було засноване спільне підприємство Petrosannan Company, яке забезпе‑ чує операційне управління проек‑ том відповідно до щорічної робочої програми, затвердженої акціонерами (Нафтогаз та ЄГНК).

Умовні позначення Ділянки Оренда на розвідку Оренда на розробку Зона обмежень Ділянки для аукціону

326

Єгипет EGYPT 7

Луксор

339

338 255

Асуан

124 8

РІЧНИЙ ЗВІТ

Упродовж 2016 року для дорозвідки родовищ концесійної території про‑ бурено 2 розвідувальні свердловини, що дало змогу відкрити нові поклади нафти. У порівнянні з 2015 роком вда‑ лося збільшити видобуток сирої нафти на 56 тис. барелів (7,6 тис. т), а комер‑ ційний видобуток нафти та газового конденсату за 2016 рік становив 2,3 млн барелів (313 тис. т). Станом на кінець 2016 року за раху‑ нок інвестицій Нафтогазу на конце‑ сійній 10 території пробурено 49 сверд‑ ловин, 38 із них розкрили поклади нафти і газу.

2016

250 North Tarek (311 square kilometres) Apache Oil Egypt (OP, 67 percent) Sinopec (33 percent) Awarded: May 2005 Expired/Renewal: May 2014

252 East Kanayes (72 square kilometres) IEOC (OP, 50 percent) EGPC (50 percent) Awarded: March 2012 Expired/Renewal: March 2032 253 El Fayum (1920 square kilometres) (El Fayum West) Merlon Petroleum El Fayum Company (OP, 100 percent) Awarded: July 2004 Expires: July 2016 254 West Wadi El Rayan 1, 2 and 3 (4,200 square kilometres) Petro Fayoum Company (OP, 100 percent) Awarded: October 2009 Expires: January 2033 255 Komombo (50 square kilometres) Dana Gas Egypt (OP, 25 percent) EGPC (50 percent) Sea Dragon Energy (25 percent) Awarded: December 2007 Expires: December 2027

Awarded: December 2006 Expired/Renewal: Decemb

285 Abu Sannan (1,130 square kilometres) Kuwait Energy (OP, 50 perc Dover Investments (28 perc Beach Petroleum (22 perce Awarded: June 2006 Expired/Renewal: June 201

286 Alamein – Yidma (582 square kilometres) El Hamra Oil Company (OP, 100 percent) Awarded: November 1963 Expires: August 2030 287 Alamein – Yidma (582 square kilometres) Apache (OP, 100 percent) Awarded: 2013

289 North El Amyria (1,000 square kilometres) RWE Dea (OP, 100 percent) Awarded: July 2006 Expires: July 2015

290 South Siwa (25,000 square kilometres) Al Thani Corp Ltd (OP, 100 p Awarded: January 2007 Expired/Renewal: Decemb

291 259 West Komombo West Kalabsha (23,640 square kilometres) (298 square kilometres) (A, B and C) Energean Egypt (OP, 70 per Khalda Petroleum (OP,Проект 100 percent)знахо‑ Karl Thomson Energy (20 p Загалом з початку розробки родо‑ у Східній Awarded: пустелі АРЄ. November 2008 Groundstar Resources (10 p Expires: November 2028 вищ концесійної території видобуто диться на стадії геологорозвідувальних Awarded: September 17 20 Expired/Renewal: Septemb 9,986 млн барелів (1,362 млн т) товар‑ робіт. 261 2014 Siwa (6,320 square kilometres) ної нафти з газовим конденсатом та Apache Oil Egypt (OP 33.5 percent) 299 14,864 млрд куб. футів (420 млн куб. м) Завдання на 2017 рік Tharwa Petroleum (50 percent) South Alamein Sinopec (16.5 percent) (1,423 square kilometres) ( газу. June 2004у 2017 році є ста‑ TransGlobe Egypt – Cepsa ОсновнимAwarded: завданням Expired/Renewal: June 2012 (OP, 100 percent) білізація видобутку нафти за рахунок Awarded: April 2007 Інвестиційні проекти South Expired/Renewal: April 201 264 механізованої експлуатації свердловин Theqah (1,760 square kilometres) Wadi El Mahareeth та Wadi El та будівництво нафтогазової інфра‑300 (North & North West) Mahareeth East Badr El Din IEOC (OP, 50 percent) структуриTharwa для Petroleum покращення комерційних (82.5 square kilometres) (50 percent) Apache Oil Egypt (OP, 67 pe Awarded: 2004 в 2017 році перед Інвестиційні проекти реалізують‑ показників. КрімJulyтого, Sinopec (33 percent) Expired/Renewal: July 2012 ся в рамках підписаних 07.02.2012 компанією стоять такі цілі: Awarded: April 2006 Expired/Renewal: April 201 265 концесійних угод на проведення Burullus Offshore • завершення інтерпретації даних 2D 301 пошуку та подальшої розробки (400 square kilometres) сейсморозвідки; East Ghazalat BP Egypt (OP, 100 percent) родовищ вуглеводнів між Арабською (366 square kilometres) Awarded: June 2005 Vegas Oil & Gas (OP, 50 perc Expired/Renewal: June 2014 Республікою Єгипет, Ganoub El-Wadi • визначення найбільш перспективних Transglobe Egypt (50 perce Holding Petroleum Company (GANOPE) об’єктів та місцеположення 4 сверд‑ North Petroleum (0 percen 266 Offshore блоках; Awarded: June 2007 та дочірнім підприємством Нафтогазу ловин West на Burullus концесійних Expired/Renewal: October (800 square kilometres) «Закордоннафтогаз» за ділянками Gaz de France Exploration Egypt – • спорудження 302 GDF Suez (OP,4 свердловин 50 percent) Wadi El Mahareeth (WM) та South Wadi West Obayed (910 square k Dana Petroleum (50блоці). percent) (по 2 на кожному Vegas Oil & Gas (OP, 70 perc Awarded: September 2005 El Mahareeth (SWM), розташованих Hellenic Petroleum (30 per Expired/Renewal: September 2013 Awarded: June 2007 Expired/Renewal: June 201 267 El Burg Offshore 303 (1,000 square kilometres) East Lagia (2,989 square ki (Offshore 1 and Offshore 2) Vegas Oil & Gas (OP, 100 pe Виконання умов концесійних угод протягом 2016 року: BG Egypt (OP, 70 percent) Awarded: November 2012 Petronas Carigali Overseas ‑ завершено 2D сейсморозвіудувальні роботи (30 таpercent) обробку даних Expires: November 2015 (3 100 пог. км); Awarded: July 2005 304 July 2013 ‑ завершено вивчення зони малих швидкостейExpired/Renewal: методом Up‑holes Block 12 El Qa’a Plain (1,824 square kilometres) 268 для блоку WM та (пробурено 16 Up‑hole свердловин, 7 свердловин (Block 1 and 2) North El Burg Offshore Dana Petroleum (OP, 27.5 p 9 свердловин для блоку SWM); (617 square kilometres) Petroceltic International BP Egypt (OP, 50 percent) ‑ розпочато інтерпретацію даних 2D сейсморозвідки. (37.5 percent) IEOC (50 percent) Beach Energy (25 percent) Awarded: June 2005 Awarded: November 2012 Чинники, що ускладнюють реалізацію закордонних проектів: Expired/Renewal: June 2012 Expires: November 2016 ‑ несвоєчасне та неповне фінансування робіт єгипетською стороною 269 311 через валютну кризу в країні; West El Manzala North El Maghara (527 square kilometres) ‑ прострочена кредиторська заборгованість Petrosannan Company та (2,334 square kilometres) Dana Gas Egypt (OP, 100 percent) National Petroleum Compa можливі штрафні санкції з боку підрядників; Awarded: June 2005 (OP, 100 percent) Expired/Renewal: June 2012 ‑ тривала процедура погоджень з органами влади, збройними силами Awarded: July 2007 Expired/Renewal: July 201 270 AРЄ та компанією GANOUB. West El Qantara 318 (421 square kilometres) Hallif (17.9 square kilomet 125 Egypt Dana Gas Egypt (OP, 100 percent) HBS International Awarded: June 2005 (OP, 100 percent) Expired/Renewal: June 2012 Awarded: April 2007 Expired/Renewal: April 201

reverse side for details. Розвідка, розвиток та See видобування нафти і газу на території Alam El Shawish East, Western Desert

205

Ліцензійні ділянки Нафтогазу

Awarded: May 2005 Expired/Renewal: May 2014

ІНВЕСТИЦІЙНІ ПРОЕКТИ В ЄГИПТІ

303 3

254

285 104

311

Каїр

253

282

Maritime border National border Disputed border National capital City

104

345

132 68 257 194 286 191 11,680 10,900 15,745 14,270

JORDAN

318

206

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 Baraka South Al Baraka (a, b and c) Southeast Qena Kharit

km2

Exploration lease Development lease Restricted area Bidding area

331

217 52/89/123

264

234

340

54/88/123

344

166

269

235

230

219

217

239

149

299

220

327 347 194

330

225

106

206

182

344

195

146

45 343

342

168

267

245

Александрія

286

195

225 287

249

204

41/208

8/75/127

162

212

132

265 0

228 195

281 248

167/191 201 266

250

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

332

264

199 244

302

277

No. Name

SAUDI ARABIA

ТРАНСПОРТУВАННЯ І ЗБЕРІГАННЯ ПРИРОДНОГО ГАЗУ, НАФТИ ТА ГАЗОВОГО КОНДЕНСАТУ (MIDSTREAM)

2016

РІЧНИЙ ЗВІТ

ЧОГО МИ ДОСЯГЛИ

ТРАНСПОРТУВАННЯ І РОЗПОДІЛ ПРИРОДНОГО ГАЗУ Основною складовою газотранспортної системи України є ме‑ режа магістральних газопроводів та газопроводів-відгалужень Укртрансгазу, що є єдиним технологічним комплексом, який працює в безперервному робочому режимі. Загальна довжина газопроводів, які експлуатує Укртрансгаз, становить 38,55 тис. км, у тому числі магістральних газопроводів – 22,16 тис. км і газопро‑ водів-відгалужень – 16,39 тис. км. Кількість газорозподільчих станцій (ГРС) станом на 31.12.2016 складає 1 455. Парк газопе‑ рекачувальних агрегатів підприємства налічує 702 одиниці, що розміщені на 72 компресорних станціях. Вимірювання обсягів газу, який поступає в газотранспортну си‑ стему України і передається споживачам у Європі, здійснюється газовимірювальними станціями (ГВС). На компресорних станці‑ ях, які здійснюють перекачування газу, відбувається визначення загального обсягу технологічних витрат, витрат паливного газу по кожному газоперекачувальному агрегату та витрат газу на власні потреби компресорної станції. Об’єкти інфраструктури оснащені сучасними високоточними автоматичними приладами вимірювання та автоматичними приладами для визначення фізико-хімічних властивостей природного газу.

Транспортування газу українським споживачам у 2013-2016 роках, млрд куб. м -13,5%

Загальний обсяг транспортування природного газу в 2016 році склав 111 791 млн куб. м, що більше фактичного показника за 2015 рік на 14,7% та є результатом збільшення обсягів транзиту природного газу територією України за контрактом з Газпромом.

Обсяги транспортування природного газу, -5,7% млн куб. м (29) CAGR -4,8% Обсяги транзиту газу Обсяги транспортування газу для споживачів України Обсяги транспортування природного газу транскордонними точками (потужність в точках входу) -2,7%

150000 120000 90000

38 122

44,1

-2,7%

11 079 29 591

30 400 22,5%

60000 30000 0

62 197

67 080

82 200

2014

2015

2016

CAGR розрахован без урахування обсягів транспортування природного газу транскордонними точками

Транспортування газу територією України для країн Європи у 2013-2016 роках, млрд куб. м -27,8%

100

-20,3%

CAGR 6%15

86,1

22,5% 7,9%

82,2

38,1 60

30,4

29,6

67,1

2013

2014

2015

2016

Основні результати У 2016 році обсяги транзиту природного газу збільшилися на 22,5% порівняно з 2015 роком та склали 82 200 млн куб. м. Ос‑ новним фактором, що вплинув на збільшення обсягів транзиту природного газу територією України, є планова зупинка на тех‑ нічний ремонт газопроводу Північний потік у серпні 2016 року. Обсяг транспортування природного газу для споживачів України у 2016 році зменшився на 2,7% порівняно з минулим роком в результаті зменшення використання природного газу промисловими споживачами через спад виробництва. З початку 2016 року Укртрансгаз надає два нових види послуг: послуга з балансування (фізичне балансування та комерційне балансування) та послуга з транспортування природного газу транскордонними точками (потужність в точках входу). Відповідно до Кодексу газотранспортної системи, Укртран‑ сгаз надає замовнику одну чи декілька складових послуг 126

62,2

2013

2014

2015

2016

транспортування природного газу (замовлення розподілу потужності, замовлення транспортування природного газу, послуга балансування), а замовник послуг транспортуван‑ ня оплачує оператору газотранспортної системи вартість отриманих послуг. Послуга балансування системи включає в себе: • комерційне балансування – діяльність оператора газотран‑ спортної системи, що полягає у визначенні та врегулюван‑ ні небалансу, який виникає з різниці між обсягами при‑ родного газу, що надійшли через точки входу, і обсягами природного газу, відібраного через точку виходу, у розрізі замовників послуг транспортування, що здійснюється на основі даних, отриманих у процедурі алокації; • фізичне балансування – заходи, яких вживає оператор газотранспортної системи для забезпечення цілісності газотранспортної системи, а саме, необхідного співвід‑ 127

РІЧНИЙ ЗВІТ

ЧОГО МИ ДОСЯГЛИ

ношення обсягів природного газу, що фізично надійшли через точки входу, і обсягів природного газу, фізично відібраного з точок виходу.

Доход сегмента транспортування і розподілу CAGR,% природного газу, млн грн 79%

80000

2357,3%

70000

-15,5%

60000

77 733

Дохід від надання послуг з транзиту природного газу збільшився на 48,7% порівняно з 2015 роком, в основному за рахунок збільшення обсягів транзиту природного газу (+9 093 млн грн), девальвації гривні відносно долара (+10 552 млн грн). Дохід від послуг транспортування газу для споживачів України в 2016 році зменшився на 15,5%, що стало результатом зменшення обсягів транспортування газу для споживачів України (-250 млн грн) та змін умов постачання природного газу споживачам України (-1 209 млн грн)16.

6 242 3 564

Фінансовий результат сегмента транспортування і розподілу природного газу, млн грн CAGR,%

7 941

49 995

50000

254 9 400

40000

30000

48,7%

20000

24 228 40 341

10000

5000

16 831

2014

2015

2016

112

2 624

26 207 21 200

2014

2015

2016

Результат сегмента транспортування і розподілу природного газу в 2016 році збільшився на 23,6% порівняно з 2015 роком.

Послуги з транзиту природного газу Послуги транспортування газу для споживачів України Послуги з транспортування природного газу транскордонними точками (потужність в точках входу) Послуги з балансування в тому числі продаж іншим сегментам всередині групи

Завдяки збільшенню обсягів транзиту та девальвації гривні відносно долара у 2016 році, результати сегмента транспортування та розпо‑ ділу природного газу зросли на 13 704 млн грн. Водночас збільшення обсягу використання природного газу для виробничо-технологічних Незважаючи на зменшення обсягу транспортування природного потреб негативно вплинуло на результати сегмента у 2016 році, зни‑ газу для споживачів України, в цілому дохід сегмента транспортуван‑ зивши його на 8 193 млн грн. Крім того, з 1 січня 2016 року послуги ня та розподілу природного газу в 2016 році виріс на 55,5% порівняно транспортування природного газу транскордонними газопроводами з 2015 роком за рахунок як нових видів послуг та обсягів транзиту оподатковуються ПДВ у загальновстановленому порядку за ставкою природного газу, так і девальвації гривні відносно долара США, адже 20%, але при цьому скасовано рентну плату за транзит газу терито‑ тариф на транзит газу формується у доларах США. рією України, що загалом призвело до збільшення витрат сегмента в 2016 році, знизивши результат сегмента на 8 289 млн грн.

Вплив на результат сегмента, млн грн

Вплив на дохід сегмента транспортування і розподілу природного газу, млн грн 6 242

80000 10 592

70000

30000

77 733

3 564

21 200

30000

10000

20000

5000

10000 0

0 2015

Збільшення обсягу

Дохід Дохід Девальвація від нового виду від нового виду гривні послуги відносно дол. США послуги з транспортування балансування природного газу транскордонними точками

2016

128

283 797

289 244

100000 50000 0

2014

2015

2016

активів вплинуло, зростання прибутку сегмента, завдяки збіль‑ шенню обсягів транзиту, та зменшення вартості активів за рахунок амортизаційних відрахувань. ЗБЕРІГАННЯ ПРИРОДНОГО ГАЗУ Укртрансгаз має одну з найпотужніших у Європі мереж газосховищ. Вони є важливою невід’ємною технологічною складовою газотран‑ спортної системи України (далі - ПСГ). Вони є важливою невід’єм‑ ною технологічною складовою газотранспортної системи України. На сьогодні експлуатується 12 газосховищ, два з яких створені на базі водоносних структур, а решта – на базі виснажених газових ро‑ довищ. Загальна активна місткість газосховищ становить близько 31 млрд куб. м. Підземні газосховища компанії мають багатоцільове призначення. Основними, завданнями є надійне безперебійне і раціональне забезпечення споживачів природним газом, забезпечення надій‑ ного транзиту газу територією України до країн Європи, створення довгострокових резервів газу на випадок виникнення екстремаль‑ них ситуацій.

Показник рентабельності активів сегмента покращився в 2016 році порівняно з 2015 роком на 2%. В однаковій мірі, на рентабельность

Група Нафтогаз надає послуги зі зберігання газу в газосхо‑ вищах як постачальникам, так і споживачам газу.

19 Постанов КМУ від 11.01.2005 №20 «Про затвердження Порядку перерахування деяких субвенцій з державного бюджету місцевим бюджетам на надання пільг, субсидій та компенсацій»

Рух газу в газосховищах 2016

(4 051) 26 207

11 539

5 511

17 050

1 941

1 714

1 920

ОПАРСЬКЕ 7,8%

586 Збільшення Девальвація Дохід Збільшення Збільшення Нарахування Інше обсягу гривні від нових видів витрат на витрат по резерву на відносно дол. США послуг17 газ для ВТВ сплаті ПДВ18 знецінення торгової дебіторської заборгованності збалансування

2016

1 495

1 900

919

1 026

2 150

1 124

575

301

1 019

1 500

1 094

2 300

1 206

БОГОРОДЧАНСЬКЕ 15,2%

816

Закачано

925

Відібрано

ЧЕРВОНОПАРТИЗАНСЬКЕ 9,7%

608

275

453

1 300

881 1 438

Зберігається (середньорічне значення)

820

ДАШАВСЬКЕ 13,1%

405

УГЕРСЬКЕ 4,3%

331

ОЛИШІВСЬКЕ 0,0%

571

206

Проектна потужність, частка активності (рух) %

310

214

3 113

До початку 2016 року Нафтогаз реалізовував/постачав природний газ за кінцевими цінами (з урахуванням послуги транспортування та розподілу природного газу для окремих споживачів). В 2016 році лише у І кварталі для окремих категорій споживачів до ціни газу як товару додавався тариф на транспортування та розподіл природного газу. Зміни умов постачання та реалізації природного газу відбулися у зв’язку з вве‑ денням в дію Кодексу газотранспортної системи та Кодексу газорозподільних систем, які затверджені НКРЕКП на виконання закону України «Про ринок природного газу» 17 Дохід від послуги балансування та послуги з транспортування природного газу транскордонними точками (потужність в точках входу) 18 Зміна оподаткування послуг з транзиту (оподаткування ПДВ та скасування рентної плати) 16

239 745

150000

Вартість активів сегмента транспортування і розподілу природ‑ ного газу зменшилась у 2016 році порівняно з 2015 роком на 2%. Найбільший вплив на зміну мало зменшення вартості основних засобів у 2016 році порівняно з 2015 роком, що відбулось за рахунок збільшення амортизаційних відрахувань. Це було частково нівельо‑ вано збільшенням торгової дебіторської заборгованості у 2016 році, що пов’язано з появою в 2016 році дебіторської заборгованості за послуги з балансування до сегмента транспортування та розподілу природного газу.

БІЛЬЧЕ-ВОЛИЦЬКО-УГЕРСЬКЕ 31,9%

2015

250000

Вільна потужність (середньорічне значення)

15000

40000

200000

2 767

20000

49 995

300000

(8 193) (8 289) 2 030

25000

7 340

60000 50000

9 806 10 591

Активы ROA

350000

Активи

7 448

Активи, млн грн 400000

На балансування системи Укртрансгаз витратив 936 млн куб. м, що більш ніж утричі перевищило запланований обсяг.

1 888

15000

7 397

20000

23,6%

25000 59 986

30000

88%

Починаючи з 1 жовтня 2015 року на Укртрансгаз як оператора газотранспортної системи покладено обов’язки з врегулювання небалансу системи з різниці між обсягами природного газу, що надійшли через точки входу, і обсягів природного газу, відібраного через точку виходу, у розрізі замовників послуг транспортування, що здійснюється на основі даних, отриманих у процедурі алокації. Упродовж 2016 року доходи від послуг комерційного балансування склали 6 242 млн грн, в той самий час станом на 31 грудня 2016 року дебіторська заборгованість за наданні послуги балансування обсягів природного газу складала 6 653 млн грн, з яких за період січень – березень 2017 року було погашено 1 914 млн грн. Погашен‑ ня заборгованості проводилося в тому числі за рахунок оформ‑ лення та проведення протокольних рішень, згідно постанови КМУ19 .На даний час фахівці групи Нафтогаз ведуть претензійно-позовну роботу щодо стягнення заборгованості за послуги балансування, яка утворилася протягом 2016 року.

2016

185

419

201

СОЛОХІВСЬКЕ 3,1%

700

499

КЕГИЧІВСЬКЕ 5,3%

328

275 747

150 524

ПРОЛЕТАРСЬКЕ 7,9%

424

145

КРАСНОПОПІВСЬКЕ 1,7%

1 000

476

103 420

224

400

176

ВЕРГУНСЬКЕ 0,0%

129

РІЧНИЙ ЗВІТ

ЧОГО МИ ДОСЯГЛИ Основні результати Обсяг закачування природного газу в підземні сховища газу (ПСГ) у 2016 році порівняно з 2015 роком зменшився на 32,8%, що пов’язано з достатнім обсягом запасів природного газу в газосхо‑ вищах для проходження опалювального сезону 2016-2017 років (на початок опалювального сезону запаси становили 14 718 млн куб. м). Обсяг відбору природного газу з ПСГ за 2016 рік більше показ‑ ника за 2015 рік на 20,4%, що є результатом раннього початку опалювального сезону 2016-2017 років: активний відбір газу з ПСГ почався 12 жовтня 2016 року, порівняно з 30 жовтня 2015 року під час опалювального сезону 2015-2016 років.

Фінансовий результат сегмента зберігання природного газу, млн грн 0 -500 -1000 (1 578) -1500 (2 176)

-2000

-27,5%

Обсяги закачування та відбору природного газу до ПСГ, млн куб. м Закачування газу CAGR,% до ПСГ 6 388

-32,8%

-2500 (2 986) -3000

Відбір газу з ПСГ CAGR,% -17,3%

-19,2%

2016

9 503

2015

9 776

2014

8 393

20,4%

6 968

12 271

2016

2014

2015

CAGR,% -27,3% 2016

Збиток даного сегмента зменшився у 2016 році порівняно з 2015 роком на 598 млн грн, в основному за рахунок зміни забезпечень під можливі зобов’язання зберігачам газу. Негативний результат діяльності сегмента свідчить про економічно необґрунтований рівень тарифів на зберігання природного газу. В подальшому група очікує на перехід на RAB-методологію для розрахунку тарифу на зберігання газу, що дозволить забезпечити нарахування справедливого доходу на регуляторну базу активів та призведе до покращення результату сегмента.

Загальна сума доходу від реалізації послуг зі зберігання природно‑ Активи го газу в газосховищах знизилась у 2016 році порівняно з 2015 ро‑ ком на 36,4%, що стало наслідком зменшення обсягів закачування Загальна вартість активів сегмента зберігання природного природного газу до ПСГ та знизило дохід сегмента на 566 млн грн. газу збільшилась у 2016 році порівняно з 2015 роком на 2,9%. Основний вплив на зміну мало збільшення в 2016 році вартості буферного газу внаслідок переоцінки станом на Дохід сегмента зберігання природного газу 31.12.2016. CAGR,% -16,9%

2000

1500

-36,4%

1000 1 430

1 553

500

987

2014

2015

2016

1 092

1 152

926

Показник рентабельності активів сегмента залишився в 2016 році майже на рівні 2015 року (+ 0,4%). Від’ємне зна‑ чення рентабельності активів (ROA) здебільшого поясню‑ ється низькими тарифами на зберігання. Активы Активи, млн грн ROA 250000 -1%

200000

-1%

-2%

150000

в тому числі продаж іншим сегментам всередині групи

180 935

186 209

146 195

100000 50000 0

2014

130

2015

2016

131

РІЧНИЙ ЗВІТ

ЧОГО МИ ДОСЯГЛИ

1000 куб. м (без ПДВ) з 1 січня до Ефективне управління підзем- за 31 березня 2016 року, а з 1 квітня зни‑ ними сховищами газу зила його до 219 грн. Для споживачів у Україна припинила іморт газу з РФ у ли‑ стопаді 2015 року. Тож 2016 став першим роком, коли Україна не викристовувала російський газ в опалювальному сезоні, замінивши його реверсними поставками з Європи. В результаті, країна почала опалювальний сезон з запасами газу на рівні 14,7 млрд куб. м, що приблизно на 2 млрд куб. м менше, ніж в останні два роки. Це викликало «побоювання» з боку російської сторони щодо «недостатньо‑ го заповнення» українських ПСГ. Однак завдяки правильному плануванню та прогнозуванню Нафтогазу вдалося пройти опалювальний сезон, забезпе‑ чивши надійне постачання українським споживачам та безперебійний тран‑ зит до Європи. Під час проходження опалювального сезону 2016-2017 ро‑ ків із газосховищ було відібрано 6,7 млрд куб. м блакитного палива, що на 21% менше за показники аналогіч‑ ного періоду минулого року. В першому кварталі 2017 року з ПСГ було піднято 3,9 млрд куб. м газу, що на 1,6 млрд куб. м менше за показники минулого року, в тому числі завдяки збільшенню ім‑ портних поставок з країн ЄС. З березня 2017 року почалось закачування до сховищ, і станом на початок квітня вда‑ лось накопичити більше 150 млн куб. м блакитного палива.

УКРТРАНСГАЗ 132

Укртрансгаз транспортує газ магістраль‑ ними газопроводами для споживачів Укра‑ їни, ЄС, Балканських країн та Туреччини. Українська газотранспортна система (ГТС) є однією з найбільш надійних та потужних у Європі. Її пропускна здатність на вході складає 302,1 млрд куб. м/рік, з них 23 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. Задля безпечного транспортування природного газу українським та європей‑ ським споживачам Укртрансгаз співпра‑ цює з іншими операторами ГТС сусідніх країн та провідними енергетичними компаніями, серед яких PGNiG (Польща),

Gaz System SA (Польща), Eustream a. s. (Словаччина), FGSZ (Угорщина), АТ «Мол‑ довагаз» (Молдова), SNTGN Transgaz S.A. Medias (Румунія), ВАТ «Газпром» (Російська Федерація), ВАТ «Газпром трансгаз Бєла‑ русь» (Білорусь), E.ON (Німеччина), RWE (Ні‑ меччина), Engie (Франція), Net4Gas (Чеська Республіка), Булгаргаз ЕАД (Болгарія), DESFA (Греція), Botas (Туреччина) та інші.

Відповідно до Плану реструктуризації Нафтогазу, заплановано проведення комплексного аналізу ПСГ із залученням міжнародних експертів, що буде включа‑ ти юридичну, економічну та технічну оцінку, з метою визначення найбільш ефективної моделі їх використання та управління. За результатами має бути розроблений та поданий на розгляд Секретаріату Енергетичного Співто‑ вариства план дій щодо ефективного використання та управління ПСГ. Згідно Плану реструктуризації він має бути завершений до липня 2017 року.

Тарифи на транспортування газу українським споживачам Національна комісія, що здійснює дер‑ жавне регулювання у сферах енергети‑ ки та комунальних послуг, встановила тариф на транспортування газу укра‑ їнським споживачам на рівні 236,7 грн

Західній Європі тариф складає 236,7 грн за 1000 куб. м (без ПДВ) відповідно до договору між Нафтогазом і Газпромом. Для точок входу в газотранспортну систему, розташованих на державно‑ му кордоні України, тариф дорівнює 12,47 дол. (без ПДВ). Тариф на закачування, зберігання та від‑ бір газу залишився на рівні 2013 року і становив 112 грн за 1000 куб. м без ПДВ.

Скасування закупівлі обладнання для реконструкції компресорних станцій в 2016 році У зв’язку з загрозою будівництва Турецького потоку, наприкінці 2016 року правління Нафтогазу не погодило заку‑ півлю Укртрансгазом обладнання та робіт у ПАТ «Сумське машинобудівне науко‑ во-виробниче об’єднання» для рекон‑ струкції компресорних станцій «Ананьїв», «Задніпровська» та «Південнобузька» на суму понад 4,0 млрд грн. Обладнання, яке планував закупити Укртрансгаз згідно із техніко-економічним обґрунтуванням проекту, призначалось і могло бути вико‑ ристане для реконструкції компресорних

2016

станцій, задіяних тільки у транспортуванні газу в напрямку Туреччини. Зважаючи на домовленість між Росією та Туреччиною про реалізацію проекту Турецький потік, який покликаний як мінімум замістити транзит російського газу в Туреччину територією Укра‑ їни, така інвестиція є недоцільною. Нафтогаз рекомендував правлінню Укртрансгазу провести закупівлю уні‑ версального обладнання та відповідних робіт, які можуть бути використані для реконструкції компресорних станцій, що забезпечують транспортування газу в різних напрямках та не прив’язані до обладнання конкретного виробника.

Завдання на 2017 рік: • підвищення ефективності вироб‑ ництва, прозорості діяльності та інтеграції у Європейську асоціацію газотранспортних операторів; • впровадження енергозберігаючих технологій у рамках виконання галу‑ зевої Програми з енергозбереження на 2017 рік та Плану впровадження заходів з економії і запобігання перевитратам паливно-енергетичних ресурсів на 2017 рік.

Що зроблено у 2016 році

• переведено систему закупівель на платформу ProZorro; • забезпечено злагоджену роботу газотранспортної інфраструк‑ тури в районі бойових дій (Авдіївка та Маріуполь); • продовжено програму модернізації ГТС України та плану ство‑ рення інтерконектора «Україна — Польща»; • створено сприятливі умови для роботи європейських трейдерів на газовому ринку України; • збільшено пропускну здатність газотранспортних коридорів зі Словаччиною та Угорщиною до 42,5 та 16,8 млн куб. м/добу від‑ повідно.

133

УКРАЇНСЬКА ГТС

Потужність 2009

2010

3,1

2011

3,5

2012

3,1

2013

3,4

2014

2,6

2015

2,1

2016

2010 3,4

2012 3,8

2013 3,9

2014 3,5

на вході: 6,0

БІЛОРУСЬ

0,0

Кобрин

на виході 5,0 на вході: 1,5 2009 2,8

Потужність 2009

5,4

2010

4,3

2011

2012

3,3

2013

2,8

2014

Потужність

ПОЛЬЩА

0,5

2015 2016

2,4 0,0

Мозир

0,1

2016 4,5

1,0

2009 2010

83,8

2011

2012

2014

47,3

2015

46,4 57,0

2011

2012

21,1

2013

72,1

2013

19,4

2010

РОСІЯ

77,6

Потужність 2009

на вході: 25,5 Потужність 8,6

2010

11,1

2011

9,5

2012

9,4

2013

10,5

2015 2016

7,4 7,5 7,1

2011 70,6

2012

51,8

0,8

2013

53,5

2014

Валуйки

Дроздовичі

15,2

2014

13,1

2015

12,8

2016

16,5

Потужність

на вході: 13,0

2009

2010

0,1

на вході: 46,0

5,1

2011 2012

2013

1,3

2014

0,9

2015

2016

37,8

2010

3,7

2011

4,4

2012

4,4

2013 2014

5,7 4

2015

2016

1,6

Писарівка Сохранівка

9,7

48,8

8,1

2009

Серебрянка

3,6

31,4

2016

на вході: 107,5

0,03

2010 67,9

2015

2009

2014

на виході 98,4 на вході: 15,5 65,2

на вході: 48,5

Потужність

Суджа

0,9

2015 3,7

Потужність

2016

Потужність

2009

2016

на вході: 28,9

2016 рік, млрд куб. м

2011

РІЧНИЙ ЗВІТ

9,1

СЛОВАЧЧИНА

Ужгород Берегове

УГОРЩИНА

Олексіївка

АТО

Текове Потужність на виході: 13,2 0

2010 7,1

2011 5,9

2012 5,7

2013 6,4

1,1

2014 6,5

0,6

2015 5,9

0,5

2016 6,7

1,0

Потужність

на вході: 6,1

2009 7,9

2009

0,3

2010

0,7

2011

0,3

2012

0,2

2013

РУМУНІЯ

0,0 2014 0,0 2015 0,7

2009

на виході 3,5

на виході 4,5 0,3

2016

2009

3,2

2010

3,1

2011

3,1

2012

2,4

2013

2,8

2014

2,9

2015

3,0

2016

2011

2012

0,7

2013

0,7

2014

0,6

Платове

на виході 26,8

3,3 2,8

2012

1,9

2014

на вході: 6,0

2015

2009

0,7

2016

2010

0,9

0,9 1,1

2015

16,6

2009

16,7

2010

19,9

2011

19,6

2012

19,6

2013

2014

16,7

2015

18,5

на вході: 3,3 0,8

2011

2013

Потужність

МОЛДОВА

Проектна потужність газопроводів на вході в ГТС

2010

Прохорівка

Потужність

Проектна потужність газопроводів на виході з ГТС

Потужність на виході 32,5

2016

Орлівка

134,4

137,7

122,8

118,0

114,2 81,8

2016

83,5

93,3

Потужність на виході: 32,5 Обсяг транспортування газу на виході з ГТС

на вході: 3,3 Обсяг транспортування газу на вході в ГТС

Прикордонні газовимірювальні станції

За даними Укртрансгазу, 2016 рік

134

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

Надходження газу в Україну Транзит Україною

62,2 95,8

98,6

84,3

86,1

67,1 82,2

104,2

135

РІЧНИЙ ЗВІТ

ЧОГО МИ ДОСЯГЛИ

Дохід сегмента транспортування сирої нафти, CAGR,% млн грн 32%

3500

3 269 77

4,5%

3 428 92

3000 19,8% 2500 1 957

2000

3 336

3 192

1500 1 926

1000 500

ТРАНСПОРТУВАННЯ СИРОЇ НАФТИ

2014

2015

2016

0 17 Послуги з транзиту нафти територією України Послуги з транспортування нафти для НПЗ України в тому числі продаж іншим сегментам всередині групи

Зміна доходу сегмента, млн грн 3500

3 269

(299)

458

3 428

3000 2500 2000

Система магістральних нафтопроводів України включає 19 нафтопроводів загальною довжиною 3 506,6 км, 51 нафтопе‑ рекачувальну станцію (НПС) і морський нафтовий термінал «Південний». Потужність системи на вході – 114,5 млн т/рік, на виході - 56,3 млн т/рік. Загальна номінальна ємність резерву‑ арних парків системи магістральних нафтопроводів складає 1 083 тис. куб. м. Термінал «Південний» призначений для приймання, відванта‑ ження та транспортування нафти магістральними нафтопрово‑ дами України. Потужність терміналу «Південний» – 14,5 млн т/рік, з можливістю розширення до 45 млн т/рік. Дедвейт танкерів – до 150 тис. т з максимальною осадкою 13,8 м. Ємність резерву‑ арного парку – 200 тис. куб. м. Основні результати Значні потужності системи магістральних нафтопроводів України сьогодні не використовуються. Обсяг транзиту нафти територією України у 2016 році порівняно з 2015 роком змен‑ шився на 8,8%. Враховуючи історичні особливості та техно‑ логічну пов’язаність систем, обсяг транзиту нафти в значній мірі залежить від політики Росії як основного постачальника нафти до країн Центральної Європи та основного замовника нафтотранспортних послуг територією України. Росія цілеспрямовано відмовляється від посередників-транзи‑ терів, тому порівняно з початком 2000-х років транзит нафти територією України скоротився у понад 4 рази. В 2002 році Росія побудувала нафтопровід «Суходольна-Родіонівська» (28 млн т на рік), який безпосередньо поєднав в обхід України два російських нафтопроводи: Самара-Лисичанськ і Ли‑ сичанськ-Тихорецьк. В 2012 році – завершила будівництво 136

Обсяги транспортування сирої нафти, тис. т 20000

15000

Обсяг транзиту нафти територією України Обсяг транспортування нафти для НПЗ України 16 863

16 760

1 850

1 607

-8,8%

CAGR,% -5% 15 228 1 406

-12,5%

10000 15 013

15 153

13 822

5000

2014

2015

2016

Балтійської трубопровідної системи (БТС-1 і БТС-2) загальною пропускною здатністю 80 млн т на рік. Крім того, з 2004 року прокачування нафти в обхід України здійснює Каспійський трубопровідний консорціум, який з’єднав нафтові родовища Казахстану і Росії з терміналом Новоросійська. Зменшення обсягів транзиту в 2016 році пов’язане насам‑ перед зі скороченням обсягів транзиту нафти в напрямку Словаччини та Чехії, де в першому півріччі 2016 року відбував‑ ся ремонт місцевих нафтопереробних заводів (НПЗ). Іншим чинником, який впливав на обсяги транзиту нафти те‑ риторією України, стало посилення конкурентної боротьби та перерозподіл ринку нафти між провідними нафтовидобувними країнами в умовах низьких цін на сиру нафту. В таких умовах відбувалося часткове витіснення російської нафти сорту Urals нафтою з країн Близького Сходу як під конкурентним тиском з боку близькосхідних постачальників, так і через політику

1500

Безпосередній вплив на завантаження трубопровідних потуж‑ ностей в напрямку Кременчуцького НПЗ протягом 2016 року мала невирішена ситуація із заміщенням нафти сорту Urals, якою була заповнена ділянка маршруту «Одеса/МНТ «Пів‑ денний» – Кременчуцький НПЗ. В таких умовах керівництво Кременчуцького НПЗ надавало перевагу поставкам імпорто‑ ваної нафти, яка надходила до порту Одеси, з використанням більш дорогого залізничного транспорту. В березні 2017 року нафту сорту Urals було витіснено із ді‑ лянки нафтопроводу і доставлено залізничним транспортом до Бродів для подальшого заповнення другої нитки нафто‑ проводу «Дружба». Це дозволило розпочати транспортуван‑ ня азербайджанської нафти до Кременчуцького НПЗ. Загальна сума чистого доходу від послуг з транспортування сирої нафти зросла у 2016 році порівняно з 2015 роком на 159 млн грн або на 4,9%, в основному за рахунок девальвації гривні відносно євро, що спричинило зростання доходів від реалізації послуг з транспортування на 458 млн грн, адже тариф на транзит нафти формується в євро. Водночас за рахунок зменшення обсягів дохід від реалізації зменшився на 299 млн грн. Фінансовий результат даного сегмента зменшився у 2016 році порівняно з 2015 роком на 0,5%. Внаслідок девальвації гривні відносно євро вдалося повністю компенсувати негативний вплив скорочення обсягів транспортування нафти, а також зростання витрат на амортизацію внаслідок збільшення

Фінансовий результат сегмента транспортування сирої нафти, млн грн

1000 500 0

2016

CAGR,% 21%

2000 2015

Збільшення обсягу

Девальвація гривні відносно євро

2016

диверсифікації джерел постачання сировини з боку нафтопе‑ реробних підприємств. Протягом 2016 року від закордонних партнерів лунали як позитивні, так і негативні сигнали, які можуть вплинути на обсяги завантаження нафтопровідної системи України. 1 липня 2016 року чеська компанія Unipetrol, яка управляє НПЗ в Чехії, продовжила дію довгострокових контрактів з російською стороною щодо поставок нафти до липня 2019 року. Водночас негативною новиною було підписання рамкової угоди між Unipetrol та хорватським оператором магістраль‑ них нафтопроводів Jadranski Naftovod щодо налагодження співпраці та транспортування до Чехії нафти нафтопроводом «Адрія», що є альтернативою традиційним поставкам нафто‑ проводами «Дружба» та TAL-IKL. Зупинка більшості вітчизняних нафтопереробних підприємств та низький рівень завантаження Кременчуцького НПЗ, єдино‑ го, що зараз працює в Україні, не дозволяють істотно збільши‑ ти завантаження трубопровідних потужностей, призначених для поставок нафти на НПЗ України. Поставки нафти трубопроводами в напрямку НПЗ України зменшилися з 22,9 млн т у 2003 році до 1,4 млн т у 2016 році. Зниження обсягів транспортування нафти в напрямку НПЗ України за 2016 рік склало 12,5% або 200,8 тис. т.

-0,5%

1500

1000

1 628

1 636

1 115

500

2014

2015

2016

Вплив на результат сегмента 373

2000

(150)

(163) (68)

1 636

1 628

1500

1000

500

2015

Девальвація гривні відносно євро та інші курсові різниці

Зменшення обсягу

Збільшення амортизаційних відрахувань

Інше

2016

137

вартості основних засобів у результаті переоцінки станом на 31.12.2015. Активи, млн грн Загальна вартість активів сегмента транспортування сирої нафти несуттєво збільшилась у 2016 році порівняно з 2015 роком (+3%). Основна зміна припадає на зміну вартості запасів та основних засобів. Показник рентабельності активів сегмента зменшився несуттє‑ во (- 0,3%) в 2016 році порівняно з 2015. Головний вплив на зміну мало збільшення вартості активів за рахунок вартості запасів та основних засобів.

Активи, млн грн

Активы ROA

25000 6%

20000

15000 10000

19 959

17 918

18 415

5000 0

2014

2015

2016

УКРТРАНСНАФТА Транспортування нафти магістральними нафтопроводами України здійснює Укртранснафта, що є частиною групи Нафтогаз. До складу Укртранснафти входять філії «Магістральні нафтопро‑ води «Дружба», «Придніпровські магістральні нафтопроводи» та «Південні магістральні нафтопроводи». У 2016 році Укртранснафта транспортувала російську нафту сорту Urals транзитом територією України та нафту вітчизняно‑ го видобутку від місць промислу до НПЗ. На початку 2017 року Укртранснафта почала транспортувати також азербайджанську нафту сорту Azeri Light на Кременчуцький НПЗ.

Укладання контракту на відновлення у 2017 році роботи маршруту «Одеса‑Кременчуцький НПЗ» Наприкінці 2016 року Укртранснафта та Укртатнафта уклали контракт про транспортування з 2017 року на Кременчуцький НПЗ не менше 1,3 млн т нафти сорту Azeri Light на рік з подаль‑ шим збільшенням обсягів до 1,9 млн т/рік. Для отримання погодження на переведення нафти сорту Urals, якою була заповнена ділянка нафтопроводу Одеса‑Кременчук, із «основних засобів» до «запасів» та її витіснення задля заповне‑ ння зазначеної гілки трубопроводу нафтою Azeri Light Укр‑ транснафта в 2016 році розробила стандарт СОУ. Це дозволило розмежувати наявну в системі нафтопроводів нафту на «нафту для виробничо‑технологічних потреб» та «товарний залишок нафти».

Збільшення платежів до державного бюджету на 64% За 2016 рік Укртранснафта сплатила податків та обов’язкових платежів всіх видів на загальну суму 2,2 млрд грн, що на 64,3% 138

2016

РІЧНИЙ ЗВІТ

ЧОГО МИ ДОСЯГЛИ

перевищує показник 2015 року і є найбільшим значенням з моменту створення компанії. Суттєве зростання платежів до державного бюджету пов’язане з доплатою податку на прибуток за результатами роботи у 2015 році (242,7 млн грн), значним збіль‑ шенням сплати даного податку протягом 2016 року (419,5 млн грн) на основі досягнутих протягом 1‑3 кварталів результатів діяль‑ ності, а також сплатою дивідендів за підсумками діяльності у 2015 році в сумі 1,02 млрд грн. Чистий прибуток компанії за 2016 рік склав 1,5 млрд грн, що на 18,5%, або на 237,7 млн грн більше планового показника. Про ефективність діяльності компанії у звітному періоді свідчать показники рентабельності діяльності ‑ 44,5% та рентабельності EBITDA ‑ 57,2%. Рентабельність активів компанії склала 6,8%, а рентабельність власного капіталу 8,4%.

Карта нафтопроводів України Головашівка

Плещівка

ГлинськоРозбишівська

Чижівка

Гнідинці

Новини Броди Дрогобич

Великоцьк

Куровичи

Борислав

Кременчук

Жулин

Орів

Долина

Чикалівка Кам’яногірка

Пролетарська

Карпати Солочин Степова

Вступ до Міжнародної асоціації транспортувальників нафти (МАТН) У грудні 2016 року Укртранснафта стала учасником Міжнародної асоціації транспортувальників нафти (МАТН)20. Членство у цій організації дозволить просувати пріоритети української нафто‑ транспортної системи в регіоні Центральної та Східної Європи, передусім проект транспортування різних сортів нафти нафто‑ проводом «Південна Дружба». До вступу в організацію, у травні та листопаді 2016 року, Укртранснафта брала участь у засіданнях МАТН як запрошена сторона.

Зберігання технологічної нафти в резервуарних парках інших підприємств Попередній менеджмент Укртранснафти уклав ряд еконо‑ мічно невигідних для компанії договорів оренди резервуарів з нафтопереробними підприємствами ПАТ «НПК‑Галичина», ПАТ «Нафтохімік Прикарпаття» та ПАТ «Укртатнафта». Протягом 2013‑2014 років компанія зберігала в цих резервуарах 388,5 тис. т технологічної нафти, яка була витіснена з окремих непрацюючих ділянок системи магістральних нафтопроводів. Вартість послуг, які надавалися Укртранснафті за цими договорами, в рази пере‑ вищувала ринкову вартість зберігання нафти в Україні. МАТН – міжнародна неурядова організація, до складу якої входять АТ «МЕРО», АТ «Транспетрол», АТ «МОЛ», ПАТ «Транснефть», ВАТ «Гомельтранс‑ нефть – Дружба», АТ «КазТрансОйл», CNPC та КТК. 20

Лисичанськ

Новоайдар

Луганська

Широке

Реформування системи закупівель З квітня 2016 року Укртранснафта стала учасником державної системи закупівель ProZorro. В Укртранснафті запроваджено уніфіковані внутрішні нормативні акти, що були розроблені за стандартом Нафтогазу, а саме: Порядок закупівлі товарів, робіт та послуг, Положення про тендерні комітети, Порядок здійснення моніторингу закупівель, Положення про локальну конфліктну комісію, Регламент взаємодії структурних підрозділів під час закупівлі товарів, робіт та послуг. В 2016 році наказом компанії затверджено політику роботи за стандартними договорами. 98% угод зараз укладається за типовими договорами. Також запрова‑ джено базову форму оплати за фактом виконання договорів про‑ тягом 10 календарних днів, що дозволяє значно знизити ризики та відповідно втрати від несвоєчасного або неякісного виконання договірних зобов’язань з боку несумлінних контрагентів, запобіг‑ ти корупційним ризикам під час розрахунків.

Перещепине

Андріївка

Миколаївська

Снігурівка

Августівка УМОВНІ ПОЗНАЧЕННЯ

МНТ «Південний»

наявні нафтопроводи перспективні нафтопроводи нафтопереробні заводи наявні нафтоперекачувальні станції перспективні нафтоперекачувальні станції

Суди підтвердили позицію Укртрансна‑ фти, визнавши незаконними угоди із ПАТ «НПК – Галичина», ПАТ «Нафтохімік Прикарпаття» та ПАТ «Укртатнафта», і відмовили в стягненні з Укртранснафти заборгованості на суму 144,9 млн грн. Після звернення ПАТ «Укртатнафта», ПАТ «НПК‑Галичина» та ПАТ «Нафтохі‑ мік Прикарпаття» до суду з позовними заявами про стягнення з Укртранснафти 1,3 млрд грн заборгованості за послу‑

ги зберігання нафти у резервуарах, Укртранснафта звернулася до суду із зу‑ стрічними позовними вимогами до вище‑ зазначених контрагентів про повернення нафти та стягнення штрафних санкцій за прострочення виконання зобов’язань на 872,9 млн грн. На дату написання звіту судовий процес щодо зберігання технологічної нафти триває.

«Незважаючи на загальну кризу нафтопереробної галузі та падіння попиту на послуги транспортування нафти, Укртранснафта має виробничі досягнення. У 2016 році нам вдалося досягти домовленостей щодо відновлення роботи нафтопроводу на ділянці «Одеса – Кременчук», який простоював 5 років. Також ми заповнили нафтою МН «Мозир-Броди» першої черги, що 3 роки перебував в режимі утримання в безпечному стані. Результати ефективної роботи Укртранснафти за минулий рік дають надію на відновлення потужностей нафтотранспортної системи України». Генеральний директор Укртранснафти Микола Гавриленко

Найважливіші завдання на 2017 рік 1. Збільшення обсягу транспортування на українські НПЗ Укртранснафта планує в 2017 році збільшити транспортування нафти на українські НПЗ до 2,7 млн т (у порівнянні з 1,4 млн т у 2016 році). 2. Модернізація магістральних нафтопроводів На 2017 рік заплановано роботи з капітального ремонту, будівництва та реконструкції, технічного обстеження та ремонту з метою підвищення ефек‑ тивності та забезпечення надійності системи магістральних нафтопроводів Укртранснафти. 3. Затвердження економічно обґрунтованих тарифів Компанія розробила та надіслала до НКРЕКП проект нової методики роз‑ рахунку тарифів на транспортування нафти магістральними нафтопрово‑ дами. 139

РІЧНИЙ ЗВІТ

ЧОГО МИ ДОСЯГЛИ

Актуальні регуляторні питання в роботі Укртранснафти та можливі шляхи їх вирішення 1. Рентна плата за транспортування нафти магістральними нафтопроводами Податковим кодексом України встановлено рентну плату за транспортування нафти магістральними трубопроводами в розмірі 0,56 дол. за 1 т. Ця рента не пов’язана з використанням надр або інших природних ресурсів, а також не залежить від вартості майна, що використовується під час транспортування. Тому проблематичним є визначення економічно обґрунтованого рівня рентної плати. Ключовим недоліком також є відсутність взаємозв’язку між розмірами рентної плати та результатами діяльності платника податку. Чинний порядок передбачає необхідність сплати ренти навіть у разі збиткової діяльності підприємства. В теперішньому вигляді рентна плата за транспортування нафти є податком, який включається до собівартості нафтотранспортних послуг та впливає на показники фінансово‑господарської діяльності Укртранснафти. Застосування рентної плати знижує

140

конкурентоздатність трубопровідної системи Укртранснафти у порівнянні з компаніями, які пропонують альтернативні напрямки та способи транспортування нафти (наприклад, залізничним транспортом) та позбавлені подібних до рентної плати механізмів оподаткування. В міжнародній практиці, зокрема в європейських країнах, рентна плата за послуги трубопровідного транспорту відсутня. У 2016 році Укртранснафта розробила проект змін до Податкового кодексу України щодо скасування рентної плати за транспортування нафти магістральними нафтопроводами та погодила його з Нафтогазом. Проект перебуває на розгляді Міністерства економічного розвитку і торгівлі України. 2. Заборона відчуження та оренди основних засобів Укртранснафти Чинне законодавство позбавляє Укртранснафту можливості ефективно використовувати основні засоби, які не задіяні в процесі транспортування

нафти. Стаття 7 Закону України «Про трубопровідний транспорт» забороняє відчуження основних фондів підприємств, що провадять діяльність з транспортування магістральними трубопроводами, передачу їх з балансу на баланс, у концесію, оренду, лізинг, заставу тощо. Відчуження не задіяних в транспортуванні нафти основних засобів дозволяється лише за погодженням Кабінету Міністрів. Проте отримання такого дозволу є складною та довготривалою процедурою. Зазначені законодавчі перепони унеможливлюють покращення роботи непрофільних активів компанії, серед яких є заклади готельного господарства, громадського харчування, виробництво м’ясних виробів, виробів зі шкіри, пошив одягу. Компанія утримує такі об’єкти, проте не має шляхів альтернативного використання цього майна. Вільне управління непрофільними активами дозволить залучати інвесторів, розвивати бізнес та в результаті позитивно вплине на економічну ефективність діяльності Укртранснафти.

3. Невиконання плану капітальних інвестицій, затвердження фінпланів Заборона здійснення всіх видів капітальних інвестицій, ухвалена постановою Кабінету Міністрів України від 03.12.2012 №899, в умовах невизначеності кінцевих термінів затвердження фінансових планів блокує забезпечення надійного, безпечного та ефективного використання наданих у їх розпорядження державних активів. За останні 7 років остаточна редакція фінансового плану Укртранснафти була затверджена урядом лише двічі, до того ж щоразу затвердження відбувалось у другій половині року. Ця ситуація приводить до значного недовиконання інвестиційних планів. Загальний обсяг капітальних інвестицій Укртранснафти в 2016 склав 385,4 млн грн, що становить 28% від запланованого. Основним напрямом інвестування у звітному періоді був капітальний ремонт ділянок лінійної частини нафтопроводу «Броди ‑ Держкордон», який є складовою основного маршруту транзиту нафти територією України до країн ЄС, інвестиції в який склали 169,5 млн грн. Згідно з урядовим планом реформи

корпоративного управління, фінансовий план компанії має затверджувати наглядова рада. 4. Слабке покарання за пошкодження магістральних нафтопроводів Зловмисники, які незаконно втручаються в діяльність магістральних нафтопроводів з метою крадіжки нафти, пошкоджують об’єкти державної власності та завдають значних збитків Укртранснафті. Організовані злочинні угрупування мають налагоджену збутову та агентурну мережу, відмінне технічне оснащення, власний автотранспорт, спеціально переобладнаний для перевезення нафти. 17 вересня 2015 року група народних депутатів за ініціативи Укртранснафти зареєструвала у Верховній Раді законопроект №3129 «Про внесення змін до Кримінального кодексу України щодо посилення відповідальності за пошкодження об’єктів магістральних або промислових нафто‑, газо‑, конденсато‑ та нафтопродуктопроводів». Законопроект пропонує карати позбавленням волі на строк від трьох

2016

до восьми років за пошкодження чи руйнування нафтопроводів, відводів від них та технологічно пов’язаних з ними об’єктів, якщо ці дії призвели до порушення роботи трубопроводів або створили небезпеку для життя людей. Раніше найлегшим покаранням за цей злочин був штраф від ста до тисячі неоподатковуваних мінімумів доходів громадян. Ті самі дії вчинені повторно або за попередньою змовою групою осіб, мають каратися позбавленням волі на строк від п’яти до десяти років. Найжорсткіше покарання, від десяти років до дванадцяти років позбавлення волі, пропонується застосовувати, якщо дії спричинили загибель людей або призвели до аварії, пожежі, значного забруднення довкілля чи інших тяжких наслідків. 26 листопада 2015 року законопроект №3129 був прийнятий за основу (Постанова №3129/П) та направлений на розгляд до Комітету з питань законодавчого забезпечення правоохоронної діяльності. Наразі розгляд законопроекту відкладено на невизначений термін.

141

РІЧНИЙ ЗВІТ

ЧОГО МИ ДОСЯГЛИ

ПОСТАЧАННЯ ТА ПРОДАЖ ПРИРОДНОГО ГАЗУ ТА ПЕРЕРОБКА НАФТИ (DOWNSTREAM)

ПРОДАЖ ТА ПОСТАЧАННЯ ПРИРОДНОГО ГАЗУ Розподіл за споживачами На Нафтогаз Положенням Кабінету Міністрів України21 покладено спеціальні обов’язки (далі - ПСО) щодо закупівлі природного газу власного видобутку у Укргазвидобування та реалізації природного Постанова Кабінету Міністрів України від 01.10.15 №758 «Про затвердження Положення про покладання спеціальних обов’язків на суб’єктів ринку природ‑ ного газу для забезпечення загальносуспільних інтересів у процесі функціону‑ вання ринку природного газу (відносини у перехідний період)» (зі змінами) на період з 1 жовтня 2015 року до 31 березня 2017 року (включно) 21

22 23

Для споживачів, що не підпадають під дію зазначеного Положення, реалізується імпортований природний газ за цінами, які визнача‑ ються учасниками ринку природного газу, що здійснюють реаліза‑ цію газу таким споживачам, в тому числі і Нафтогазом, самостійно. Реалізація природного газу за нерегульованими цінами для інших споживачів

Підприєм‑ ства, що Одеський виробляють припортовий тепло для завод23 бюджетних організацій22

Промислові споживачі

Регіональні газорозпо‑ Виробни‑ дільчі під‑ чо-техноло‑ приємства гічні витрати для перепро‑ дажу іншим споживачам

З IV кварталу 2016 року включено до ПСО З IV кварталу 2016 року включено до ПСО

Основні результати

Обсяги реалізації природного газу, млн куб. м CAGR -14,9%

35000 30000 25000

-3,1%

20000 15000

31 221

23 330

10000

22 610

5000 0

2014

2015

2016

1 989

1 534

2 696

в тому числі продаж іншим сегментам всередині групи

142

газу постачальникам природного газу для потреб побутових спо‑ живачів, релігійних організацій, виробникам теплової енергії для виробництва теплової енергії для населення, релігійних органі‑ зацій та з 23 грудня 2016 року – для установ, що фінансуються з державного і місцевих бюджетів, а також постачання природного газу для ПАТ «Одеський припортовий завод» з 11 жовтня 2016 до 31 грудня 2016 року (включно).

Реалізація природного газу на виконання спеціальних обов’язків (ПСО)

Регіональні газороз‑ Підприєм‑ подільчі ства, що підприєм‑ виробляють ства для тепло для перепродажу населення населенню

2016

Загальні обсяги продажу природного газу споживачам Укра‑ їни зменшились у 2016 році порівняно з 2015 роком на 3,1% в основному за рахунок зменшення обсягів реалізації про‑ мисловим підприємствам. Обсяги реалізації природного газу споживачам (ПСО) у 2016 році збільшились на 5,8% порівняно з 2015 роком. Основний приріст відбувся по газорозподіль‑ чим підприємствам для перепродажу населенню – збіль‑ шення обсягу в цій категорії складає 3,4% сумарного росту за обсягом реалізації ПСО. Використання газу населенням зросло внаслідок більш холодної зими сезону 2015-2016 років порівняно з попереднім сезоном. Окрім того, з IV квар‑ талу 2016 року в категорію було включено підприємства, що виробляють тепло для бюджетних організацій, що збільшило приріст загальних обсягів реалізації в межах виконання спеціальних обов’язків на 2%, і Одеський припортовий завод, що додав 1% до загального приросту.

Обсяги реалізації споживачам, які не підпадають під дію ПСО, в 2016 році зменшились на 27,7% порівняно з 2015 роком. Основне зменшення відбулося в категорії промислових та інших споживачів на 17,4% від сумарної зміни. Частково зменшення обсягів реалізації газу для промислових спожи‑ вачів та для виробничо-технологічних витрат газорозподіль‑ них підприємств відбулося за рахунок загального скорочен‑ ня використання природного газу в Україні та частково за рахунок зменшення частки ринку Нафтогазу. Таким чином, частка групи в загальному обсязі реалізації газу в Україні у 2016 році становила близько 70%. В нерегу‑ льованому сегменті промислових споживачів (за винятком компаній групи) частка Нафтогазу у загальному обсязі продажів становила близько 10%.

Частка Нафтогазу на ринку природного газу України

42 465

33 727 74%

2014

32 361 70%

69%

2015

2016

в тому числі продаж іншим сегментам всередині групи

143

РІЧНИЙ ЗВІТ

ЧОГО МИ ДОСЯГЛИ

Обсяги реалізації природного газу, млн куб. м

Середньозважені ціни реалізації газу за категоріями, грн/тис. куб. м без ПДВ

Реалізація на виконання спеціальних обов’язків (ПСО)

3 987

1 591

Регіональні газорозподільчі підприємства для перепродажу населенню

4 215

1 800

Підприємства, що виробляють тепло для населення

3 278

1 188

Підприємства, що виробляють тепло для бюджетних організацій

6 680

Одеський припортовий завод

6 654

Реалізація за нерегульованими цінами для інших споживачів

6 153

6 342

Регіональні газорозподільчі підприємства для перепродажу іншим споживачам

6 458

7 003

-9,7%

Підприємства, що виробляють тепло для інших споживачів

6 263

6 510

6 123

6 253

Промислові та інші споживачі, в тому числі реалізація газу підприємствам групи для ВТВ та власних потреб

172

4 463

(1 708)

-27,7%

-14,9%

102

(229)

-69,2%

-44,5%

2016

2016/2015

CAGR

Обсяг реалізації природного газу

31 220

23 330

22 610

(720)

-3,1%

-14,9%

в тому числі продаж іншим сегментам всередині групи

1 989

1 534

2 696

1 162

75,7%

16,4%

Реалізація на виконання спеціальних обов’язків (ПСО)

22 140

17 159

18 147

988

5,8%

2,8%

Регіональні газорозподільчі підпри‑ ємства для перепродажу населенню

15 075

11 298

11 879

581

5,1%

2,5%

Підприємства, що виробляють тепло для населення

7 065

Підприємства, що виробляють тепло для бюджетних організацій

338

Одеський припортовий завод

172

Реалізація за нерегульованими цінами для інших споживачів

9 080

6 171

Регіональні газорозподільчі підприєм‑ ства для перепродажу іншим спожи‑ вачам

666

331

Підприємства, що виробляють тепло для інших споживачів

1 519

1 167

760

(407)

-34,8%

-29,2%

Промислові та інші споживачі, в тому числі реалізація газу підприємствам групи для ВТВ та власних потреб

6 895

4 673

3 601

(1 072)

-22,9%

-27,7%

5 861

(103)

-1,8%

Дохід від реалізації природного газу, млн грн 2014

2015

2016

2016/ 2015

CAGR

53 257

66 881

99 772

32 891

49,2%

36,9%

7 764

9 616

16 712

7 096

73,8%

31,8%

12 731

27 303

72 412

45 109

165,2%

138,5%

Регіональні газорозподільчі підприємства для перепродажу 7 390 населенню

20 340

50 140

29 800

146,5%

160,5%

Підприємства, що виробляють тепло для населення

6 963

18 871

11 908

171,0%

88,0%

Підприємства, що виробляють тепло для бюджетних орга‑ нізацій

2 255

Одеський припортовий завод

1 146

39 578

27 360

(11 772)

-30,9%

-16,9%

Регіональні газорозподільчі підприємства для перепродажу 2 380 іншим споживачам

2 318

548

(1 770)

-76,4%

-52,0%

Підприємства, що виробляють тепло для інших споживачів

5 653

7 594

4 763

(2 831)

-37,3%

-8,2%

Промислові та інші споживачі, в тому числі реалізація газу підприємствам групи для ВТВ та власних потреб

32 493

29 666

22 049

(7 617)

-25,7%

-13,8%

в тому числі продаж іншим сегментам всередині групи Реалізація на виконання спеціальних обов’язків (ПСО )

CAGR 36,9%

-49,2% 60000 99 772 40000

5 758

Дохід

80000

66 881 53 257

20000 0

2014

2015

2016

7 764

9 616

16 712

в тому числі продаж іншим сегментам всередині групи

Дохід від реалізації споживачам ПСО у 2016 році збільшився майже в 2,6 раза і склав 72 412 млн грн Така зміна відбулася за рахунок зростання ціни реалізації. В продовження реформи ринку природ‑ ного газу та приведення цін реалізації природного газу до паритету з імпортом, Постановою Кабінету Міністрів України24 з 1 травня 2016 року було підвищено ціни на природний газ. Таким чином, починаючи з 1 травня 2016 року до 31 березня 2017 року Нафтогаз постачав природний газ виробникам теплової енергії з метою надання послуг з опалення та постачання гарячої Постанова КМУ від 27.04.2016 №315 «Про внесення змін до постанови Кабінету Міністрів України від 1 жовтня 2015 року №758»

144

2015

100000

2016

2014

Дохід сегмента, млн грн

2016

води населенню за регульованою ціною газу як товару в розмірі 4 942 грн тис. куб. м, виробникам теплової енергії для релігійних організацій – 2 471 грн тис. куб. м, та реалізовував природний газ для подальшого його постачання побутовим споживачам за ціною 6 879 грн/тис. куб. м та релігійним організаціям (крім обсягів, що використовуються для провадження виробничо-комерційної діяльності) – 3 913 грн/тис. куб. м. Відповідно, у 2016 році середньоз‑ важена ціна реалізації газу для споживачів ПСО зросла в 2,5 раза. Разом з цим, дохід від реалізації споживачам, які не підпадають під ПСО, знизився у 2016 році порівняно з 2015 роком на 30% і склав 27 360 млн грн, в тому числі вартість реалізації газу для виробни‑ чо-технологічних витрат оператора з транзиту. Зміна доходів відо‑ бражає тенденцію зменшення обсягів реалізації, як описано вище. Середня ціна реалізації природного газу для інших споживачів у 2016 році залишалася майже незмінною та показала зменшення на 3% порівняно з 2015 роком.

Реалізація за нерегульованими цінами для інших споживачів

Збиток сегмента продажу та постачання природного газу зменшився у 2016 році порівняно з 2015 роком на 93,4%, що є результатом продовження реалізації реформи ринку природ‑ ного газу та приведенням цін реалізації до рівня імпортного паритету. Водночас зменшення обсягів реалізації природного газу споживачам України та збільшення середньозваженої собівартості природного газу внаслідок девальвації гривні нега‑ тивно вплинуло на результати сегмента. Враховуючи сезонність реалізації природного газу та необ‑ хідність його закупівлі у сезон низької реалізації газу, група Нафтогаз фінансує придбання імпортованого природного газу за кредитні кошти, отримані від іноземних фінансових установ. Станом на кінець 2016 року валютна частка кредитного портфе‑ ля групи складала 43 529 млн грн (61% від кредитного портфеля групи), відповідно девальвація національної валюти у 2016 році відносно долара США на 8% та євро на 5% негативно вплинула

5 341

40 526

на результат сегмента. Разом з цим, у 2016 році падіння націо‑ нальної валюти та коливання курсу гривні на валютному ринку були менш стрімкими, ніж у 2015 році (коли падіння гривні скла‑ ло 48% відносно долара США та 37% – відносно євро)25 , зменшен‑ ня втрат від курсових різниць у 2016 році порівняно з 2015 роком позитивно вплинуло на результат сегмента на 14 079 млн грн. Разом з цим, Нафтогаз продовжує отримувати збитки від реа‑ лізації природного газу підприємствам, що виробляють тепло для населення. Збиток до оподаткування за цією категорією в основному був сформований за рахунок неопераційних витрат (фінансових та втрат від курсових різниць).

Розраховано як відношення курсу гривні згідно з даними НБУ на початок та кінець 2015 року.

145

РІЧНИЙ ЗВІТ

ЧОГО МИ ДОСЯГЛИ

Результат сегмента, млн грн 2015

2016

2016/2015

Продаж та постачання природного газу

(52 257)

(3 472)

-93,4%

Реалізація споживачам, які підпадають під дію ПСО

(47 478)

(1 142)

-97,6%

Регіональні газорозподільчі підприємства для перепродажу населенню

(11 239)

3 819

-134,0%

Підприємства, що виробляють тепло для населення

(36 239)

(3 779)

-89,6%

Підприємства, що виробляють тепло для бюджетних організацій

128

Одеський припортовий завод

(1 310)

Доходи і заборгованість від реалізації природного газу споживачам України Дохід від реалізації природного газу Валова торгова дебіторська заборгованість (21 507) (17 414) 20%

35%

20 346 83 060

31.12.2016

(4 779)

(2 330)

-51,2%

Регіональні газорозподільчі підприємства для перепродажу іншим спожива‑ чам

(74)

(37)

-50,0%

Підприємства, що виробляють тепло для інших споживачів

(2 452)

(119)

-95,1%

Промислові та інші споживачі, в тому числі реалізація газу підприємствам групи для ВТВ та власних потреб

(2 253)

(2 174)

-3,5%

8 403

21 387 57 158

54 307

76%

Реалізація споживачам, які не підпадають під дію ПСО

31.12.2015 97%

31.12.2016 16 923

31.12.2015

31.12.2016

% розрахунків, з них % субсидій

7 639 31.12.2015

31.12.2015

до одного місяця до 12 місяців

(176) (100)

57%

Активи

0 1 367

-10000 -20000

(3 472)

14 080

-30000 -40000 -50000 (52 257) -60000 (9 334) -70000

2015

Зменшення обсягів реалізації

42 672 Зростання ціни реалізації

Активи, млн грн

Девальвація гривні

Інше

Активы ROA

100000

-5%

80000 60000 40000 20000

-135% -286%

28 347

76 435

38 747

2014

2015

2016

Нафтогаз як суб’єкт ринку природного газу, на якого покладено спеціальні обов’язки, має право на отримання компенсації економічно обґрунтованих витрат, зменшених на доходи, отримані в процесі виконання спеціальних обов’язків та з урахуванням допустимого рівня прибутку26. Передба‑ чається, що порядок розрахунку такої компенсації буде затверджено Кабінетом Міністрів України. Наразі ні переліку економічно обґрунтованих витрат, ні визначення допустимого рівня прибутку урядом не затверджено. Жодних коригувань щодо можливої компенсації не включено до фактичних результатів 2016 року.

591 9 532

20 340

21 796

3 236

12 087

2 544

95% 69% 31.12.2016

31.12.2015

31.12.2016

% розрахунків, з них % субсидій

31.12.2015

до одного місяця до 12 місяців

більше 12 місяців Резерв сумнівної заборгованості

(3472)

Підприємства, що виробляють тепло для населення Дохід від реалізації природного газу

Валова торгова дебіторська заборгованість (3 085)

37%

3 235

36%

18 871

(3 264) 2 518

6 963

3 062

14 145

6 762

6 096

69% 4 813

89%

31.12.2016

31.12.2015

1 182

31.12.2016

% розрахунків, з них % субсидій

до одного місяця до 12 місяців

31.12.2015

більше 12 місяців Резерв сумнівної заборгованості

(3472)

Збільшення суми заборгованості пов’язане зі зростанням ціни газу в 2,7 раза та погіршенням платіжної дисципліни.

У 2016 році рівень розрахунків за реалізований природний газ склав в цілому за всіма категоріями споживачів 76%, що менше за рівень розрахунків у 2015 році на 21% (рівень розрахунків 2015 – 97%, 2014 – 94%). Погіршення платіж‑ ної дисципліни разом з ростом цін призвело до приросту дебіторської заборгованості групи за сегментом реалізації природного газу в 1,8 раза. 26

146

більше 12 місяців Резерв сумнівної заборгованості

Регіональні газорозподільчі підприємства для перепродажу населенню Дохід від реалізації природного газу Валова торгова дебіторська заборгованість

50 140

Загальна вартість активів сегмента продажу та постачання природного газу збільшилася в 2016 році порівняно з 2015 роком на 97%. Більш ніж половину такого приросту, а саме 20 377 млн грн, складає збільшення торгової дебіторської заборгованості порівняно з 2015 роком. Крім того, близько 30% приросту відбулося за рахунок збільшення вартості газу в 2016 році в порівнянні з 2015 роком, що пов’язано в основному зі зростанням ціни закупівлі газу видобутку Укргазвидобування, а також зміною пропорції у залишках імпортованого газу та газу власного видобутку (див. розділ «Робочий капітал»).

32 690

16 648

35%

Вплив на результат сегмента, млн грн

2016

Ч. 7 ст. 11 Закона України «Про ринок газу»

147

РІЧНИЙ ЗВІТ

ЧОГО МИ ДОСЯГЛИ Регіональні газорозподільчі підприємства для перепродажу іншим споживачам Дохід від реалізації природного газу Валова торгова дебіторська заборгованість (202)

(115)

548

2 318 100%

293

235

210

100%

31.12.2016

31.12.2015

31.12.2016

% розрахунків, з них

31.12.2015

до одного місяця до 12 місяців

більше 12 місяців Резерв сумнівної заборгованості

За категорією відбулося скорочення обсягів використання газу на(3472) 35%, при цьому зросла заборгованість за спожитий газ, що свідчить про погіршення платіжної дисципліни.

Підприємства, що виробляють тепло для бюджетних організацій та інших споживачів Дохід від реалізації природного газу Валова торгова дебіторська заборгованість 4%

(6 464)

(5 871) 982

1 109 1 085 7 018

7 594 93%

7 699

8 741 6 547

104%

до одного місяця до 12 місяців

Показник рентабельності активів сегмента збільшився в 2016 році порівняно з 2015 роком на 130%. Це збільшення пов’язано зі знач‑ ним покращенням результату сегменту внаслідок приведення цін реалізації до рівня імпортного паритету. Водночас приріст вартості активів, пов’язаний зі збільшенням розміру торгової дебіторської заборгованості, мав негативний вплив на показник рентабельності активів через зростання цін та погіршення платіжної дисципліни.

Нижче представлений перелік видів переробки в сегменті за підприємствами групи.

5 711

% розрахунків, з них % субсидій

У листопаді 2016 року було прийнято Закон27, який визначає порядок врегулювання заборгованості теплопостачальних та теплогенеруючих організацій та підприємств централізованого водопостачання і водовідведення за спожиті енергоносії28. Серед іншого, Закон передбачає списання зобов’язань підприємств та організацій зі штрафів, пені, неустойок за несвоєчасну сплату боргів за спожитий газ, а також реструктуризацію заборгованості за спожитий природний газ перед Нафтогазом. У 2017 році та в подальших роках група очікує додаткових збитків, пов’язаних з процедурою врегулювання, у вигляді списання певної суми дебі‑ торської заборгованості, а також втрати права на стягнення штра‑ фів, пені, неустойок за несвоєчасну сплату боргів за спожитий газ. Наразі суму додаткових збитків оцінити неможливо.

ПЕРЕРОБКА СИРОЇ НАФТИ І ГАЗОВОГО КОНДЕНСАТУ ТА ТОРГІВЛЯ НАФТОПРОДУКТАМИ

946

більше 12 місяців Резерв сумнівної заборгованості

Валова торгова дебіторська заборгованість (10 205) 460

5 337

20 050

(8 064) 2 299

172

10 808

7 630

14 758

Виробництво стисненого природного газу

4 828

110%

31.12.2016

31.12.2015

31.12.2016

% розрахунків, з них % субсидій

31.12.2015

до одного місяця до 12 місяців

*Укрнафта виробляє аміак з продукції власного видобування на орендованих засобах виробництва та устаткуванні

більше 12 місяців Резерв сумнівної заборгованості

(3472)

Розрахунки за природний газ частково проводяться з передплатою, яка дозволяє купувати за нижчою ціною.

Основні результати

Одеський припортовий завод Дохід від реалізації природного газу

Фактична зміна обсягів виробництва нафтопродуктів та скрапле‑ ного газу в 2016 році порівняно з 2015 року пов’язана з включенням результатів Укрнафти до аналізу. Якщо б показники Укрнафти було включено з 1 січня 2015 року, то зміна обсягів виробництва складала б -1%.

Валова торгова дебіторська заборгованість (1 375) 514

1 146

Загальні обсяги виробництва нафтопродуктів та скрапленого газу збільшились у 2016 році порівняно з 2015 роком на 2,9%. Зростан‑ ня в 2016 році відбулося за рахунок збільшення порівняно з 2015

1 375 861

Укрнафта має у своєму розпорядженні устаткування та засоби для виробництва аміаку. Зміна обсягу виробництва у 2016 році порівняно з 2015 роком становить 15 тис. т.

Виробництво нафтопродуктів та скрапленого газу групою Нафтогаз29, тис. т 1000

Закон України «Про заходи, спрямовані на врегулювання заборгованості теплопостачальних та теплогенеруючих організацій та підприємств централі‑ зованого водопостачання і водовідведення за спожиті енергоносії» №1730 від 03.11.2016 28 Див. розділ «Важливі регуляторні зміни»

Нафтопродукти Скраплений газ Стиснений газ

800

774

600

187

825 65

-25.2%

69 849 49

CAGR,% 4,7%

8.5% 302

279 3.5%

Виробництво скрапленого газу

Виробництво аміаку*

10 176

100%

роком обсягів виробництва нафтопродуктів та скрапленого газу на 17 тис. т та на 24 тис. т відповідно.

Виробництво нафтопродуктів

(3472)

Промислові та інші споживачі Дохід від реалізації природного газу

2016

400

200

498 490

481

2014

2015

2016

Починаючи з 22 липня 2015 року група поновила контроль над Укрнафтою та включила показники діяльності товариства до загальних показників гру‑ пи, що призвело до фактичної зміни обсягів виробництва нафтопродуктів та скрапленого газу

Обсяги реалізації нафтопродуктів та скрапленого газу групою Нафтогаз, тис. т 1000

800

600

Нафтопродукти Скраплений газ Стиснений газ 769 97 181

817 65

-24.6%

877 49

CAGR,% 6,8%

22,1% 331

271 3.3%

400

31.12.2016

31.12.2015

% розрахунків, з них % субсидій

148

31.12.2016

до одного місяця до 12 місяців

31.12.2015

більше 12 місяців Резерв сумнівної заборгованості

Вся сума заборгованості віднесена до резерву, оскільки група Нафтогаз не має впевненості щодо її погашення. (3472)

200

491

481

2014

2015

497

2016 149

РІЧНИЙ ЗВІТ

ЧОГО МИ ДОСЯГЛИ

ІНШІ ВИДИ ДІЯЛЬНОСТІ

Обсяги реалізації нафтопродуктів та скрапленого газу зросли у 2016 році порівняно з 2015 роком на 7,3%. У 2016 році основне зростання відбулося в категорії скрапленого газу – на 22,2% порівняно з 2015 роком.

Дохід від реалізації нафтопродуктів та скрапленого газу, млн грн 20000

CAGR,% 69 74%

Нафтопродукти Скраплений газ Стиснений газ Інші доходи30 65 в тому числі продаж іншим сегментам всередині групи

15000

271

181

10000

Вплив на дохід сегмента, млн грн 10000

8000

1549 810

-25,2%

6000

-183

Спочатку сторони домовилися профінансувати будівництво потужностей з газифікації вугілля та модернізацію електро‑ станцій. У 2015 році за підтримки Міненерговугілля України та Міністерства торгівлі Китаю сторони попередньо погодилися розширити цільове призначення кредитної лінії, додавши поставку бурових установок та проекти енергетичного перео‑ снащення домогосподарств.

271

181

519

4000

21,4%

25 грудня 2012 року укладено Генеральну кредитну угоду між Нафтогазом і Державним Банком Розвитку Китаю (ДБР КНР) щодо кредитування проектів заміщення природного газу ві‑ тчизняним вугіллям на суму 3,65 млрд дол. Кредит виділяється під державні гарантії. Коштів поки не надійшло.

2 401

6 643

5000

9 917

6 314

Нафтопродукти Скраплений газ Стиснений газ

РЕАЛІЗАЦІЯ ПРОЕКТІВ У РАМКАХ ГЕНЕРАЛЬНОЇ УГОДИ МІЖ НАФТОГАЗОМ ТА ДЕРЖВАНИМ БАНКОМ РОЗВИТКУ КНР

116

3 487

724

5 224 686 1 336

2 432

3 202

3 487

2014

2015

2016

184,4%

2 951

(21)

540

2 432

2000

6 430

724

2015

(183)

Зміна обсягів

541

Зміна ціни

2016

В інші доходи включено дохід від реалізації аміаку, що становить 2 324 млн грн

Дохід від реалізації нафтопродуктів та скрапленого газу групою збільшився у 2016 році на 138% в основному за рахунок доходу від реалізації нафтопродуктів. Якщо б дані Укрнафти було включено за повний 2015 рік, доходи групи скоротились би на 2%. Фінансовий результат сегмента переробки сирої нафти і газового конденсату та торгівлі нафтопродуктами зменшився в 2016 році порівняно з 2015 роком на 17%.

Вплив на результат сегмента, млн грн 12000

8 788

379

році, але кредитний ризик деяких контрагентів вже сьогодні свідчить про проблемність врегулювання цих сум.

(6 537)

Активи

10000 8000 6000

(1 983)

4000 2000

(994)

2 067

1 720 1 720

0 2015

Збільшення Збільшення обсягів ціни

Збільшення Збільшення матеріальних резерву витрат на сумнівну та вартості дебіторську покупних заборгованість нафтопродуктів за виданими передплатами

Інше

2016

Збільшення обсягів та ціни реалізації нафтопродуктів позитивно вплинуло на фінансовий результат сегмента у сумі 9 167 млн грн порівняно з 2015 роком (що пов’язано з включенням до звітності показників Укрнафти за 2015 рік з дати відновлення контролю). Водночас на зменшення результату сегмента в розмірі 6 537 млн грн вплинуло зростання матеріальних витрат на виробництво нафтопродуктів та витрат Укрнафти на покупні нафтопродукти для роздрібної торгівлі через мережу власних бензозаправних станцій.

150

У 2016 році Укрнафта нарахувала резерв сумнівної дебітор‑ ської заборгованості за передплатами, виданими постачаль‑ никам, і включила відповідні витрати до складу операційних витрат у сумі більшій на 1 983 млн грн за показник 2015 року. Більшість передплат має договірний термін поставки у 2018

Загальна вартість активів сегмента переробки сирої нафти і газового конденсату та торгівлі нафтопродуктами збільшила‑ ся в 2016 році порівняно з 2015 роком на 108,5%. Майже 80% цього приросту припадає на збільшення вартості основних засобів. Крім того, близько 25% зміни припадає на збільшен‑ ня запасів за рахунок приросту запасів нафтопродуктів (як товару) в 2016 році порівняно з 2015 роком. Показник рентабельності активів сегмента зменшився на 15% в 2016 році порівняно з 2015. Вплив на погіршення по‑ казника мали збільшення вартості основних засобів у складі активів та погіршення результатів сегмента за рахунок приросту матеріальних витрат на виробництво.

Активи, млн грн

Активы ROA

20000

10%

15000 25%

10000

17 099

40%

5000

8 200

Наприкінці 2015 року Нафтогаз подав на розгляд Мінеко‑ номрозвитку чотири проекти для включення їх до державного реєстру інвестиційних пропозицій. Отримання офіційного статусу від Мінекономрозвику та повідомлення про підтримку проектів Міненерговугіллям та Мінфіном було тоді головною умовою для їх подання до ДБР КНР. На дату публікації цього звіту міністерства не висловили офіційної думки щодо запро‑ понованих проектів. У 2016 році сторони продовжили терміни кредитної лінії на один рік. Тепер проекти мають бути направ‑ лені для розгляду ДБР КНР до 25 червня 2017 року. ПЕРЕВЕЗЕННЯ ВУГЛЕВОДНЕВИХ ГАЗІВ Основним видом діяльності Укрспецтрансгазу є надання послуги з перевезення зріджених вуглеводневих газів з використанням власних вагонів-цистерн. Товариство обслуго‑ вує газопереробні заводи Укрнафти, Управління з переробки газу та газового конденсату Укргазвидобування, а також низку зовнішніх підприємств (у тому числі АТ «Укртатнафта», АТ «Тор‑ говий Дім Укртатнафта», ЗАТ «ЛиНІК», ТОВ «ТНК-ВР-Коммерс», завод «Полеолефін», ТОВ «Карнафтохім»). За 2016 рік товариство перевезло власними залізничними вагонами-цистернами 146,6 тис. т зріджених вуглеводневих га‑ зів, що на 27% менше ніж у 2015 році, у зв’язку зі зменшенням обсягів власного виробництва в Україні і підвищенням заліз‑ ничних тарифів, що призвело до переорієнтування клієнтів на автомобільний транспорт. НАУКОВА ДІЯЛЬНІСТЬ Предметом діяльності Науканафтогаз є здійснення для підпри‑ ємств нафтогазової галузі та інших замовників досліджень і розробок, спрямованих на розширення ресурсно-сировин‑ ної бази, проектування та вдосконалення систем розробки родовищ і технологій інтенсифікації видобування вуглеводнів та їх наукового супроводу на виробництві, виконання геолого‑ розвідувальних робіт з вивчення геологічної будови та оцінки перспектив нафтогазоносності, розроблення нормативних документів для забезпечення виробничих процесів у палив‑ но-енергетичному комплексі тощо. Протягом 2016 року Науканафтогаз надала послуги з вико‑

5 007

2016

нання геологорозвідувальних робіт і науково-дослідних та дослідно-конструкторських робіт на суму 38 млн грн. У 2016 році Науканафтогаз виконувала роботи як для підприємств групи Нафтогаз, так і зовнішніх контрагентів. КАПІТАЛЬНІ ІНВЕСТИЦІЇ Загальна вартість капітальних інвестицій групи Нафтогаз збільшилась в 2016 році порівняно з 2015 на 48,6% (за 20142016 роки середньорічний ріст склав 62,5%). Якщо б показники Укрнафти було включено до консолідованих даних з 1 січня 2015 року, то збільшення капітальних інвестицій за 2016 рік складало б 36,2%.

Сума капітальних інвестицій, млн грн 10000

CAGR 62,5%

8000 48,6% 6000 9 694 4000 2000

6 523 3 672

2014

2015

2016

Пріоритетним напрямком для капітальних інвестицій групи залишається видобуток природного газу. На цей сегмент у 2016 році припадало більше 50% загальної вартості капіталь‑ них інвестицій. У 2016 році порівняно з 2015 роком сума капі‑ тальних інвестицій у сегмент виробництва природного газу зросла на 34% за рахунок нарощування обсягів розвідуваль‑ ного та експлуатаційного буріння. Протягом 2016 року пробуре‑ но 198 тис. м, в тому числі розвідувального буріння – 105 тис. м. Загальна вартість витрат з цього напрямку в 2016 році склала 3 855 млн грн, що перевищує показник 2015 року на 27,3%. Другим за об’ємом капітальних інвестицій напрямком є сегмент з транспортування і розподілу природного газу. Сума капітальних інвестицій в даному сегменті зросла у 2016 році порівняно з 2015 роком на 89,8% за рахунок будівництва та ремонту низки важливих об’єктів (ремонту ділянки магістраль‑ ного газопроводу «Уренгой-Помари-Ужгород», реконструкції газопроводу «Шебелинка-Слов’янськ», газопроводу «Мар’їв‑ ка-Херсон», систем автоматичного керування деяких компре‑ сорних станцій). Значний ріст обсягів капітальних інвестицій у 2016 році став можливим за рахунок збільшення інвестиційної складової у тарифі на транспортування природного газу. З відновленням контролю над Укрнафтою вартість капітальних інвестицій у 2016 році в сегмент видобутку нафти та газового конденсату збільшилась і склала понад 700 млн грн. Якщо б Укрнафту було включено до консолідованих результатів з 01.01.2015, то приріст інвестицій у цьому сегменту склав би понад 48%. Капітальні інвестиції в інші сегменти за 2016 рік склали понад 1 100 млн грн та є меншими за показник 2015 року майже на 10%.

2014

2015

2016 151

ПОДАТКИ

пояснюється збільшенням цін реалізації газу в Укргазвидобуванні та сплатою Укртрансгазом розстроченого податку на прибуток за 2015 рік. Сума сплати за іншими податками зменшилася в основному за рахунок того, що в 2016 році було відмінено рентну плата за транзитне транспортування трубопроводами природного газу територією України, що частково компенсувалося зростанням суми рентної плати за видобуток нафти.

У 2016 року Нафтогаз з отримувача бюджетної допомоги перетво‑ рився на донора державного бюджету. Загальна сума податків, сплачених підприємствами групи Нафто‑ газ зросла в 2016 році порівняно з 2015 майже на 54%. У 2016 році найбільше податків з групи Нафтогаз сплатили Укр‑ газвидобування та Нафтогаз, на які припадає 53,3% та 22,1% всіх сплачених групою податків.

Сума сплачених податків, млн грн

Загалом державним бюджетом на 2016 рік31 було передбачено обсяг субсидій на надан‑ ня пільг та житлових субсидій населенню на оплату електроенергії, природного газу, послуг тепло-, водопостачання і водо‑ відведення, квартирної плати (утримання будинків і споруд та прибудинкових терито‑ рій), вивезення побутового сміття та рідких нечистот у розмірі 47,08 млрд грн. При цьому фактичне нарахування споживачам пільг та субсидій в 2016 році склало 59,88 млрд грн (з яких 52,55 млрд грн – субсидії, 7,33 млрд грн – пільги). Таким чином, фактичні витрати на субсидії на 27,2% перевищують плановий обсяг видатків, закладених до бюджету на 2016 рік. Загалом за 2016 рік підприємствами групи Нафтогаз було оформлено спільних протокольних рішень за спожитий природний газ в частині пільг та субсидій населенню на 40,1 млрд грн, з яких надійшло в оплату 33,4 млрд грн Таким чином середній відсоток розрахунків за Закон України «Про Державний бюджет України на 2016 рік» (із змінами) 31

152

Загальна сума позик групи за період 2015-2016 років зменши‑ лася на 0,9 млрд грн або на 1,3% і склала 70,8 млрд грн.

Загальна сума позик, млн грн

73 764

61 008

2014

2015

2014

2015

Зміна позик, млн грн

2016

2016 30 437 23 293 7 522 5 393 3 325 2 679 1 115 73 764

2015 17 982 13 280 859 9 252 2 086 2 636 1 467 47 562

2014 9 315 1 390 1 766 3 165 337 2 993 1 235 20 201

3135

73%

ЖИТОМИРСЬКА

2031

ЛЬВІВСЬКА

30000

919 84%

1995

83%

2339

1842

991 89%

ВІННИЦЬКА

КІРОВОГРАДСЬКА

ІВАНО-ФРАНКІВСЬКА

1035 83%

72%

ЛУГАНСЬКА

1936

88%

ДОНЕЦЬКА

836 80% МИКОЛАЇВСЬКА

1475 78% ЗАПОРІЗЬКА

738 84% ОДЕСЬКА

Розрахунки місцевих бюджетів з підприємствами НАК «На‑ фтогаз України» за спожитий природний газ в частині пільг та субсидій населенню у 2016 році 32

субсидіями у 2016 році склав майже 83,2%. Обсяги субсидій у сумі 6,7 млрд грн, що було недофінансовано у 2016 році, було перенесено та фактично профінансовано в першому кварталі 2017 року. Якщо б субсидії було профінансовано у 2016 році у повному обсязі, відсоток погашення дебі‑

6 142

43 529 70 844 27 315

71 764

2015

2016

Національна валюта Іноземна валюта

Надходження

Погашення

торської заборгованості за газ у категоріях «Регіональні газорозподільні підприємства для перепродажу населенню» та «Підпри‑ ємства, що виробляють тепло для населен‑ ня» склав би 77% та 74%, відповідно (див. розділ «Продаж та постачання природного газу»).

долар США гривня євро 20,3

19,0 15,0

12,0 10

11,5

9,0

7,8

9,2

Курсові різниці

31.12.2016

У розрізі термінів погашення у 2016 році відбулося загальне скорочення залишкового терміну до погашення: частина дов‑ гострокових позик зменшилася на 11 725 млн грн або на 33,7%, а частина короткострокових зросла на 10 805 млн грн або на 29,2%. Середній термін до погашення в 2016 році склав для короткострокових позик 172 днів (185 в 2015), для довгостроко‑ вих 3,4 роки (3,9 в 2015).

84%

ДНІПРОПЕТРОВСЬКА

24 407

31.12.2015

96%

2892

(18 032)

ПОЛТАВСЬКА

100%

20 941

10000

СУМСЬКА

1428 97%

20000

КИЇВСЬКА

86%

ТЕРНОПІЛЬСЬКА

ЗАКАРПАТСЬКА

1793 72%

(31 180)

40000

1156 74%

РІВНЕНСЬКА

47 357

50000

Сума оформлених спільних протокольних рішень, млн грн Фактичний рівень фінансування у 2016 році32

2022

213

Середні відсоткові ставки у 2016 році порівняно з 2015 роком зменшилися для всіх валют. Середня ставка за позиками в гривні зменшилася на 1,3%, у зв’язку зі зниженням облікової ставки НБУ в 2016 році. Відсоткові ставки за позиками в дола‑ рах США зменшилися на 1,4% у зв’язку зі збільшенням частки більш дешевого міжнародного фінансування в портфелі групи.

60000

Регіональна статистика щодо пільг та субсидій

1357 71%

Середні відсоткові ставки, % 21 210

70000

ВОЛИНСЬКА

2016

Загальна зміна позик у 2016 році виглядала наступним чином:

20 201

2016/2015, % 69,3% 75,4% 775,3% -41,7% 59,4% 1,6% -23,4% 55,1%

2014

71 764

47 562

10000

27 315

24 407

70 844

10000

20000

25 014

10000

-1,3%

20000

55,1%

50000

30000

35 919

20000

70000

30000

40000

30000

80000

40000

70000 60000

40000

долар США гривня 43 316 євро

47 352

50000

Сплата податків за видом, млн грн

СУБСИДІЇ

Зміна структури позик за валютою, млн грн

ПОЗИКИ

60000

CAGR 91%

80000

Найбільшим за обсягом сплати податком є ПДВ, сума сплати за яким зросла в 2016 році на 12 456 млн грн або на 69,3%, у зв’язку з початком оподаткування ПДВ операцій з транзиту природного газу з 1 січня 2016 року та збільшенням ціни реалізації природного газу споживачам України. Крім того, в 2016 році зросли платежі з рентної плати за видобуток газу на 10 012 млн грн або на 75,4%, у зв’язку зі зростанням цін реалізації природного газу для Укргазви‑ добування, починаючи з 1 травня 2016 року, що частково компен‑ сувалося зменшенням ставки рентної плати. Зростання платежів із податку на прибуток в 2016 році на 6 662 млн грн або на 775,3%

ПДВ Рентна плата за газ Податок на прибуток Інші Рентна плата за нафту Соціальні відрахування Рентна плата за конденсат ВСЬОГО

2016

РІЧНИЙ ЗВІТ

ЧОГО МИ ДОСЯГЛИ

У розрізі валют у 2016 році порівняно з 2015 роком гривнева частина позик збільшилася на 2 908 млн грн або на 11,9%, частина в доларах США зменшилась на 4 036 млн грн або на 8,5%. У грудні 2016 року між Нафтогазом та Міністерством фінансів України, з одного боку, та Міжнародним банком реконструкції та розвитку (МБРР) та двома комерційними бан‑ ками-нерезидентами, з іншого боку, укладено пакет кредитної документації щодо залучення фінансування у сумі 478 млн євро (еквівалент 500 млн дол.) під гарантію МБРР. Повне за‑ вантаження цієї кредитної лінії починаючи з першого кварталу 2017 року збільшить частку позик, деномінованих у іноземній валюті більш ніж на 5% (без урахування інших змін).

2014

2015

2016

Структура позик за джерелом ділиться між приватними та дер‑ жавними банками приблизно порівну. В 2016 році сума позик, отриманих від державних банків, зросла на 6,6%. Частка позик, отриманих від приватних банків, знизилася на 9,2%, здебільшо‑ го за рахунок погашення кредиту в Газпромбанку, що частково було компенсовано збільшенням суми позики ЄБРР.

Зміна структури позик за типом банку, % 40000 35000 30000

Державні банки Приватні банки 34 759

35 856

35 908

38 227 32 617

26 249

25000 20000 15000 10000 5000 0

2014

2015

2016

153

РІЧНИЙ ЗВІТ

ЧОГО МИ ДОСЯГЛИ

2016

Оборотність за видами робочого капіталу у днях

РОБОЧИЙ КАПІТАЛ Забезпечення достатності робочого капіталу є одним з най‑ важливіших завдань керівництва групи.

200

Розмір робочого капіталу в 2016 році збільшився на 88,9% порівняно з 2015 роком і склав 63 677 млн грн, що стало мож‑ ливим завдяки покращенню планування потреби у робочому капіталі.

150

Суттєвий приріст вартості запасів у 2016 році порівняно з 2015 роком відбувся в основному за рахунок збільшення вартості природного газу. Таке збільшення відбулося за рахунок збіль‑ шення частки залишку імпортованого газу (в абсолютному значенні залишки імпортованого природного газу зросли у 2016 році на більш ніж 2 млрд куб. м порівняно з 2015 роком). Водночас загальні залишки активного газу в ПСГ зменшилися майже на 1,4 млрд куб. м. Оборотність запасів суттєво покра‑ щилась у 2016 році порівняно з 2015 роком в основному за рахунок оптимізації кількості запасів природного газу у ПСГ. Зростання дебіторської заборгованості відбулося за рахунок збільшення поточної дебіторської заборгованості за природ‑ ний газ внаслідок зростання цін реалізації, а також погіршен‑ ня платіжної дисципліни та недостатнього рівня субсидій (див. розділ «Продаж та постачання природного газу»). Збільшення оборотності дебіторської заборгованості у 2016 році порівняно з 2015 роком також є відображенням тенденції зростання цін реалізації. Передплати та інші оборотні активи зросли в основному за рахунок збільшення передплат за імпорт природного газу, який було поставлено у першому кварталі 2017 року. Кредиторська заборгованість зменшилась у 2016 році на 15% та склала на 31.12.2016 16 234 млн грн. Зменшення відбулося в першу чергу за рахунок зменшення зобов’язань за договора‑ ми спільної діяльності Укрнафти внаслідок скорочення обсягів діяльності порівняно з 2015 роком. Оборотність кредиторської

Запаси33 Дебіторська заборгованість34 Кредиторська заборгованість35

183

126

111

103

100

2016

2015

2014

Розраховано як середні запаси, поділені на загальну собівартість реалізації Розраховано як середня дебіторська заборгованість до вирахування резерву сумнівних боргів, поділена на дохід від реалізації 35 Розраховано як середня кредиторська заборгованість, поділена на вартість закупівель 33 34

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ

заборгованості суттєво не змінилась у 2016 році порівняно з 2015 роком. Аванси отримані та інші короткострокові зобов’язання збіль‑ шилися на 30% та склали на 31.12.2016 31 615 млн грн. Левова частка такого росту належить до накопичення зобов’язань за рентною платою, збільшення яких у 2016 році склало 5 215 млн грн і майже порівну розділилося між Укргазвидобуванням та Укрнафтою. Укргазвидобування не має простроченої заборго‑ ваності за рентною платою, і вся сума зобов’язань на кінець 2016 року є поточною заборгованістю, повністю погашеною у першому кварталі 2017 року. Водночас Укрнафта продовжу‑ вала накопичувати борг з рентної плати, який належить як до 2016 року, так і до попередніх років. Крім того, збільшилися зо‑ бов’язання підприємств групи за ПДВ, які є поточними і вчасно погашеними у січні 2017 року.

Структура робочого капіталу, млн грн Запаси Дебіторська заборгованість Передплати та інші оборотні активи Кредиторська заборгованість Аванси отримані та інші короткострокові зобов'язання Всього робочий капітал

154

2016/2015, % 47% 48% 24% -15% 30%

2015/2014, % 182% 114% -28% 38% 111%

2016 50 244 49 209 12 073 (16 234) (31 615)

2015 34 149 33 208 9 764 (19 102) (24 312)

2014 12 114 15 489 13 570 (13 872) (11 505)

89%

113%

63 677

33 707

15 796

155

РІЧНИЙ ЗВІТ

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ

2016

АНАЛІЗ ЗАУВАЖЕНЬ АУДИТОРА Щодо звітності Нафтогазу за 2016 рік незалежні аудитори висловили думку з застереженням стосовно як балансу та фінансових результатів групи. Більшість зауважень аудиторів не пов’язані з результатами 2016 року та стосуються порівнянності результатів 2016 року та попередніх періодів. Зауваження аудитора (в дужках порядковий номер зауваження у звіті аудитора)

Вплив на :

Коментар керівництва Нафтогазу

Баланс на 31 грудня 2016 року

Фінансовий результат 2016 року

так (1% активів)

так (35% чистого прибутку)

Фінансова інформація ПАТ «Укрнафта»: Неможливість отримання достатніх аудиторських доказів для обґрунтування визнання і оцінки наступних операцій Укрнафтою: • продажу нафтопродуктів за договорами спільної діяльності у 2016 році,

Більшість операцій щодо реалізації нафтопродуктів, яких стосується зауваження, було здійснено до дати відновлення контролю. Керівництво Укрнафти планує заходи щодо врегулювання питання щодо припинення операцій за договорами спільної діяльності Укрнафти.

• дебіторської заборгованості за операціями продажу сирої нафти у 2015 році; • передплат виданих за операціями придбання нафтопродуктів у 2015 році та їх класифікації, а також їх впливу на інші операційні витрати, фінансові доходи (витрати), та відстрочені податкові активи станом на 31 грудня 2016 та 2015 років і за роки, які закінчилися на зазначені дати (1а,б) Непідтверджені результати проведення інвентаризації запасів, що знаходились у власності спільної діяльності ПАТ «Укрнафта» станом на 31 грудня 2015 року (1в) Технічні питання ведення обліку: Використання різних облікових політик групою, асоційованими підприємствами та спільною діяльністю (СД); відсутність перевіре‑ ної аудитом фінансової інформації СД (2)

так (менше 1% активів)

так (менше 1% чистого Група веде планову роботу щодо уніфікації облікових політик для цілей прибутку) підготовки консолідованої фінансової звітності на підприємствах групи. В той же час, необхідно зазначити, що можливості Нафтогазу впливати на облікову політику підприємств, щодо яких вона не здійснює контроль, суттєво обмежені.

так (1% активів)

так (19% чистого прибутку)

Питання щодо викривлення даних звітності: Можлива відмінність сутності витрат від їх юридичної форми згідно з первинними документами на суму 6,2 млрд грн у 2016 році та на суму 1,4 млрд грн у 2015 році (3)

Частину керівництва ПАТ «Укртрансгаз» було звільнено на початку 2017 року. Група має детальний план щодо поліпшення процедури закупівель, щоб уникнути таких коментарів у майбутньому (див. «Основні ризики»)

Зауваження щодо результатів попередніх періодів, що впливають на співставність результатів 2016 року та попередніх періодів: Неможливість визначення ефекту переоцінки основних засобів на дату відновлення контролю над ПАТ «Укрнафта» (1г)

156

ні

Зауваження аудитора щодо результатів попередніх періодів не мають впливу на фінансову звітність за 2016 року

157

РІЧНИЙ ЗВІТ

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ

ПУБЛІЧНЕ АКЦІОНЕРНЕ ТОВАРИСТВО «НАЦІОНАЛЬНА АКЦІОНЕРНА КОМПАНІЯ «НАФТОГАЗ УКРАЇНИ» КОНСОЛІДОВАНА ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ СТАНОМ НА ТА ЗА РІК, ЯКИЙ ЗАКІНЧИВСЯ 31 ГРУДНЯ 2016 РОКУ

2016

ЗМІСТ

Стор.

ЗВІТ НЕЗАЛЕЖНОГО АУДИТОРА.......................................................................................................................................................................................................................................................160 КОНСОЛІДОВАНА ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ Консолідований звіт про фінансовий стан.............................................................................................................................................................................................................................163 Консолідований звіт про прибутки або збитки....................................................................................................................................................................................................................164 Консолідований звіт про сукупні доходи..................................................................................................................................................................................................................................164 Консолідований звіт про зміни у власному капіталі.........................................................................................................................................................................................................165 Консолідований звіт про рух грошових коштів....................................................................................................................................................................................................................166 Примітки до консолідованої фінансової звітності 1.

ОРГАНІЗАЦІЯ ТА ЇЇ ОПЕРАЦІЙНА ДІЯЛЬНІСТЬ................................................................................................................................................................................................................ 168

ОПЕРАЦІЙНЕ СЕРЕДОВИЩЕ.................................................................................................................................................................................................................................................. 168

ПЕРЕРАХУНОК ПОРІВНЯЛЬНОЇ ІНФОРМАЦІЇ..................................................................................................................................................................................................................172

ІНФОРМАЦІЯ ЗА СЕГМЕНТАМИ.............................................................................................................................................................................................................................................175

ЗАЛИШКИ ЗА ОПЕРАЦІЯМИ ТА ОПЕРАЦІЇ З ПОВ’ЯЗАНИМИ СТОРОНАМИ..................................................................................................................................................179

ОСНОВНІ ЗАСОБИ.........................................................................................................................................................................................................................................................................180

ІНВЕСТИЦІЇ В АСОЦІЙОВАНІ ТА СПІЛЬНІ ПІДПРИЄМСТВА...................................................................................................................................................................................... 181

ІНШІ НЕОБОРОТНІ АКТИВИ......................................................................................................................................................................................................................................................182

9. ЗАПАСИ................................................................................................................................................................................................................................................................................................183 10. ТОРГОВА ДЕБІТОРСЬКА ЗАБОРГОВАНІСТЬ.....................................................................................................................................................................................................................183 11. ПЕРЕДПЛАТИ ВИДАНІ ТА ІНШІ ОБОРОТНІ АКТИВИ....................................................................................................................................................................................................183 12. ГРОШОВІ КОШТИ ТА ЗАЛИШКИ НА БАНКІВСЬКИХ РАХУНКАХ..........................................................................................................................................................................184 13. АКЦІОНЕРНИЙ КАПІТАЛ..............................................................................................................................................................................................................................................................184 14. ПОЗИКИ...............................................................................................................................................................................................................................................................................................185 15. ЗАБЕЗПЕЧЕННЯ..............................................................................................................................................................................................................................................................................185 16. АВАНСИ ОТРИМАНІ ТА ІНШІ КОРОТКОСТРОКОВІ ЗОБОВ’ЯЗАННЯ................................................................................................................................................................... 186 17. СОБІВАРТІСТЬ РЕАЛІЗАЦІЇ.........................................................................................................................................................................................................................................................187 18. ІНШІ ОПЕРАЦІЙНІ ВИТРАТИ.....................................................................................................................................................................................................................................................187 19. ФІНАНСОВІ ВИТРАТИ..................................................................................................................................................................................................................................................................188 20. ФІНАНСОВІ ДОХОДИ....................................................................................................................................................................................................................................................................188 21. ПОДАТОК НА ПРИБУТОК...........................................................................................................................................................................................................................................................188 22. УМОВНІ ТА КОНТРАКТНІ ЗОБОВ’ЯЗАННЯ І ОПЕРАЦІЙНІ РИЗИКИ.....................................................................................................................................................................190 23. ОБ’ЄДНАННЯ ПІДПРИЄМСТВ...................................................................................................................................................................................................................................................192 24. УПРАВЛІННЯ ФІНАНСОВИМИ РИЗИКАМИ......................................................................................................................................................................................................................193 25. СПРАВЕДЛИВА ВАРТІСТЬ...........................................................................................................................................................................................................................................................195 26. ПОДІЇ ПІСЛЯ ЗВІТНОГО ПЕРІОДУ.......................................................................................................................................................................................................................................... 198 27. ОСНОВНІ ПРИНЦИПИ ОБЛІКОВОЇ ПОЛІТИКИ............................................................................................................................................................................................................... 198 28. ІСТОТНІ ОБЛІКОВІ ОЦІНКИ ТА СУДЖЕННЯ...................................................................................................................................................................................................................... 198 29. ПРИЙНЯТТЯ ДО ЗАСТОСУВАННЯ НОВИХ АБО ПЕРЕГЛЯНУТИХ СТАНДАРТІВ ТА ТЛУМАЧЕНЬ...........................................................................................................210

158

159

РІЧНИЙ ЗВІТ

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ

ЗВІТ НЕЗАЛЕЖНОГО АУДИТОРА Акціонеру Публічного акціонерного товариства «Національна акціонерна компанія «Нафтогаз України»:

Думка із застереженням Ми провели аудит консолідованої фінансової звітності Публічно‑ го акціонерного товариства «Національна акціонерна компанія «Нафтогаз України» (надалі – «компанія») та його дочірніх підприємств (надалі разом – «група»), що складається із кон‑ солідованого звіту про фінансовий стан на 31 грудня 2016 року, консолідованого звіту про прибутки або збитки, консолідова‑ ного звіту про інші сукупні доходи, консолідованого звіту про зміни у власному капіталі та консолідованого звіту про рух гро‑ шових коштів за рік, що закінчився зазначеною датою, а також приміток до консолідованої фінансової звітності, включаючи стислий виклад значущих облікових політик. На нашу думку, за винятком можливого впливу питань, опи‑ саних у параграфах 1‑2б та 3 розділу «Основа для думки із застереженням» нашого звіту і за виключенням впливу питань, викладених у параграфах 2в і 2г розділу «Основа для думки із застереженням» нашого звіту, консолідована фінансова звітність, що додається, відображає достовірно, в усіх суттєвих аспектах консолідований фінансовий стан групи на 31 грудня 2016 року, та її консолідовані фінансові результати і консолідо‑ вані грошові потоки за рік, що закінчився зазначеною датою, відповідно до Міжнародних стандартів фінансової звітності (надалі – «МСФЗ»).

Основа для думки із застереженням 1) Фінансова інформація ПАТ «Укрнафта» Як зазначено у Примітці 23 до консолідованої фінансової звітності, група отримала контроль над ПАТ «Укрнафта» (на‑ далі –«Укрнафта») і, починаючи з 22 липня 2015 року (надалі – «дата відновлення контролю»), фінансова інформація «Укрна‑ фти» включається до консолідованої фінансової звітності групи. До 22 липня 2015 року група, для обліку інвестиції в «Укрнафту», використовувала метод участі у капіталі. Станом на дату від‑ новлення контролю група здійснила оцінку активів та зобов’я‑ зань «Укрнафти», а також інвестицію групи в «Укрнафту» за її справедливою вартістю. Нам не вдалося отримати достатні та належні аудиторські докази щодо: a. визнання і оцінки доходу від реалізації, собівартості реаліза‑ ції, передплат виданих та торгової дебіторської заборгованості, пов’язаних з операціями продажу нафтопродуктів спільною діяльністю «Укрнафти» у 2016 році, та операцій продажу сирої нафти та передплат виданих за операціями придбання нафто‑ продуктів «Укрнафтою» у 2015 році, а також впливу цих операцій на інші операційні витрати, фінансові витрати, фінансові доходи та відстрочені податкові активи станом на 31 грудня 2016 та 2015 років і за роки, які закінчилися на зазначені дати; б. класифікації передплат виданих за операціями придбання на‑ фтопродуктів «Укрнафтою» у 2015 році у складі оборотних активів; 160

в. кількості та оцінки вартості запасів, які знаходились у влас‑ ності спільної діяльності «Укрнафти» і утримувались третьою стороною станом на 31 грудня 2015 року, оскільки ми не змогли взяти участь в інвентаризації запасів або переконатись за допомогою альтернативних процедур у кількості запасів станом на цю дату; г. оцінки справедливої вартості основних засобів станом на дату відновлення контролю та відповідного збитку у резуль‑ таті переоцінки раніше утримуваної частки групи в «Укр нафті». Як наслідок, ми не мали змоги оцінити, чи існувала потреба в будь‑яких коригуваннях наступних сум стосовно «Укрнафти»: Стаття у консолідованій фінансовій звітності

31 грудня 2016 року, млн грн

31 грудня 2015 року, млн грн

Консолідований звіт про фінансовий стан на: Відстрочені податкові активи

3 768

‑

Передплати видані та інші оборотні активи

2 552

5 640

Торгова дебіторська заборгованість

‑

3 394

Запаси

‑

1 191

Консолідований звіт про прибутки або збитки за рік, який закінчився: Дохід від реалізації

771

2 468

Собівартість реалізації

(1 662)

‑

Інші операційні витрати

(9 807)

(1 523)

Фінансові доходи

2 811

701

Фінансові витрати

‑

(809)

Частка у результатах асоційованих та спільних підприємств після оподатку‑ вання

‑

(1 224)

Переоцінка раніше утримуваної інвестиції в дочірньому підприємстві до її справедливої вартості

‑

(1 430)

2) Інвестиції в асоційовані підприємства та спільну діяльність Як зазначено у Примітках 7 та 27 до 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 достатні і належні аудиторські докази щодо мож‑ ливості відшкодування торгової та іншої дебіторської заборго‑ ваності асоційованого підприємства групи, ПАТ «Укртатнафта», станом на 31 грудня 2015 року, з часткою групи у сумі 611 міль‑ йонів гривень, яка була включена до балансової вартості інвестицій в асоційовані підприємства;

б. отримати достатні і належні аудиторські докази 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 дочірнім підприємством групи, ПАТ «Укргазвидобування», оскільки ми не отримали доступу до перевіреної аудитом фінансової звітності та фінансової інформації, підготовленої згідно з МСФЗ станом на 31 грудня 2016 року і за рік, який закінчився на зазначену дату, як зазначено у таблиці нижче: Стаття у консолідованій фінансовій звітності

31 грудня 2016 року, мільйонів гривень

Консолідований звіт про фінансовий стан на: Основні засоби

1 540

Інші необоротні активи

Запаси

130

Торгова дебіторська заборгованість

Грошові кошти та залишки на рахунках у банках

Передплати видані та інші оборотні активи

Позики

Забезпечення

111

Торгова кредиторська заборгованість

Аванси отримані та інші короткострокові зобов’я‑ зання

109

Консолідований звіт про прибутки або збитки за рік, який закінчився: Дохід від реалізації Собівартість реалізації

1 712 (1 472)

в. визначити вплив відхилення від вимог МСФЗ 11 «Спільна діяльність», оскільки інвестиції групи у спільні операції обліко‑ вувались із використанням методу участі в капіталі. Ці інвестиції були відображені у сумі 40 мільйонів гривень та 2 мільйони гри‑ вень станом на 31 грудня 2016 та 2015 років, відповідно. На нашу думку, ці інвестиції повинні обліковуватись як спільна операція, яка вимагає визнання групою своєї частки у кожній категорії активів та зобов’язань спільної діяльності станом на 31 грудня 2016 та 2015 років та своєї частки у доходах та витратах спільної діяльності за роки, які закінчилися на зазначені дати; г. визначити вплив відхилення від єдиної облікової політики групи стосовно використання моделі переоцінки для обліку своїх основних засобів з боку ПАТ «Укртатнафта» та спільної діяльності між ПАТ «Укргазвидобування», Misen Enterprises AB та ТОВ «Карпатигаз». 3) Класифікація і подання операцій придбання Як викладено у Примітці 27, наступні витрати були понесени ПАТ «Укртрансгаз» за рік, який закінчився 31 грудня 2016 року: • капітальні витрати, включені до складу основних засобів у сумі 1,872 мільйони гривень, та

2016

• витрати за операціями придбання послуг та запасів у сумі 4,279 мільйонів гривень, відповідно. Додатково, ПАТ «Укртрансгаз», ПАТ «Укргазвидобування», та ПАТ «Укртранснафта» понесли капітальні витрати та витрати за операціями придбання послуг та запасів у сумі 473 мільйони гривень та 967 мільйонів гривень, відповідно, за рік, який закін‑ чився 31 грудня 2015 року. Як зазначено у Примітці 27, сутність таких витрат може відрізня‑ тись від їхньої юридичної форми згідно з первинними докумен‑ тами. Нам не вдалося отримати достатні та належні аудиторські докази, щоб переконатися щодо сум та характеру наведених вище витрат, а також їхньої класифікації у консолідованій фінансовій звітності за роки, які закінчилися 31 грудня 2016 та 2015 років. Відповідно, ми не мали змоги оцінити, чи існувала потреба в будь-яких коригуваннях цих сум. Ми провели аудит відповідно до Міжнародних стандартів аудиту („МСА”). Нашу відповідальність згідно з цими стандартами ви‑ кладено в розділі «Відповідальність аудитора за аудит консолі‑ дованої фінансової звітності» нашого звіту. Ми є незалежними по відношенню до групи згідно з Кодексом етики професійних бухгалтерів Ради з міжнародних стандартів етики для бухгалте‑ рів («Кодекс РМСЕБ»), а також виконали інші обов’язки з етики відповідно до Кодексу РМСЕБ. Ми вважаємо, що отримані нами аудиторські докази є достатніми і належним для використання їх як основи для нашої думки із застереженням.

Пояснювальні параграфи Операційне середовище Ми звертаємо вашу увагу на Примітку 2 до консолідованої фінансової звітності, у якій йдеться про те, що вплив економіч‑ ної кризи та політичної нестабільності, які тривають в Україні, а також їхнє остаточне врегулювання неможливо передбачити з достатньою вірогідністю, і вони можуть негативно вплинути на економіку України та операційну діяльність групи. Незавершені судові процеси Ми також звертаємо вашу увагу на Примітку 22 до консолідова‑ ної фінансової звітності, у якій йдеться про суттєву невизначе‑ ність, пов’язану із результатами позову компанії до Стокгольм‑ ського арбітражного трибуналу до АТ «Газпром» та зустрічного позову від АТ «Газпром» до компанії. Коригування попередніх періодів Ми звертаємо вашу увагу на Примітку 3 до консолідованої фінансової звітності, у якій йдеться про те, що у консолідовану фінансову звітність станом на 31 грудня 2015 року і за рік, який закінчився на зазначену дату, були внесені коригування. Нашу думку не було модифіковано щодо цих питань. Відповідальність управлінського персоналу та тих, кого наділено найвищими повноваженнями, за консолідовану фінансову звітність Управлінський персонал несе відповідальність за складання і до‑ стовірне подання консолідованої фінансової звітності відповідно до МСФЗ та за таку систему внутрішнього контролю, яку управ‑ лінський персонал визначає потрібною для того, щоб забезпечи‑ ти складання консолідованої фінансової звітності, що не містить

161

РІЧНИЙ ЗВІТ

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ

суттєвих викривлень внаслідок шахрайства або помилки. При складанні консолідованої фінансової звітності управ‑ лінський персонал несе відповідальність за оцінку здатності групи продовжувати свою діяльність на безперервній основі, розкриваючи, де це застосовано, питання, що стосуються безперервності діяльності, та використовуючи припущення про безперервність діяльності як основи для бухгалтерського обліку, окрім випадків, коли управлінський персонал або планує ліквідувати групу чи припинити діяльність, або не має інших реальних альтернатив цьому. Ті, кого наділено найвищими повноваженнями, несуть відпові‑ дальність за нагляд за процесом фінансового звітування групи.

Відповідальність аудитора за аудит консолідованої фінансової звітності Нашими цілями є отримання обґрунтованої впевненості, що консолідована фінансова звітність в цілому не містить суттєвого викривлення внаслідок шахрайства або помилки, та випуск звіту аудитора, що містить нашу думку. Обґрунтована впев‑ неність є високим рівнем впевненості, проте не гарантує, що аудит, проведений відповідно до МСА, завжди виявить суттєве викривлення, коли воно існує. Викривлення можуть бути резуль‑ татом шахрайства або помилки; вони вважаються суттєвими, якщо окремо або в сукупності, як обґрунтовано очікується, вони можуть впливати на економічні рішення користувачів, що приймаються на основі цієї консолідованої фінансової звітності. Виконуючи аудит відповідно до вимог МСА, ми використовуємо професійне судження та професійний скептицизм протягом всього завдання з аудиту. Окрім того, ми: • Ідентифікуємо та оцінюємо ризики суттєвого викривлення консолідованої фінансової звітності внаслідок шахрай‑ ства чи помилки, розробляємо та виконуємо аудитор‑ ські процедури у відповідь на ці ризики, та отримуємо аудиторські докази, що є достатніми та належними для використання їх як основи для нашої думки. Ризик не‑ виявлення суттєвого викривлення внаслідок шахрайства є вищим, ніж для викривлення внаслідок помилки, оскіль‑ ки шахрайство може включати змову, підробку, навмисні пропуски, невірні твердження або нехтування заходами внутрішнього контролю.

• Отримуємо розуміння заходів внутрішнього контролю, що стосуються аудиту, для розробки аудиторських процедур, які б відповідали обставинам, а не для висловлення дум‑ ки щодо ефективності системи внутрішнього контролю. • Оцінюємо прийнятність застосованих облікових політик та обґрунтованість облікових оцінок і відповідних розкриттів інформації, зроблених управлінським персоналом. • Доходимо висновку щодо прийнятності використання управлінським персоналом припущення про безперерв‑ ність діяльності як основи для бухгалтерського обліку та, на основі отриманих аудиторських доказів, доходимо висновку, чи існує суттєва невизначеність щодо подій або умов, які по‑ ставили б під значний сумнів можливість групи продовжити безперервну діяльність. Якщо ми доходимо висновку щодо існування такої суттєвої невизначеності, ми повинні привер‑ нути увагу в своєму звіті аудитора до відповідних розкриттів інформації в консолідованій фінансовій звітності або, якщо такі розкриття інформації є неналежними, модифікувати свою думку. Наші висновки ґрунтуються на аудиторських доказах, отриманих до дати нашого звіту аудитора. Тим не менш, майбутні події або умови можуть примусити групу припинити свою діяльність на безперервній основі. • Оцінюємо загальне подання, структуру та зміст консолідова‑ ної фінансової звітності включно з розкриттями інформації, а також те, чи показує консолідована фінансова звітність операції та події, що лежать в основі її складання, так, щоб досягти достовірного відображення. • Отримуємо прийнятні аудиторські докази в достатньому обсязі щодо фінансової інформації суб’єктів господарювання або господарської діяльності групи для висловлення думки щодо консолідованої фінансової звітності. Ми несемо відповідальність за керування, нагляд та виконання аудиту групи. Ми несемо відповідальність за висловлення нами аудиторської думки. Ми повідомляємо тим, кого наділено найвищими повноважен‑ нями, інформацію про запланований обсяг і час проведення аудиту та суттєві аудиторські результати, виявлені під час ауди‑ ту, включаючи будь‑які суттєві недоліки заходів внутрішнього контролю, виявлені нами під час аудиту.

4 травня 2017 року ПрАТ «Делойт енд Туш ЮСК»

2016

ПУБЛІЧНЕ АКЦІОНЕРНЕ ТОВАРИСТВО „НАЦІОНАЛЬНА АКЦІОНЕРНА КОМПАНІЯ «НАФТОГАЗ УКРАЇНИ» КОНСОЛІДОВАНИЙ ЗВІТ ПРО ФІНАНСОВИЙ СТАН НА 31 ГРУДНЯ 2016 РОКУ У мільйонах українських гривень

АКТИВИ Необоротні активи Основні засоби Інвестиції в асоційовані та спільні підприємства Передплати з податку на прибуток підприємств Відстрочені податкові активи Інші необоротні активи Всього необоротних активів Оборотні активи Запаси Торгова дебіторська заборгованість Передплати видані та інші оборотні активи Передплати з податку на прибуток підприємств Грошові кошти та залишки на банківських рахунках Грошові кошти, обмежені у використанні Всього оборотних активів ВСЬОГО АКТИВІВ ВЛАСНИЙ КАПІТАЛ Акціонерний капітал Резерв переоцінки Незареєстрований акціонерний капітал Накопичені курсові різниці Накопичений дефіцит Власний капітал, який належить власникам материнського підприємства Неконтрольована частка у капіталі ВСЬОГО ВЛАСНОГО КАПІТАЛУ ЗОБОВ’ЯЗАННЯ Довгострокові зобов’язання Позики Забезпечення Відстрочені податкові зобов’язання Інші довгострокові зобов’язання Всього довгострокових зобов’язань Короткострокові зобов’язання Позики Забезпечення Торгова кредиторська заборгованість Аванси отримані та інші короткострокові зобов’язання Податок на прибуток підприємств до сплати Всього короткострокових зобов’язань ВСЬОГО ЗОБОВ’ЯЗАНЬ ВСЬОГО ЗОБОВ’ЯЗАНЬ ТА ВЛАСНОГО КАПІТАЛУ

Примітки

6 7

31 грудня 2016 31 грудня 2015 31 грудня 2014 року року (скоригова- року (скориговано, Примітка 3) но, Примітка 3)

551 661 1 328 1 317 6 415 9 326 570 047

559 796 1 548 1 317 8 722 571 383

445 076 9 761 1 195 4 486 460 518

50 244 49 209 12 051 22 22 336 680 134 542 704 589

34 149 33 208 9 176 588 11 791 600 89 512 660 895

12 114 15 489 12 628 942 4 535 394 46 102 506 620

164 607 437 510 29 700 3 164 (175 873) 459 108

164 607 430 503 29 700 2 086 (188 421) 438 475

59 997 336 527 104 610 1 405 (153 241) 349 298

1 164 460 272

5 287 443 762

20 349 318

14 15 21

23 100 12 416 82 088 4 117 608

34 825 7 387 83 677 8 125 897

26 199 2 235 66 964 323 95 721

14 15

47 744 31 116 16 234 28 328 3 287 126 709 244 317 704 589

36 939 10 883 19 102 20 961 3 351 91 236 217 133 660 895

35 062 1 142 13 872 11 074 431 61 581 157 302 506 620

21 8

9 10 11 12

13 13

Цю консолідовану фінансову звітність було затверджено до випуску 4 травня 2017 року.

162

Андрій Коболєв, Голова правління

Сергій Коновець, Заступник голови правління

163

РІЧНИЙ ЗВІТ

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ ПУБЛІЧНЕ АКЦІОНЕРНЕ ТОВАРИСТВО „НАЦІОНАЛЬНА АКЦІОНЕРНА КОМПАНІЯ «НАФТОГАЗ УКРАЇНИ» КОНСОЛІДОВАНИЙ ЗВІТ ПРО ПРИБУТКИ АБО ЗБИТКИ ЗА РІК, ЯКИЙ ЗАКІНЧИВСЯ 31 ГРУДНЯ 2016 РОКУ У мільйонах українських гривень

Дохід від реалізації Собівартість реалізації Валовий прибуток Інші операційні доходи Інші операційні витрати Операційний прибуток/(збиток) Фінансові витрати Фінансові доходи Частка у результатах асоційованих та спільних підприємств після оподаткування Переоцінка раніше утримуваної інвестиції в дочірньому підприємстві до її справедливої вартості Чистий збиток від курсових різниць Прибуток/(збиток) до оподаткування Вигода з податку на прибуток Чистий прибуток/(збиток) за рік Чистий прибуток/(збиток), який належить: Акціонерам Компанії Неконтролюючим акціонерам Чистий прибуток/(збиток) за рік

ПУБЛІЧНЕ АКЦІОНЕРНЕ ТОВАРИСТВО„ НАЦІОНАЛЬНА АКЦІОНЕРНА КОМПАНІЯ «НАФТОГАЗ УКРАЇНИ» КОНСОЛІДОВАНИЙ ЗВІТ ПРО ЗМІНИ У ВЛАСНОМУ КАПІТАЛІ ЗА РІК, ЯКИЙ ЗАКІНЧИВСЯ 31 ГРУДНЯ 2016 РОКУ

Примітки

2016

4 17

192 764 (121 804) 70 960 2 627 (41 752) 31 835 (9 581) 4 672 (99) -

2015 (скориговано, Примітка 3) 130 267 (121 810) 8 457 3 911 (18 341) (5 973) (11 521) 1 804 (627) (1 430)

(5 790) 21 037 1 495 22 532

(19 034) (36 781) 1 719 (35 062)

26 652 (4 120) 22 532

(32 792) (2 270) (35 062)

18 19 20 7 7, 23

ПУБЛІЧНЕ АКЦІОНЕРНЕ ТОВАРИСТВО «НАЦІОНАЛЬНА АКЦІОНЕРНА КОМПАНІЯ «НАФТОГАЗ УКРАЇНИ» КОНСОЛІДОВАНИЙ ЗВІТ ПРО СУКУПНІ ДОХОДИ ЗА РІК, ЯКИЙ ЗАКІНЧИВСЯ 31 ГРУДНЯ 2016 РОКУ У мільйонах українських гривень

Примітки

2016

Чистий прибуток/(збиток) за рік 22 532 Інший сукупний дохід Статті, 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 прибу‑ 7 220 ток у сумі 1 585 мільйонів гривень (2015: 20 995 мільйонів гривень) Частка інших сукупних доходів асоційованих підприємств, за вирахуванням податку на 7 2 прибуток у сумі нуль гривень (2015: нуль мільйонів гривень) 15 (142) Переоцінка зобов’язань за виплатами працівникам, за вирахуванням податку на прибу‑ ток у сумі 31 мільйон гривень (2015: 82 мільйони гривень) Переоцінка резерву на виведення активів з експлуатації, за вирахуванням податку на 15 (95) прибуток у сумі 21 мільйон гривень (2015: 56 мільйонів гривень) Статті, які можна рекласифікувати у подальшому на прибуток або збиток, за вирахуванням податку на прибуток: Накопичена курсова різниця 1 078 Коригування у результаті відновлення контролю над дочірнім підприємством 23 Інші сукупні доходи за рік 8 063 Всього сукупних доходів за рік 30 595 Всього сукупних доходів/(збитків), які належать: Акціонерам Компанії 34 818 Неконтролюючим акціонерам (4 223) Всього сукупних доходів за рік 30 595 164

2016

2015 (скориговано, Примітка 3) (35 062)

95 647 311 (369)

У мільйонах українських гривень

Акціонерний капітал

Резерв переоцінки

Незареєстрований акціонерний капітал

Накопичені курсові різниці

Накопичений дефіцит

Всього

Залишок станом на 31 грудня 2014 року (скориговано, Примітка 3)

59 997

336 527

104 610

1 405

(153 241)

349 298

349 318

Збиток за рік

(32 792)

(2 270)

(35 062)

Інші сукупні доходи/(збитки) за рік

94 682

681

(272)

95 091

1 042

96 133

Всього сукупних доходів/(збитків) за рік

94 682

681

(33 064)

62 299

(1 228)

61 071

Придбання дочірнього підприємства (Примітка 23)

7 127

Реалізований резерв переоцінки

(706)

706

Отримані облігації внутрішньої дер‑ жавної позики (Примітка 13)

29 700

104 610

(104 610)

(2 822)

(632)

(3 454)

164 607

430 503

29 700

2 086

(188 421)

438 475

5 287

443 762

Прибуток/(збиток) за рік

26 652

(4 120)

22 532

Інші сукупні доходи/збитки за рік

7 176

1 078

(88)

8 166

(103)

8 063

Всього сукупних доходів/(збитків) за рік

7 176

1 078

26 564

34 818

(4 223)

30 595

Реалізований резерв переоцінки

(169)

169

Зміна інвестицій в спільні операції

100

200

Забезпечення на виплату дивідендів в державний бюджет (Примітка 13 та 15)

(13 264)

Частка прибутку до сплати у держав‑ ний бюджет та оголошені дивіденди (Примітка 13)

(1 021)

164 607

437 510

29 700

3 164

(175 873)

459 108

1 164

460 272

Реєстрація акцій (Примітка 13) Частка прибутку до сплати у держав‑ ний бюджет та оголошені дивіденди (Примітка 13) Залишок станом на 31 грудня 2015 року (скориговано, Примітка 3)

Залишок станом на 31 грудня 2016 року

НеконтрВсього ольована власного частка у капіталу капіталі

(253)

681 116 96 133 61 071 62 299 (1 228) 61 071 165

РІЧНИЙ ЗВІТ

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ ПУБЛІЧНЕ АКЦІОНЕРНЕ ТОВАРИСТВО „НАЦІОНАЛЬНА АКЦІОНЕРНА КОМПАНІЯ «НАФТОГАЗ УКРАЇНИ» КОНСОЛІДОВАНИЙ ЗВІТ ПРО РУХ ГРОШОВИХ КОШТІВ ЗА РІК, ЯКИЙ ЗАКІНЧИВСЯ 31 ГРУДНЯ 2016 РОКУ У мільйонах українських гривень

Примітки

2016

ПУБЛІЧНЕ АКЦІОНЕРНЕ ТОВАРИСТВО «НАЦІОНАЛЬНА АКЦІОНЕРНА КОМПАНІЯ «НАФТОГАЗ УКРАЇНИ» КОНСОЛІДОВАНИЙ ЗВІТ ПРО РУХ ГРОШОВИХ КОШТІВ ЗА РІК, ЯКИЙ ЗАКІНЧИВСЯ 31 ГРУДНЯ 2016 РОКУ (ПРОДОВЖЕННЯ)

2015 (скориговано, Примітка 3)

У мільйонах українських гривень

Примітки

2016 2015 (скориговано, Примітка 3)

РУХ ГРОШОВИХ КОШТІВ ВІД ФІНАНСОВОЇ ДІЯЛЬНОСТІ

РУХ ГРОШОВИХ КОШТІВ ВІД ОПЕРАЦІЙНОЇ ДІЯЛЬНОСТІ Прибуток/збиток до оподаткування

21 037

(36 781)

Коригування на: Знос основних засобів і амортизацію нематеріальних активів

23 452

20 214

Збиток від вибуття основних засобів

406

304

Збиток/(сторнування збитку) від зменшення корисності основних засобів

1 231

(1 144)

Уцінку запасів

1 693

7 601

Чистий рух резерву на знецінення торгової дебіторської заборгованості, передплат виданих та інших оборотних активів, зменшення корисності фінансових інвестицій та ПДВ до відшкодування

20 863

1 938

Зміну забезпечень

12 067

8 387

Списання кредиторської заборгованості та інших поточних зобов’язань

(101)

(141)

Частка у результатах асоційованих та спільних підприємств після оподаткування

7, 23

Переоцінку раніше утримуваної інвестиції в дочірньому підприємстві до її справедливої вартості

7, 23

Збиток від курсових різниць

5 790

20 489

Фінансові витрати, нетто

4 909

9 717

91 446

32 641

554

496

Збільшення запасів

(17 788)

(27 278)

Збільшення торгової дебіторської заборгованості

(31 249)

(5 953)

Зменшення передплат виданих та інших оборотних активів

8 623

5 839

Зменшення інших довгострокових зобов’язань

(106)

(315)

(873)

(334)

(4 042)

(502)

7 080

(2 739)

Грошові кошти, отримані від операційної діяльності

53 645

1 855

Податок на прибуток сплачений

(7 522)

(859)

1 182

699

47 305

1 695

(7 680)

(4 546)

Рух грошових коштів від операційної діяльності до змін в оборотному капіталі Зменшення інших необоротних активів

Зменшення забезпечення

2016

Зменшення торгової кредиторської заборгованості Збільшення/(зменшення) авансів отриманих та інших короткострокових зобов’язань

Відсотки отримані Чисті грошові кошти, отримані від операційної діяльності

Надходження від позик

19 348

19 968

Погашення позик

(40 183)

(29 361)

Відсотки сплачені

(8 711)

(9 127)

(1 021)

(2 851)

29 700

(30 567)

8 329

Чисте збільшення грошових коштів та їх еквівалентів

11 500

5 368

ГРОШОВІ КОШТИ ТА ЇХ ЕКВІВАЛЕНТИ НА ПОЧАТОК РОКУ

9 256

3 314

Вплив зміни валютних курсів на грошові кошти та їх еквіваленти

1 097

574

21 853

9 256

Примітки

2016

2015

29 700

13 636

1 140

1 780

Обов’язковий внесок до бюджету частки прибутку і виплата дивідендів

Надходження від продажу облігацій внутрішньої державної позики, внесених до акціонерного капіталу Чисті грошові кошти (використовані в)/отримані від фінансової діяльності

ГРОШОВІ КОШТИ ТА ЇХ ЕКВІВАЛЕНТИ НА КІНЕЦЬ РОКУ

Істотні негрошові операції У мільйонах українських гривень Внесення облігацій внутрішньої державної позики до акціонерного капіталу Пряма виплата банком постачальнику за придбаний групою газ Дивіденди, виплачені асоційованими підприємствами безпосередньо до бюджету

РУХ ГРОШОВИХ КОШТІВ ВІД ІНВЕСТИЦІЙНОЇ ДІЯЛЬНОСТІ Придбання основних засобів та нематеріальних активів Надходження від продажу основних засобів Грошові кошти, отримані у результаті об’єднання підприємств

654

Зняття/(розміщення) банківських депозитів

2 315

(864)

123

(5 238)

(4 656)

Дивіденди отримані Чисті грошові кошти, використані в інвестиційній діяльності

166

167

РІЧНИЙ ЗВІТ

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ

1. ОРГАНІЗАЦІЯ ТА ЇЇ ОПЕРАЦІЙНА ДІЯЛЬНІСТЬ Публічне 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 разом – «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 правління. «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 грудня 2016

Країна реєстрації

2015

Виробництво газу, нафти та продуктів їх переробки ПАТ «Укргазвидобування» ПАТ «Укрнафта»

100,00

Україна

50,00 + 1 50,00 + 1 акція акція

Україна

Петросанан, спільна діяль‑ ність з Арабською Республі‑ кою Єгипет та Єгипетською генеральною нафтовою корпорацією

50,00

Дочірнє підприємство «За‑ кордоннафтогаз»

100,00

ТОВ «Карпатигаз», спільна діяльність із компанією Misen Enterprises AB

50,00

100,00

Єгипет

Україна

49,99

Україна

ПАТ «Укртрансгаз»

100,00

Україна

ПАТ «Укртранснафта»

100,00

Україна

ПАТ «Укрспецтрансгаз»

100,00

Україна

Транспортування нафти і газу

168

Назва/сегмент

Частка володіння, утримувана станом на 31 грудня 2016

Країна реєстрації

2015

Оптова та роздрібна торгівля нафти, газу та продуктів їх переробки Дочірнє підприємство «Газ України»

100,00

Україна

Naftogaz Trading Europe S.A. (в минулому Naftogaz Overseas S.A.)

100,00

Швей‑ царія

ВАТ «Кіровоградгаз»

51,00

Україна

Дочірнє підприємство «Укравтогаз»

100,00

Україна

Дочірнє підприємство «Вуг‑ лесинтезгаз України»

100,00

Україна

Дочірнє підприємство «Укр‑ нафтогазкомплект»

100,00

Україна

Інші

2. ОПЕРАЦІЙНЕ СЕРЕДОВИЩЕ Протягом останніх років Україна знаходилась у стані політич‑ них та економічних потрясінь. Крим, автономна республіка у складі України, був фактично окупований Російською Федера‑ цією. У 2016 році продовжувався збройний конфлікт у деяких районах Луганської та Донецької областей. Ці події призвели до зростання рівня інфляції, девальвації національної валюти щодо основних іноземних валют, зменшення ВВП, неліквідності та різких коливань фінансових ринків. У січні 2016 року набула чинності угода про зону вільної торгівлі між Україною та ЄС. У результаті Російська Федерація запровадила торгове ембарго або імпортні мита на основні українські продукти експорту. У відповідь Україна запровадила аналогічні заходи до російської продукції. У 2016 році рівень інфляції становив 12,4% у порівнянні із 43,3% у 2015 році. Незважаючи на те що сукупний рівень інфляції в Україні за три останні роки дещо перевищував 100%, керівниц‑ тво вважає, що українська економіка не є гіперінфляційною в зв’язку з уповільненням темпу інфляції протягом 2016 року та відсутності якісних характеристик гіперінфляційного економіч‑ ного середовища.

2016

із Міжнародним Валютним Фондом («МВФ»). Подальша стабі‑ лізація економічної та політичної ситуації залежить, великою мірою, від успіху українського уряду. При цьому подальший розвиток економічної та політичної ситуації на разі складно передбачити.

Також Уряд постановою № 800 затвердив зміни до плану рес‑ труктуризації компанії, які враховують дії щодо відокремлення діяльності з транспортування та зберігання природного газу.

До 1 жовтня 2015 року компанія була гарантованим постачаль‑ ником природного газу в Україні для деяких категорій спожива‑ чів, але її здатність коригувати ціни для кінцевих споживачів, з урахуванням збільшення цін на імпортований газ, мала обмеже‑ ний характер, оскільки такі ціни регулювалися на кожному ета‑ пі, від розвідки до кінцевих споживачів Національною комісією, що здійснює регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг (надалі – „НКРЕКП”, до 27 серпня 2014 року – Національна комісія, що здійснює регулювання у сфері енергетики, „НКРЕ”). Протягом 2016 та 2015 років відбувалися значні коливання у цінах придбання природного газу у гривневому еквіваленті внаслідок дестабілізації курсу української гривні по відношен‑ ню до іноземних валют.

До 1 жовтня 2015 року державне регулювання ринку природного газу в Україні здійснював Кабінет Міністрів України і НКРЕКП.

З 1 жовтня 2015 року вступив в дію Закон України „Про ринок природного газу” від 9 квітня 2015 року № 329-VIII, що є законо‑ давчим оформленням реформи газового сектору. Законом пе‑ редбачено, з одного боку, державне регулювання монопольних ринків (транспортування, розподілу, зберігання, послуг установ‑ ки LNG), з другого – розвиток вільної добросовісної конкуренції на товарному ринку природного газу. Таким чином на оптовому і роздрібному ринках природного газу з 1 жовтня 2015 року розпочав дію принцип вільного ціноутворення і свободи вибору джерел надходження природного газу, окрім випадків, коли Кабінетом Міністрів України покладено спеціальні обов’язки на суб’єктів ринку природного газу. Уряд та група здійснюють суттєві кроки з метою створення відкритого європейського ринку газу на виконання Меморанду‑ му про економічну та фінансову політику, укладеного в рамках співпраці з МВФ, положень Коаліційної угоди, Стратегії сталого розвитку „Україна – 2020”, Плану дій з корпоративного управ‑ ління, а також Плану заходів щодо реформування газового сектору, затвердженого Розпорядженням Кабінету Міністрів України № 375-р. Реалізація зазначених заходів реформування ринку природного газу України концептуально змінює правові засади та механізм функціонування ринку природного газу, окремі аспекти фінансово-господарської діяльності компанії, а також матиме значний вплив на показники діяльності компанії та групи в цілому. 9 листопада 2016 року Кабінет Міністрів України прийняв поста‑ нову № 801 „Про утворення Публічного Акціонерного Товариства «Магістральні газопроводи України».

Економічна ситуація почала стабілізуватись у 2016 році, що призвело до зростання ВВП приблизно на 1% і укріплення української гривні. Це дозволило Національному банку України послабити деякі валютні обмеження, запроваджені протягом 2014-2015 років, включно зі зменшенням обов’язкової частки продажу валютних надходжень до 65% і дозволом здійснювати виплату дивідендів закордон. Однак, дію деяких інших обме‑ жень було подовжено.

Це рішення прийнято в рамках реалізації плану реструктури‑ зації компанії з метою відокремлення діяльності з транспорту‑ вання та зберігання природного газу. Відокремлення цих видів діяльності також затверджено постановою Кабінету Міністрів України від 1 липня 2016 року № 496. На дату цієї консолідованої фінансової звітності перелік активів для передачі ПАТ «Магі‑ стральні газопроводи України» не був складений.

Для підтримки економіки необхідне істотне зовнішнє фінан‑ сування. Протягом 2015 та 2016 років Україна отримала перші транші за Механізмом Розширеного Фінансування, узгодженим

Уряд також затвердив План корпоративного управління ПАТ «Магістральні газопроводи України», в якому враховані пропозиції Європейского банку реконструкції та розвитку («ЄБРР») і Енергоспівтовариства.

Державне регулювання ринку природного газу в Україні

Державне регулювання охоплювало як технічні, так і фінансові аспекти функціонування ринку. Технічні заходи стосувались ефективного використання запасів природного газу, гаран‑ тування безпечної технічної експлуатації газотранспортної системи, забезпечення коректного і безпечного постачання, розподілу та використання природного газу. Фінансові заходи, в основному, стосувались встановлення тарифів та цін і підтри‑ мання коректних фінансових заходів для розподілу природного газу між учасниками ринку. Продаж та постачання природного газу Повноваження щодо регулювання діяльності суб’єктів ринку природного газу, а також забезпечення проведення тарифної та цінової політики на ринку природного газу було покладено на НКРЕКП відповідно до Закону України від 08.07.10 №2467-VI «Про засади функціонування ринку природного газу», Положення про Національну комісію, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг, затвердженого Указом Президента України від 10.09.14 №715/2014, та постанови Кабінету Міністрів України від 25.12.96 №1548 «Про встанов‑ лення повноважень органів виконавчої влади та виконавчих органів міських рад щодо регулювання цін (тарифів)». Ціни на природний газ для всіх категорій споживачів розраховувались відповідно до методичних нормативних документів регулятора та принципів, закладених у Законі України від 21.06.12 №5007-VI «Про ціни і ціноутворення». Відповідно, НКРЕКП затверджувала граничну (максимальну) ціну реалізації природного газу для підприємств, що фінансуються з державного та місцевих бюджетів, граничну ціну реалізації природного газу для промислових споживачів та інших суб’єктів господарювання (зокрема підприємств, що виробляють тепло для потреб населення), роздрібні ціни реалізації природно‑ го газу для населення, тарифи на послуги транспортування магістральними та розподільчими трубопроводами на території України, тарифи на постачання природного газу за регульова‑ ними тарифами, тарифи на послуги зберігання, закачування та відбору газу з підземних сховищ газу. Окрім того, НКРЕКП від‑ повідала за захист прав споживачів у сфері ціно- і тарифоутво‑ рення, безпеки постачань та якості послуг. Починаючи з 1 жовтня 2015 року, новим Законом створено пе‑ редумови для зміни моделі ринку природного газу, та переходу до принципів вільної добросовісної конкуренції та орієнтації на забезпечення високого рівня захисту прав та інтересів споживачів. При цьому, Кабінет Міністрів України затвердив постанову №758 від 01.10.15, якою на період з 1 жовтня 2015 року по 31 березня 2017 року покладено спеціальні обов’язки на компанію щодо закупівлі природного газу власного видо‑ бутку у ПАТ «Укргазвидобування» та реалізації природного газу постачальникам природного газу для потреб побутових

169

РІЧНИЙ ЗВІТ

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ

споживачів, релігійних організацій, виробникам теплової енергії для виробництва теплової енергії для населення, релігійних організацій та з 23 грудня 2016 року – для установ, що фінансуються з державного і місцевих бюджетів, а також постачання природного газу для ПАТ «Одеський припортовий завод» до 31 грудня 2016 року. Також зазначеним Положенням встановлено ціни на природ‑ ний газ для побутових споживачів, релігійних організацій (крім обсягів, що використовуються для провадження їх виробни‑ чо-комерційної діяльності), а також виробників теплової енергії для виробництва теплової енергії для населення і релігійних організацій на період з 1 жовтня 2015 року по 31 березня 2017 року. Для споживачів, що не підпадають під дію зазначеного Поло‑ ження, реалізується імпортований природний газ за цінами, які визначаються самостійно учасниками ринку природного газу, в тому числі і компанією. Разом з тим з 1 жовтня 2015 року тариф на постачання при‑ родного газу не застосовується, замість нього Додатком 2 Положення встановлено максимальну торгову націнку поста‑ чальника природного газу із спеціальними обов’язками. Також, з 1 січня 2016 року закінчився термін застосування цільової надбавки до діючого тарифу на природний газ. Згідно із Законом України «Про засади функціонування ринку природного газу», що діяв до 1 жовтня 2015 року, природний газ, видобутий в Україні підприємствами, в яких 50% і більше акцій належить державі, повинен був продаватися населенню через компанію за регульованими цінами. Якщо попит населення перевищує обсяги видобутку, то він задовольнявся за рахунок імпорту. Як раніше наведено у цій Примітці, Постановою КМУ з 1 жовтня 2015 року на компанію покладено спеціальні обов’язки протягом перехідного періоду з 1 жовтня 2015 року по 31 березня 2017 року щодо закупівлі природного газу власного виробництва у ПАТ «Укргазвидобування» та його реалізації для потреб насе‑ лення, виробників теплової енергії і релігійних організацій. Ця Постанова передбачає також, що у разі, коли обсяг природного газу, необхідний для формування ресурсу газу для побутових споживачів, релігійних організацій та виробників теплової енергії для потреб населення, перевищує обсяг продажу природного газу ПАТ «Укргазвидобування», компанія зобов’я‑ зана придбавати природний газ у інших оптових продавців, у тому числі за кордоном. Обсяги використання природного газу населенням обліковується за допомогою газових лічильників. У разі відсутності приладів обліку газу, обсяг використання газу визначається відповідно до норм використання, що затвердже‑ ні регуляторними актами.

170

Побутові споживачі (населення) здійснюють оплату за спожи‑ тий природний газ через банківські рахунки із спеціальним режимом використання. Перелік банків, у яких створюються такі рахунки, затверджує Кабінет Міністрів України. Згідно з поточною процедурою постачальники природного газу для по‑ треб побутових споживачів (населення) відкривають спеціальні банківські рахунки для отримання платежів за використаний природний газ. Суми, накопичені на спеціальних банківських рахунках, розподіляються на поточні рахунки оператора магі‑ стральних газопроводів, операторів розподільчих газопроводів,

постачальника природного газу із спеціальними обов’язками у відповідності до коефіцієнтів, розрахованих постачальниками із спеціальними обов’язками і затверджених НКРЕКП. Залишки на спеціальних рахунках не можна арештувати або заблокувати.

на РБА, амортизацію та операційні витрати. Розрахунок амор‑ тизації, що враховано у тарифі, було зроблено на припущенні, що після 1 січня 2020 року не буде транзиту газу («прискорена амортизація»).

Підприємства, що виробляють теплову енергію, також відкрива‑ ють банківські рахунки із спеціальним режимом використання для розрахунків за поставлене тепло. Отримані підприємства‑ ми, що виробляють теплову енергію, грошові кошти на таких банківських рахунках потім розподіляються, окрім іншого, на поточні банківські рахунки постачальників природного газу із спеціальними обов’язками у відповідності до алгоритму, що за‑ тверджується НКРЕКП щомісяця. Спеціальні банківські рахунки компаній, що виробляють тепло, також не можуть бути заблоко‑ вані або арештовані.

На сьогодні АТ «Газпром» («Газпром») й надалі сплачує тариф згідно з договором на транзит природного газу. Внаслідок відмови Газпрому бронювати вхідні потужності, починаючи з 1 січня 2016 року згідно нових тарифів, НКРЕКП тимчасово призупинив використання нових тарифів на транзит природ‑ ного газу до прийняття рішення Арбітражного Трибуналу щодо рішення Арбітражного інституту Торгової палати Стокгольма

У листопаді 2016 року було прийнято Закон України «Про заходи, спрямовані на врегулювання заборгованості теплопостачальних та теплогенеруючих організацій та підприємств централізова‑ ного водопостачання і водовідведення за спожиті енергоносії» № 1730. Цей Закон визначає порядок врегулювання заборго‑ ваності теплопостачальних та теплогенеруючих організацій та підприємств централізованого водопостачання і водовідведен‑ ня за спожиті енергоносії. Так, серед іншого, Закон передбачає списання зобов’язань підприємств та організацій зі штрафів, пені, неустойок за несвоєчасну сплату боргів за спожитий газ, а також реструктуризацію заборгованості за спожитий природ‑ ний газ перед компанією. Коло організацій та підприємств, що мають право участі у про‑ цедурі врегулювання заборгованості, затверджується централь‑ ним органом виконавчої влади, що реалізує державну політику у сфері житлово-комунального господарства, та фіксується у окремому реєстрі. Крім того, процедура реструктуризації заборгованості за спожитий природний газ перед Компанією має виконуватись за типовим договором, форма якого затвер‑ джується окремою постановою Кабінету Міністрів України. На 31 грудня 2016 року вищезазначений реєстр та форму типового договору не було затверджено. Станом на дату затвердження цієї консолідованої фінансової звітності зазначений реєстр досі знаходився у стадії розробки. Транспортування і розподіл природного газу До 1 січня 2016 року тарифи на транзит природного газу вста‑ новлювались у процесі переговорів двома сторонами, і тарифи на транспортування і розподіл природного газу встановлюва‑ лись НРКЕКП. З 1 січня 2016 року Україна змінила політику щодо ціноутво‑ рення на послуги з транспортування природного газу, з метою приведення українського законодавства у відповідність до європейського регламентуючих документів у сфері енергетики, шляхом впровадження нової системи регулювання тарифів з транспортування природного газу. Згідно з Законом України «Про ринок природного газу», тарифи на транспортування при‑ родного газу встановлюються НКРЕКП для точок входу/виходу. Нові тарифи розраховуються на регуляторну базу активів (РБА) згідно методологією, що передбачає встановлення відповідного рівня доходності на активи з метою стимулювання операторів газового ринку інвестувати у розвиток інфраструктури. Нові тарифи дозволяють компенсацію відповідного рівня доходності

До 1 травня 2016 року роздрібні ціни на природний газ для населення були диференційовані залежно від виду та обсягів використання (гривень за кубічний метр), з урахуванням ПДВ, торгової націнки постачальника до існуючих тарифів, тарифів на послуги з транспортування та розподілу газу.

2016

(Примітка 22). Нафтогаз очікує, що після винесення такого рішення НКРЕКП застосовуватиме нові тарифи ретроспективно, починаючи з 1 січня 2016 року. Якщо б нові тарифи використовувались з 1 січня 2016 року та припускаючи, що Газпром не бронюватиме вхідні потужності після 2019 року, група використовувала б нові тарифи для визначення виручки від транспортування природного газу та розраховувала б амортизаційні витрати за методом прискоре‑ ної амортизації. Такі тарифи і ціни були встановлені станом на:

31 грудня 2016 року

31 грудня 2015 року

З 1 травня 2016 року по 31 бе‑ резня 2017 року: 6,88 гривень за кубічний метр

1 жовтня 2015 року: 7,19 гривень за кубічний метр; 3,6 гривень за кубічний метр у межах 1 200 кубічних метрів (із розрахунку 200 кубічних метрів на місяць) для спожи‑ вачів, що використовують газ комплексно

З 1 травня 2016 року по 31 бе‑ резня 2017 року: 4,94 гривень за кубічний метр

З 1 жовтня 2015 року по 30 квітня 2016 року: 1,84 гривень за кубічний метр для підпри‑ ємств, що безпосередньо приєднані до газотранспорт‑ ної системи, та 1,77 гривень за кубічний метр для інших підприємств.

З 1 травня 2016 року встановлено єдину ціну природного газу для побутових споживачів на рівні паритету з ціною імпор‑ тованого газу, з можливістю щоквартального перегляду до 31 березня 2017 року, як передбачено Постановою Кабінету Міністрів України №315 від 27 квітня 2016 року. Ціна на газ для виробників теплової енергії для населення, гривень за кубічний метр, без урахування ПДВ та інших по‑ датків і зборів. З 1 квітня 2015 року застосовуються зазначені регульовані ціни, що їх наведено без ПДВ, інших податків та зборів, та без тарифів на послуги з транспортування та розпо‑ ділу природного газу.

Ціни реалізації природного газу для промислових споживачів, 6 484 – 7 148 гривень за тисячу 5 845 – 6 474 гривень за тисячу установ та організацій, що фінансуються з державного та кубічних метрів кубічних метрів місцевих бюджетів, без ПДВ, інших податків і зборів, тарифів на послуги з транспортування та розподілу. З 1 жовтня 2015 року зазначені ціни щомісячно визначаються компанією самостійно і диференційовані в залежності від місячних обсягів викори‑ стання газу та умов його оплати споживачем. Загальний тариф на зберігання (зберігання, закачування, від‑ бір), без ПДВ, гривень за тисячу кубічних метрів за один сезон зберігання.

112,0

Загальний тариф на транспортування магістральними та розподільними газопроводами по території України, без ПДВ, гривень за тисячу кубічних метрів.

732,70

689,10

Тариф на транспортування природного газу магістральними З 1 січня 2016 року: 12,47 трубопроводами для точок входу, розташованих на державно‑ му кордоні України (відповідно до постанови НКРЕКП від 29.12.15 № 3158), без ПДВ, дол. США за тисячу кубічних метрів.

немає

171

РІЧНИЙ ЗВІТ

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ

Компенсація різниці у цінах на продаж і ціною імпортованого газу та інші види фінансової підтримки держави Відповідно до частини 7 статті 11 Закону України «Про ринок при‑ родного газу», суб’єкт ринку природного газу, на якого поклада‑ ються спеціальні обов’язки, має право на отримання компенсації економічно обґрунтованих витрат, здійснених таким суб’єктом, зменшених на доходи, отримані у процесі виконання покладених на нього спеціальних обов’язків, та з урахуванням допустимого рівня прибутку відповідно до порядку, затвердженого Кабінетом Міністрів України. Станом на дату затвердження цієї окремої фінан‑ сової звітності відповідне рішення Кабінетом Міністрів України не прийняте. Відповідно, протягом 2016 року компанія не отримувала компенса‑ цію як суб’єкт, на якого покладаються спеціальні обов’язки. У 2015 році компанія отримала від Уряду 29 700 мільйонів гривень у вигляді облігацій внутрішньої державної позики в обмін на емісію нових акцій компанії (Примітка 13). Отримані кошти призначені для покриття касового дефіциту компанії. Активи на тимчасово окупованих територіях На початку 2014 року Україна постраждала від збройної агресії Ро‑ сійської Федерації в результаті якої відбулася окупація Автономної Республіки Крим («Крим») та незаконна військова окупація частин Луганської та Донецької областей озброєними терористичними угрупуваннями, які контролюються, спрямовуються і фінансуються Російською Федерацією, а також в результаті відкритого вторгнен‑ ня регулярних збройних сил Російської Федерації. У мільйонах українських гривень

172

Крім того, у 2014 році Україна постраждала від розгортання сепаратистських рухів та підриву правової системи у Луганській та Донецькій областях. Як наслідок, компанія провела знецінен‑ ня інвестицій у частки підприємств, що знаходяться на терито‑ ріях проведення антитерористичної операції (надалі – «АТО»), визначених Законом України «Про тимчасові заходи на період проведення АТО» № 1669 від 02.09.14. Також, збитки, понесені на окупованих територіях у 2015 році, являють собою несанкціоно‑ ваний відбір природного газу, відповідний податок на додану вартість, та складають 2 142 мільйони гривень (Примітка 18).

2016

Вплив внесення ретроспективних коригувань до консолідованого звіту про фінансовий стан на 31 грудня 2015 року був представлений таким чином: У мільйонах українських гривень

31 грудня 2015 Внесення корироку, відобрагувань і зміни жено раніше класифікації

31 грудня 2015 року, скориговано

3.1, 3.3

571 054

(11 258)

559 796

Інвестиції в асоційовані та спільні підприємства

3.2

1 550

(2)

1 548

Інші необоротні активи

3.2

7 907

815

8 722

3.1, 3.2

32 066

2 083

34 149

Торгова дебіторська заборгованість

3.2

33 601

(393)

33 208

Передплати видані та інші оборотні активи

3.2

9 219

(43)

9 176

Передплати з податку на прибуток підприємств

3.2

590

(2)

588

Група затвердила консолідовану фінансову звітність станом на і за рік, який закінчився 31 грудня 2015 року, 29 липня 2016 року. Після дати затвердження група виявила неточності у інформації за попередні звітні періоди, які призвели до кори‑ гувань та зміни деяких облікових політик. Ці неточності були відображені ретроспективно у цій консолідованій фінансовій звітності.

Грошові кошти та залишки на банківських рахунках

3.2

11 796

(5)

11 791

3.1, 3.3

456 967

(26 464)

430 503

3.5

2 960

(874)

2 086

3.1, 3.3

(209 063)

20 642

(188 421)

Відстрочені податкові зобов’язання

3.1

85 154

(1 477)

83 677

Вплив внесення ретроспективних коригувань до консолідо‑ ваного звіту про фінансовий стан на 31 грудня 2014 року був представлений таким чином:

Інші довгострокові зобов’язання

3.2

227

(219)

71 819

(55)

71 764

Керівництво групи продовжує вживати всі можливі юридичні та дипломатичні заходи для відшкодування збитків та віднов‑ лення контролю над активами групи у Криму.

3. ПЕРЕРАХУНОК ПОРІВНЯЛЬНОЇ ІНФОРМАЦІЇ

Примітки

31 грудня 2014 року, відображено раніше

Внесення коригувань і зміни класифікації

31 грудня 2014 року, скориговано

Основні засоби

3.1

456 548

(11 472)

445 076

Інші необоротні активи

3.6

4 428

4 486

Запаси

3.1

10 123

1 991

12 114

Резерв переоцінки

3.1, 3.3

363 958

(27 431)

336 527

Накопичений дефіцит

3.1, 3.3

(173 012)

19 771

(153 241)

Відстрочені податкові зобов’язання

3.1

68 726

(1 762)

66 964

Забезпечення

3.4

2 671

706

3 377

Торгова кредиторська заборгованість

3.4

14 242

(370)

13 872

Аванси отримані та інші короткострокові зобов’язання

3.4

11 411

(337)

11 074

Основні засоби

Примітки

Запаси

Резерв переоцінки Накопичені курсові різниці Накопичений дефіцит

Позики Забезпечення

3.4

17 268

1 002

18 270

Торгова кредиторська заборгованість

3.2

19 895

(793)

19 102

Аванси отримані та інші короткострокові зобов’язання

3.4

21 611

(650)

20 961

3 268

3 351

Податок на прибуток до сплати

Вплив внесення ретроспективних коригувань до консолідованого звіту про прибутки або збитки за рік, який закінчився 31 грудня 2015 року, був представлений таким чином: У мільйонах українських гривень

Примітки

2015, відобра- Внесення корижено раніше гувань і зміни класифікації

2015, скориговано

Дохід від реалізації

3.2

131 248

(981)

130 267

Собівартість реалізації

3.2

(122 727)

917

(121 810)

Інші операційні доходи

3.2

3 773

138

3 911

3.3, 3.4

(19 323)

982

(18 341)

Фінансові витрати

3.4

(10 988)

(533)

(11 521)

Частка у результатах асоційованих та спільних підпри‑ ємств після оподаткування

3.2

(652)

(627)

Чистий збиток від курсових різниць

3.5

(19 908)

874

(19 034)

Вигоди з податку на прибуток

3.3

1 880

(161)

1 719

Інші операційні витрати

173

РІЧНИЙ ЗВІТ

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ

Вплив внесення ретроспективних коригувань до консолідованого звіту про рух грошових коштів за рік, який закінчився 31 грудня 2015 року, був представлений таким чином: У мільйонах українських гривень

Примітки

2015, скориговано

Збиток від вибуття основних засобів

3.2

289

304

Сторнування збитку від зменшення корисності ос‑ новних засобів

3.3

(1 032)

(112)

(1 144)

2 071

(133)

1 938

Чистий рух резерву на знецінення торгової дебітор‑ ської заборгованості, передплат виданих та інших оборотних активів, зменшення корисності фінансових інвестицій та ПДВ до відшкодування

3.4. Зміна презентації Група також змінила презентацію певних нарахувань на виплати працівникам з інших короткострокових зобов’язань на короткострокові забезпечення. Як результат, інші короткостро‑ кові зобов’язання групи та короткострокові забезпечення було змінено на суму 650 мільйонів гривень та 337 мільйонів гривень станом на 31 грудня 2015 та 2014 років, з відповідним коригуван‑ ням консолідованого звіту про рух грошових коштів.

Зміну забезпечень

3.4

8 132

255

8 387

Частка у результатах асоційованих та спільних підпри‑ ємств після оподаткування

3.2

652

(25)

627

Фінансові витрати, нетто

3.4

9 184

533

9 717

3.2, 3.4, 3.5

1 718

(1 222)

496

Зменшення запасів

3.2

(27 186)

(92)

(27 278)

Збільшення торгової дебіторської заборгованості

3.2

(6 346)

393

(5 953)

Зменшення передплат виданих та інших оборотних активів

3.2

5 758

5 839

Зменшення інших довгострокових зобов’язань

3.2

(96)

(219)

(315)

Зменшення торгової кредиторської заборгованості

3.2

(78)

(424)

(502)

Зменшення авансів отриманих та інших короткостро‑ кових зобов’язань

3.4

(1 940)

(799)

(2 739)

На думку керівництва групи, така презентація інформації є більш достовірною для користувачів фінансової звітності.

Придбання основних засобів та нематеріальних активів

3.2

(4 868)

322

(4 546)

3.5. Облік курсових різниць за спільними операціями

Зменшення інших необоротних активів

3.1. Зміна облікової політики щодо нафти для виробничо-технологічних потреб До 1 січня 2016 року група обліковувала нафту для виробничо-тех‑ нологічних потреб в складі основних засобів, оскільки основна частина операцій з транзиту нафти проводилась з незмінною кількістю та сортом нафти. З 1 січня 2016 року керівництво групи прийняло рішення про зміну облікової політики щодо обліку нафти для виробничо-технологічних потреб у складі запасів. Керів‑ ництво групи вважає, що така презентація є більш доречною та достовірною для користувачів фінансової звітності, оскільки вона відображає зміну в операційній діяльності групи та відповідного зростання кількості сортів нафти, що транспортуються. Зміни облікової політики були відображені з коригуванням балансової вартості нафти для виробничо-технологічних потреб, що облікову‑ валась за переоціненою вартістю у складі основних засобів, тоді як у складі запасів ця нафта відображена за первісною вартістю. Такі зміни були відображенні з коригуванням в бік зменшення основних засобів станом на 31 грудня 2015 та 2014 років на загальну суму 10 575 мільйонів гривень та 11 472 мільйони гривень, відповідно, та збільшення запасів на суму 1 976 мільйонів гривень та 1 991 мільйон гривень станом на 31 грудня 2015 та 2014 років, відповідно. 174

2015, відобра- Внесення корижено раніше гувань і зміни класифікації

Також, група виявила певні неточності у відображенні пере‑ оцінки основних засобів та зробила відповідне коригування балансової вартості основних засобів станом на 31 грудня 2015 року у сумі 161 мільйон гривень з відповідним коригуванням консолідованого звіту про рух грошових коштів.

3.2. Облік спільної діяльності Одне з дочірніх підприємств групи бере участь в угодах про спільну діяльність, які раніше обліковувались як спільні опе‑ рації у консолідованій фінансовій звітності станом на і за рік, який закінчився 31 грудня 2015 року, де інші сторони спільної діяльності відповідають за ведення облікових записів. У зв’язку з відсутністю достовірної фінансової інформації, підготовленої у відповідності до МСФЗ, група вирішила обліковувати такі спільні операції за методом участі у капіталі. Група здійснила перераху‑ нок ретроспективного впливу на її консолідований фінансовий стан, консолідований звіт про прибутки або збитки та консо‑ лідований звіт про рух грошових коштів станом на і за рік, що закінчився 31 грудня 2015 року. 3.3. Резерв переоцінки Після проведення переоцінки основних засобів станом на 31 грудня 2015 року, група провела пооб’єктну інвентаризацію накопиченого резерву переоцінки, в наслідок якої резерв пе‑ реоцінки станом на 31 грудня 2014 року був відкоригований на 18 875 мільйонів гривень з відповідним перенесенням до складу накопиченого дефіциту.

Група також змінила презентацію певних забезпечень під судові позови з торгової кредиторської заборгованості та короткострокових забезпечень на довгострокові забезпечення. Рекласифікація стосується позову, в якому компанія виступає як відповідач. В результаті, торгова кредиторська заборгованість та короткострокові забезпечення групи було зменшено на 370 мільйонів гривень та 2 145 мільйонів гривень, відповідно, а довгострокові забезпечення станом на 31 грудня 2015 року було збільшено на 2 515 мільйонів гривень. Також, група змінила презентацію відсотків за відстрочку по‑ даткових платежів в бюджет зі складу інших операційних витрат до фінансових витрат станом на 31 грудня 2015 року у сумі 588 мільйонів гривень.

Група виявила неточності у відображенні курсових різниць за розрахунками в іноземній валюті по спільних операціях згідно Концесійної Угоди у Єгипті. Відповідно, група зменшила інші операційні витрати та накопичені курсові різниці в складі сукупного доходу на 874 мільйони гривень, відповідно. 3.6. Інші зміни Існували індивідуально несуттєві коригування, що включені до впливу коригувань та рекласифікацій описаних вище.

4. ІНФОРМАЦІЯ ЗА СЕГМЕНТАМИ Правління 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 операцій‑ них сегментів на основі розміру чистого прибутку/(збитку) до оподаткування. 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

2016

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 «Укргазвидобуван‑ ня». Видобуток газового конденсату відбувається у місцях видобутку природного газу. • Транспортування і розподіл природного газу. Цей сегмент представлений магістральними та розподільними газопро‑ водами, які експлуатує група. Українська газотранспортна система є однією з найбільших у світі за своїми транспорт‑ ними потужностями. Загальна довжина газопроводів в Укра‑ їні становить 38,5 тисяч кілометрів. Понад 40% природного газу, який Російська Федерація постачала до європейських країн, транспортувалося українськими магістральними газо‑ проводами у 2015 році та понад 46% у 2016 році. Починаючи з 1 жовтня 2015 року цей сегмент також включає результати від ринкових операцій балансування газу запроваджених Кодексом газотранспортної системи. Ринкові операції балан‑ сування газу являють собою діяльність балансування обсягів природного газу, що входить до газотранспортної системи в точках входу та обсягів відібраного газу через точки виходу. Послуги балансування газу надаються користувачам послуг транспортування газу на пропорційній основі. Наразі відпо‑ відну діяльність здійснює ПАТ «Укртрансгаз». • Зберігання природного газу. Українська газотранспортна 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 представлений магістральними нафтопроводами, які експлуатує група. Загальна довжина магістральних нафтопроводів в Україні становить 4,7 тисячі кілометрів. Сегмент також включає збе‑ рігання 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 газопереробними заводами. Продуктами переробки, в основному, є бензин і дизельне пальне, а також скраплений газ. Доходи від цього сегменту також включають доходи від продажу хімічної продукції. • 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 про‑ давати весь видобутий газ населенню через компанію, за вирахуванням обсягів газу на технологічні та інші потреби, як передбачено законом. • Інше. Доходи від цього сегменту включають доходи від продажу матеріалів та послуг. Облікова політика звітних сегментів збігається з обліковою політикою групи, викладеною у Примітці 27.

175

2 624

926

16 712

Всього доходів від реалізації

52 007

11 478

77 733

987

3 428

15 810

99 772

944

(69 395)

192 764

Результат сегменту

15 298

(6 766)

26 207

(1 578)

1 628

1 720

(3 472)

(725)

(182)

32 130

73 (69 395)

Частка у результатах асоційованих та спільних підприємств після оподат‑ кування

(99)

Переоцінка раніше утримуваної інвестиції в дочірньому підприємстві

Нерозподілені витрати, нетто

(10 994)

Прибуток до оподаткування

21 037

Суттєві статті негрошового характеру, включені до результатів сегменту: Знос, виснаження та амортизація

(1 083)

2 059

373

101

548

9 694

Активи сегменту

67 173

15 627

283 797

186 209

18 415

17 099

76 435

4 391

669 146

Нерозподілені активи Всього активів

(6 329)

- (23 452)

885

(4 547)

(179)

5 623

275

(4 203)

(56)

Капітальні витрати

(1 001)

(212)

518

(674)

Чистий (збиток)/прибуток від курсових різниць

(4 683)

(1 935)

(400)

Грошові кошти та залишки на банківських рахунках

(6 610)

(13 127)

Чистий рух резерву на знецінення торгової дебіторської заборговано‑ сті, передплат виданих та інших оборотних активів

Інвестиції в асоційовані та спільні підприємства

176

(5 397)

Реалізація зовнішнім споживачам

4 836

6 262

49 883

401

3 252

6 599

57 265

Реалізація іншим сегмен‑ там

16 362

112

1 152

Всього доходів від реалізації

21 198

6 262

49 995

1 553

3 269

6 643

2 218

(1 340)

21 200

(2 176)

1 636

2 067 (52 257)

Всього

Елімінація

Інше

192 764

(183)

- (20 443)

(5 931)

1 328 22 336

11 779

Результат сегменту

1 769

Всього

49 020

Елімінація

Реалізація іншим сегмен‑ там

871

Інше

83 060

Продаж та постачання природного газу

15 770

Переробка сирої нафти і газового конденсату та торгівля нафтопродуктами

Продаж та постачання природного газу

3 428

Транспортування сирої нафти

Переробка сирої нафти і газового конденсату та торгівля нафтопродуктами

У мільйонах українських гривень

Зберігання природного газу

Транспортування сирої нафти

75 109

Транспортування і розподіл природного газу

11 478

Виробництво сирої нафти і газового конденсату

Зберігання природного газу

Виробництво природного газу 2 987

Реалізація зовнішнім споживачам

Виробництво природного газу

Інформація за звітними сегментами групи за рік, який закінчився 31 грудня 2015 року, представлена таким чином:

Інформація за звітними сегментами групи за рік, який закінчився 31 грудня 2016 року, представлена таким чином:

У мільйонах українських гривень

2016

РІЧНИЙ ЗВІТ

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ

130 267

9 616

45 (27 348)

66 881

1 814 (27 348)

130 267

(2 194)

(607) (31 453) (627)

Частка у результатах асоційованих та спільних підприємств після оподат‑ кування Переоцінка раніше утримуваної інвестиції в дочірньому підприємстві

(1 430)

Нерозподілені витрати, нетто

(3 271)

Збиток до оподаткування

(36 781)

Суттєві статті негрошового характеру, включені до результатів сегменту: Знос, виснаження та амортизація

(2 773)

(610)

(13 456)

(2 047)

(473)

(143)

(6)

(346)

(19 854)

(6)

(107)

(2)

(138)

(1 057)

(1 264)

Чистий (збиток)/прибуток від курсових різниць

(552)

720

666

457

- (20 408)

- (19 089)

Капітальні витрати

4 196

1 085

207

298

457

6 523

Активи сегменту

77 112

17 365

289 244

180 935

17 918

8 200

38 747

13 670

643 191

Інвестиції в асоційовані та спільні підприємства

1 548

Грошові кошти та залишки на банківських рахунках

11 791

Нерозподілені активи

4 365

Всього активів

660 895

704 589 177

РІЧНИЙ ЗВІТ

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ

Географічна концентрація У мільйонах українських гривень

2015

128 909

86 307

63 322

43 533

Єгипет

398

425

Європа

135

192 764

130 267

Україна Російська Федерація

Всього доходів від реалізації

31 грудня 2015 року

31 грудня 2016 року 2016

У мільйонах українських гривень

Дохід від реалізації

ВалоТоргова вий дебіторська прибузаборговаток ність, балансова вартість

Міжнародний транзит

59 986

28 532

6 354

Внутрішнє транспорту‑ вання та розподіл

8 881

2 645

1 466

Балансування газу

6 242

417

2 565

75 109

31 594

10 385

Всього 31 грудня 2015 року

Розподіл операцій продажу у таблиці вище зроблено на основі країни реєстрації клієнтів групи.

У мільйонах українських гривень

Дохід від реалізації

ВалоТоргова вий дебіторська прибузаборговаток ність, балансова вартість

Міжнародний транзит

40 341

20 486

4 717

Внутрішнє транспорту‑ вання та розподіл

9 288

2 213

1 174

254

106

49 883

22 742

5 997

Інформація про концентрацію зовнішніх клієнтів, доходи від реалізації яких перевищують 10% від суми загальних доходів від реалізації Протягом років, які закінчилися 31 грудня 2016 і 2015 років, єди‑ ним зовнішнім клієнтом, доходи від якого перевищують 10% від загальної суми доходів, був Газпром. Сума доходів від Газпро‑ му, яка відноситься до сегменту транспортування і розподілу природного газу, за 2016 рік становила 59 986 мільйонів гривень (2015: 40 341 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: 31 грудня 2016 року У мільйонах українських гривень

Балансування газу Всього

Інформація про дохід від реалізації, валовий (збиток)/прибуток, (збиток)/прибуток до оподаткування та дебіторську заборгованість сегменту продажу та постачання природного газу за основними групами клієнтів представлена таким чином: Валовий (Збиток) / Торгова дебіторська заборгованість (збиток)/ прибуток валова резерв на балансова прибуток до оподатсума знеціненвартість кування ня

Підприємства, що виробляють тепло для насе‑ лення

18 871

(267)

(3 779)

14 145

(3 085)

11 060

Регіональні газорозподільні підприємства для перепродажу населенню

50 140

11 710

3 819

21 796

(176)

21 621

Підприємства, що виробляють тепло для бюджет‑ них організацій

2 255

368

128

1 497

Одеський припортовий завод

1 146

191

(1 310)

1 375

(1 375)

72 412

12 002

(1 142)

38 813

(4 636)

34 178

Підприємства, що виробляють тепло для інших споживачів

4 763

657

(119)

7 244

(6 464)

780

Регіональні газорозподільні підприємства для перепродажу іншим споживачам

548

(37)

293

(202)

5 337

2 375

(2 174)

10 808

(10 205)

603

Разом діяльність по торгівлі газом за нерегульованими цінами для інших споживачів

10 648

3 081

(2 330)

18 345

(16 871)

1 474

Всього

83 060

15 083

(3 472)

57 158

(21 507)

35 652

Разом на виконання спеціальних обов’язків (Примітка 2)

Промислові та інші споживачі

178

Дохід від реалізації

2016

У мільйонах українських гривень

Підприємства, що виробляють тепло для насе‑ лення Регіональні газорозподільні підприємства для перепродажу населенню Разом на виконання спеціальних обов’язків та для потреб населення (Примітка 2) Підприємства, що виробляють тепло для інших споживачів Регіональні газорозподільні підприємства для перепродажу іншим споживачам Промислові та інші споживачі Разом діяльність по торгівлі газом для інших споживачів Всього

Дохід від реалізації

Валовий (Збиток) / Торгова дебіторська заборгованість (збиток)/ прибуток валова резерв на балансова прибуток до оподатвартість сума знеціненкування ня

6 963

(27 312)

(36 239)

6 762

(3 264)

3 498

20 340

3 802

(11 239)

3 236

(100)

3 136

27 303

(23 510)

(47 478)

9 998

(3 364)

6 634

7 594

1 384

(2 452)

7 699

(5 871)

1 828

2 318

513

(74)

235

(115)

120

20 050 29 962

1 817 3 714

(2 253) (4 779)

14 758 22 692

(8 064) (14 050)

6 694 8 642

57 265

(19 796)

(52 257)

32 690

(17 414)

15 276

Основні тарифи і ціни продажу, за якими Група реалізує природний газ, наведено у Примітці 2.

5. ЗАЛИШКИ ЗА ОПЕРАЦІЯМИ ТА ОПЕРАЦІЇ З ПОВ’Я- становили близько 60% та 40%, відповідно, від загальної суми ЗАНИМИ СТОРОНАМИ відповідних зобов’язань. Сторони зазвичай вважаються пов’язаними, якщо одна сторона має здатність контролювати іншу сторону, знаходиться під спільним контролем або може здійснювати істотний вплив або спільний контроль над іншою стороною під час прийняття фі‑ нансових та операційних рішень. Під час розгляду взаємовідно‑ син із кожною можливо пов’язаною стороною звертають увагу на суть відносин, а не тільки на їхню юридичну форму. Як зазначено у Примітці 1, група знаходиться під кінцевим контролем Уряду України і, відповідно, усі контрольовані дер‑ жавою підприємства вважаються пов’язаними сторонами під спільним контролем. Операції із пов’язаними сторонами можуть здійснюватися на умовах, які не обов’язково можуть бути доступними для непов’я‑ заних сторін. Операції із підприємствами контрольованими державою. Група провадить істотні операції із підприємствами, які контро‑ люються, знаходяться під спільним контролем або зазнають істотного впливу з боку Уряду України. До цих підприємств належать Державний ощадний банк України, «Укрексімбанк», «Укргазбанк», підприємства, що виробляють тепло, та регіо‑ нальні газорозподільні підприємства. За рік, який закінчився 31 грудня 2016 року, близько 32% доходів групи (2015: 25%) були отримані від операцій із підприємствами, які контролюються, знаходяться під спільним контролем або зазна‑ ють істотного впливу з боку Уряду України. Непогашена торгова дебіторська заборгованість, пов’язана з цими операціями, станом на 31 грудня 2016 та 2015 років становила 44% та 30%, відповідно, від загального залишку торгової дебіторської заборгованості. Непогашена кредиторська заборгованість, аванси отримані та інші поточні зобов’язання станом на 31 грудня 2016 та 2015 років

Забезпечення по відношенню до суб’єктів господарювання, що контролюються Урядом України, станом на 31 грудня 2016 та 2015 років становили близько 80% та 62%, відповідно, від загальної суми забезпечень. Станом на 31 грудня 2016 та 2015 років, близько 95% та 90%, 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 54% позик були надані цими банками (2015: 50%). Близько 23% фінансових доходів в 2016 році пов’язані з рахунками у цих банках (2015: 10%) та 68% фінансових витрат за рік, який закінчився 31 грудня 2016 року (2015: 35%), стосуються позик, отриманих від цих банків. Протягом 2016 року група подовжила термін погашення облі‑ гацій на суму 4 800 мільйонів гривень на один рік без зміни відсоткової ставки. У червні 2015 року група уклала додаткові угоди на суму 18 387 мільйонів гривень до угод про надання позик із банком, який є її пов’язаною стороною, які передбачали підвищення відсоткових ставок та зміни графіків погашення за‑ боргованості, із відкладенням остаточних термінів їх погашення до червня 2020 року. Застави. Станом на 31 грудня 2016 та 31 грудня 2015 років позики від пов’язаних сторін (державних банків) були забезпечені основними засобами, запасами та надходженнями від майбут‑ ніх продажів. Гарантії. Сума гарантій, наданих Урядом України станом на 31 грудня 2016 та 2015 років, становила 28 912 мільйонів гривень та 20 539 мільйонів гривень, відповідно (Примітка 14). Інформація про операції із державою надалі розкривається у Примітці 13.

179

РІЧНИЙ ЗВІТ

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ

Протягом 2016 року група здійснила виплати на забезпечення діяльності наглядової ради у сумі 20 мільйонів гривень, у тому числі фіксована винагорода у сумі 15 мільйонів гривень.

6. ОСНОВНІ ЗАСОБИ

Буферний газ

Інші основні засоби

Незавершене будівництво

69 056

46 216

120 754

317

6 231

11 097 450 598

(833)

(229)

(69)

(293)

165 426

30 668

68 827

46 147

120 754

317

5 938

Всього

Будівлі

30 668

Бурове і розвідувальне обладнання

Машини та обладнання

Інформація про рух балансової вартості основних засобів була представлена таким чином:

166 259

Трубопроводи і супутнє обладнання

У мільйонах українських гривень

Нафтогазовидобувні активи

Компенсація провідному управлінському персоналу. Провід‑ ний управлінський персонал протягом 2016 року складався в середньому із 4 членів правління та 6 директорів (2015: 4 члени правління та 4 директори). Компенсація провідному управлін‑ ському персоналу, що включена до складу інших операційних витрат, включала заробітну плату і додаткові поточні премії та становила 88 мільйонів гривень (2015: 7 мільйонів гривень).

Станом на 31 грудня 2014 року (скориговано, Примітка 3) Первісна вартість або оцінка Накопичений знос та резерв на змен‑ шення корисності Чиста балансова вартість станом на 31 грудня 2014 року (скориговано, Примітка 3) Придбання у результаті об’єднання підприємств (Примітка 23)

(5 522)

6 999 445 076

6 250

1 737

4 010

145

229

744

13 113

Надходження і переміщення

(2 621)

1 642

3 133

4 214

(1 176)

113

(2 268)

1 552

4 589

Переоцінка

53 385

17 151

10 566

12 388

22 471

113

701

116 775

(89)

(13)

(31)

(15)

(27)

(111)

(286)

(5 498)

(2 861)

(8 774)

(2 520)

(304)

(91)

(523)

(20 571)

(Збиток від)/сторнування резерву на зменшення корисності

179

568

462

(1 832)

395

(15)

(150)

1 491

1 098

Чиста балансова вартість станом на 31 грудня 2015 року (скориговано, Примітка 3)

210 782

53 405

75 920

62 392

142 140

582

3 900

Первісна вартість або оцінка

212 066

53 826

76 593

63 439

142 140

861

5 122

11 617

565 664

(1 283)

(420)

(673)

(1 047)

(279)

(1 224)

(942)

(5 868)

(12 549)

5 487

38 019 (22 236)

790

(2 588)

1 851

8 774

13 282

(3)

(33)

(16)

(68)

(34)

(1)

(247)

(402)

(7 137)

(5 719)

(7 104)

(3 521)

(295)

(307)

(20)

(799)

(1)

(2 156)

(1 856)

(91)

(783)

(5 706)

Чиста балансова вартість станом на 31 грудня 2016 року

191 074

52 342

106 818

34 411

153 566

952

1 002

11 496

551 661

Первісна вартість або оцінка

199 270

59 300

116 533

39 194

155 422

1 447

2 724

Накопичений знос та резерв на змен‑ шення корисності

(8 196)

(6 958)

(9 715)

(4 783)

(1 856)

(495)

(1 722)

Вибуття Амортизаційні нарахування

Накопичений знос та резерв на змен‑ шення корисності Надходження і переміщення Переоцінка Вибуття Амортизаційні нарахування Збиток від зменшення корисності

180

(4 098)

10 675 559 796

Група залучила професійних незалежних оцінювачів для визна‑ чення 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, справедлива вартість визначалася із використанням залишкової вартості заміщення спеціалізованих активів і на основі використання ринкових даних для неспеціалізованих активів. Отже, справед‑ лива вартість основних виробничих активів та обладнання в першу чергу визначалася за допомогою залишкової вартості заміщення. Цей метод засновано на аналізі вартості відтво‑ рення або заміни об’єктів основних засобів з коригуванням на фізичний, функціональний чи економічний знос і старіння. Залишкова вартість заміщення оцінювалася на основі вну‑ трішніх джерел та аналізу наявної інформації про ринок для аналогічних об’єктів основних засобів (опублікованої інфор‑ мації, каталогів, статистичних даних тощо), а також галузевих експертів і постачальників. У 2016 році виснаження та амортизаційні нарахування у сумі 22 387 мільйонів гривень (2015: 19 739 мільйонів гривень) було включено до собівартості реалізації, 1 065 мільйонів гривень (2015: 475 мільйонів гривень) – до складу інших операційних витрат і 631 мільйон гривень (2015: 357 мільйонів гривень) було капіталізовано у складі первісної вартості основних засобів. Сторнування зменшення корисності основних засобів включено до складу інших операційних доходів у консолідованому звіті про прибутки або збитки.

587 007

(1 621) (35 346)

що закінчилися 31 грудня 2016 та 2015 років. Стосовно певних витрат первинна документація була вилучена представниками прокуратури України. Щодо інших витрат керівництво групи розпочало власне корпоративне розслідування у 2016 році. Якби основні засоби групи оцінювалися за історичною вартістю, то їхня балансова вартість була б представлена таким чином: У мільйонах українських гривень

31 грудня 2016 року

31 грудня 2015 року

Нафтогазовидобувні активи

11 751

9 384

Машини та обладнання

9 149

7 068

Трубопроводи і супутнє обладнання

7 237

6 711

Будівлі

4 693

5 976

Буферний газ

212

217

Бурове і розвідувальне обладнання

354

298

Інші основні засоби

482

1 075

33 878

30 729

Всього

7. ІНВЕСТИЦІЇ В АСОЦІЙОВАНІ ТА СПІЛЬНІ ПІДПРИЄМСТВА Інвестиції Групи в асоційовані та спільні підприємства були представлені таким чином:

Станом на 31 грудня 2016 та 2015 років основні засоби групи ба‑ лансовою вартістю 10 536 мільйонів гривень та 24 003 мільйони гривень, відповідно, було передано в якості застави забезпе‑ чення позик (Примітка 14).

У мільйонах українських гривень

До складу основних засобів в 2016 році включено капітальні ви‑ трати у сумі 1 872 мільйонів гривень, щодо яких сутність витрат може відрізнятися від їхньої юридичної форми згідно з первин‑ ними документами (2015: 473 мільйони гривень) (Примітка 27). Ці витрати було подано на підставі відповідної первинної докумен‑ тації у консолідованій фінансовій звітності станом на і за роки,

Інвестиції в асоційовані підприємства Інвестиції у спільні підпри‑ ємства Всього

31 грудня 2016 року

31 грудня 2015 року (скориговано, Примітка 3)

1 047

1 308

281

240

1 328

1 548

Детальна інформація щодо асоційованих та спільних підприємств групи станом на 31 грудня 2016 року представлена таким чином: Назва асоційованого підприємства

Основна діяльність

Місце реєстрації та провадження господарської діяльності

ПАТ «Укртатна‑ фта»

Переробка нафти

Україна

43,05%

(241)

ПАТ «Газтран‑ зит»

Будівельні роботи

Україна

40,2%

(123)

1 022

Інші

Різне

Україна

Різне

306

(99)

(123)

1 328

- (24 083)

13 117

2016

Частка володіння Групи

Частка Частка інших Дивіденди, прибутку/ сукупних отримані від (збитку) доходів асоційованого підприємства

Балансова вартість інвестиції

181

РІЧНИЙ ЗВІТ

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ

Дивіденди, отримані від асоційованого підприємства

Переоцінка раніше утримуваної інвестиції в дочірньому підприємстві (Примітка 23)

Частка придбаних чистих активів (Примітка 23)

Придбання у результаті об’єднання підприємств (Примітка 23)

(1 780)

(1 314)

(4 926)

Україна

43,05%

(178)

(12)

239

Україна

40,2%

694

390

(32)

1 052

Виробництво Україна газу і нафти

ПАТ «Укртат‑ нафта»

Переробка нафти

ПАТ «Газ‑ транзит»

Будівельні роботи

Інші асоційо‑ Різне вані підпри‑ ємства

Україна

Різне

Україна

Різне

(1)

Запаси групи були представлені таким чином:

Балансова вартість інвестиції

Частка володіння Групи

Частка (збитку)/ прибутку

(66)

Місце реєстрації та провадження господарської діяльності

Частка інших сукупних (збитків)/ доходів

9. ЗАПАСИ

(1 224)

ПАТ «Укрна‑ фта»

Спільні під‑ приємства

відшкодування (Примітка 27).

50,00% + 1 акція

Основна діяльність

Назва асоційованого підприємства

Детальна інформація щодо асоційованих та спільних підприємств групи станом на 31 грудня 2015 року представлена таким чином:

У мільйонах українських гривень

197

240

(627)

311

(1 812)

(1 314)

(4 926)

(197)

1 548

Усі із вищезазначених асоційованих підприємств обліковуються у консолідованій фінансовій звітності за методом участі в капіталі. ПАТ «Укрнафта» Як зазначено у Примітці 23, 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 23.

8. ІНШІ НЕОБОРОТНІ АКТИВИ У мільйонах українських гривень

31 грудня 2015 року (скориговано, Примітка 3)

Дебіторська заборгованість за угодою про розподіл продукції

4 204

3 960

Реструктуризована дебіторська заборгованість споживачів газу

1 340

1 100

977

837

Інше

2 805

2 825

Всього

9 326

8 722

Нематеріальні активи

182

31 грудня 2016 року

Дебіторська заборгованість за угодою про розподіл продукції. Компанія уклала концесійну угоду на розвідку і розробку

31 грудня 2015 року (скориговано, Примітка 3)

31 грудня 2014 року (скориговано, Примітка 3)

38 792

26 999

7 885

Сира нафта і нафто‑ продукти

3 378

1 482

363

Запасні частини

2 843

1 099

844

Технологічна нафта

1 976

1 991

Сировина

1 760

1 234

327

Інше

1 495

1 359

704

50 244

34 149

12 114

Природний газ

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 27). 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. 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. Інше. Станом на 31 грудня 2015 року до складу інших необорот‑ них активів включено обсяги природного газу, які будуть підняті із підземних газових сховищ у період більше одного року. Станом на 31 грудня 2016 року група планує підняти відповідні обсяги природного газу протягом наступних 12 місяців та класи‑ фікує цей газ як запаси. Станом на 31 грудня 2016 та 2015 років до складу інших необо‑ ротних активів включено витрати на дослідження та розробку у сумі 1 443 мільйонів гривень та 906 мільйонів гривень, відповід‑ но, які були понесені за угодою концесії на розвідку і розробку нафти із ЄГНК від 13 грудня 2006 року, але ще не надані до

Всього

31 грудня 2016 року

У мільйонах українських гривень Залишок станом на 1 січня Резерв на знецінення, створений протягом року Сторнування резерву Суми, списані протягом року як безнадійні Придбання у результаті об’єднання підприємств (Примітка 23) Залишок станом на 31 грудня

Станом на 31 грудня 2016 та 2015 років запаси балансовою вартістю 37 698 мільйонів гривень та 23 104 мільйони гривень, відповідно, були використані в якості застави для забезпечення позик (Примітка 14).

10. ТОРГОВА ДЕБІТОРСЬКА ЗАБОРГОВАНІСТЬ У мільйонах українських гривень

31 грудня 2016 року

31 грудня 2015 року (скориговано Примітка 3) 86 438 53 761 (37 229) (20 553)

Торгова дебіторська заборгованість За вирахуванням: резерву на знецінення Всього 49 209 33 208 Із загальної балансової вартості торгової дебіторської заборго‑ ваності станом на 31 грудня 2016 року дебіторська заборгова‑ ність за природний газ становила 35 652 мільйони гривень (31 грудня 2015 року: 15 276 мільйонів гривень) (Примітка 4). Інформація про рух резерву на знецінення торгової дебіторської заборгованості представлена таким чином:

2016 20 553 18 497

2015 19 003 5 043

(1 757) (64)

(3 654) (184)

345

37 229

20 553

Аналіз кредитної якості торгової дебіторської заборгованості представлений таким чином: У мільйонах українських гривень

Керівництво проводить оцінку необхідності списання запасів до їхньої чистої вартості реалізації, беручи до уваги ознаки їхнього економічного, технічного та фізичного зносу. У 2016 році таке коригування запасів становило 1 655 мільйонів гривень, вклю‑ чене до складу собівартості реалізації, та 38 мільйонів гривень, включене до складу інших операційних витрат (2015: 4 922 мільйони гривень, включене до складу собівартості реалізації, та 2 679 мільйонів гривень, включене до складу інших операцій‑ них витрат). Сума, включена до складу собівартості реалізації, являє собою уцінку за імпортований газ, який у подальшому був реалізований на потреби населення за регульованими цінами.

2016

Не прострочена і не знецінена Прострочена, але не знецінена: Прострочена до 30 днів Прострочена від 31 до 90 днів Прострочена від 91 до 180 днів Прострочена від 181 до 365 днів Прострочена понад 365 днів Прострочена та індивідуально знецінена (валова сума): Прострочена до 30 днів Прострочена від 31 до 90 днів Прострочена від 91 до 180 днів Прострочена від 181 до 365 днів Прострочена понад 365 днів За вирахуванням: резерву на знецінення Всього

31 грудня 2016 року

31 грудня 2015 року (скориговано Примітка 3) 29 774 17 247 13 220 3 221 265 2 415 314

4 843 1 520 997 2 986 135

2 858 820 738 3 102 29 711 (37 229)

37 1 141 3 987 3 884 16 984 (20 553)

49 209

33 208

11. ПЕРЕДПЛАТИ ВИДАНІ ТА ІНШІ ОБОРОТНІ АКТИВИ Передплати видані та інші оборотні активи групи були пред‑ ставлені таким чином: У мільйонах українських гривень

Передплати постачальникам за матеріали, роботи та послуги Передплати постачальникам за природний газ ПДВ до відшкодування Дебіторська заборгованість за угодами переуступки прав вимоги за договорами реалізації природ‑ ного газу Векселі до отримання

31 грудня 2016 року

31 грудня 2015 року (скориговано Примітка 3) 9 984 8 616 5 731

1 311

2 242 1 690

2 743 1 787

1 471

1 609

183

3 997 (15 169)

1 733 (11 514)

12 051

9 176

Інформація про рух резерву на знецінення передплат виданих та інших оборотних активів була представлена таким чином: У мільйонах українських гривень

2016

2015

Залишок станом на 1 січня

11 514

8 116

Резерв на знецінення, створений протягом року

4 206

219

Сторнування резерву

(355)

(424)

(16)

(246)

Суми, списані протягом року як безнадійні Придбання у результаті об’єднання підприємств (Примітка 23) Інший рух Залишок станом на 31 грудня

3 513

(180)

336

15 169

11 514

Інший рух в резерві на знецінення передплат виданих та інших оборотних активів стосується різниці у пропорції консолідації активів та прибутків спільних підприємств одного з підприємств групи, що визнається як рух у капіталі.

12. ГРОШОВІ КОШТИ ТА ЗАЛИШКИ НА БАНКІВСЬКИХ РАХУНКАХ У мільйонах українських гривень

Грошові кошти на банківських рахунках Строкові депозити Інше Всього

184

31 грудня 2016 року

31 грудня 2015 року (скориговано Примітка 3)

20 024

8 696

2 163

3 021

149

22 336

11 791

До складу строкових депозитів включено банківські депозити у сумі 483 мільйони гривень (2015: 2 535 мільйонів гривень) із пер‑ вісним терміном погашення більше трьох місяців, але менше одного року, які були виключені зі складу грошових коштів та їх еквівалентів для цілей консолідованого звіту про рух грошових коштів.

Протягом 2015 року компанія завершила емісію нових акцій, розпочату у 2014 році, на суму 104 610 мільйонів гривень 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 мільйонів гривень в обмін на емісію нових акцій компанії. Облігації внутрішньої державної позики мають термін погашен‑ ня 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 2016 та 2015 років на ці акції було оформле‑ но Тимчасове свідоцтво про реєстрацію випуску акцій. Станом на 31 грудня 2016 та 2015 років новий випуск акцій не був зареєстрований та був відображений у складі внесків до не‑ зареєстрованого акціонерного капіталу. Після звітного періоду компанія зареєструвала новий випуск акцій (Примітка 26).

Позики групи були представлені таким чином: У мільйонах українських гривень

31 грудня 2016 року

Довгострокові Банківські позики Незамортизований дисконт Всього довгострокової частини

34 825

(175)

23 100

34 825

Банківські позики

47 099

36 200

Фінансова оренда

645

718

Всього короткострокової частини

47 744

36 939

Всього

70 844

71 764

Нараховані відсотки

15. ЗАБЕЗПЕЧЕННЯ

Гривні Долари США Євро Всього

31 грудня 2015 року Зали% шок річних 24 407 20% 47 352 9% 5 12% 71 764

Застави Усі позики групи були забезпечені станом на 31 грудня 2016 та 2015 років. Позики групи були забезпечені такими видами застав: 31 грудня 2016 року

31 грудня 2015 року

143 965

122 918

Основні засоби (Примітка 6)

10 536

24 003

Запаси (Примітка 9)

37 698

23 104

Всього

192 199

170 025

Надходження від майбутніх про‑ дажів

Гарантії. Станом на 31 грудня 2016 року позики групи були гарантовані державою у сумі 28 912 мільйонів гривень (31 грудня 2015 року: 20 539 мільйонів гривень).

Інформація про рух забезпечень за роками була представлена таким чином:

За рік, який закінчився 31 грудня 2016 року, обов’язкова сума прибутку сплачена у державний бюджет, становила 1 021 міль‑ йон гривень (2015: 2 822 мільйони гривень).

У мільйонах українських гривень

Розподіл прибутку

Залишок станом на 31 грудня 2014 року (скориговано, Примітка 3) Нараховано за рік Нараховано у результаті об’єднання підприємств (Примітка 23) Амортизація дисконту (Примітка 19) Використано або сплачено протягом року Зміни в оцінках Залишок станом на 31 грудня 2015 року (скориговано, Примітка 3) Довгострокові Короткострокові Забезпечення на виплату дивідендів до Державного бюджету (Примітка 13) Нараховано за рік Амортизація дисконту (Примітка 19)

Станом на дату затвердження цієї консалідованої фінансової звітності базовий норматив відрахування частки прибутку за результатами 2016 року було затверджено на рівні 50% чистого прибутку (2015: 30%). Група створила відповідне забезпечення щодо майбутнього перерахування частки прибутку до Держав‑ ного бюджету України у складі поточних забезпечень (При‑ мітка 15). Згідно чинного законодавства всі підприємства, які підпадають під дію Закону України «Про управління об’єктами державної власності» мають прийняти рішення про розподіл частки прибутку до 30 квітня, та здійснити виплату до Держав‑

23 275

Короткострокові

Частка прибутку до сплати у державний бюджет

Прибуток кожного звітного періоду, що доступний для розподілу власникам, визначається на основі даних фінансової звітності, підготовленої згідно з МСФЗ. Відповідно до українського зако‑ нодавства, розмір дивідендів обмежується розміром чистого прибутку звітного періоду або розміром будь-яких інших резер‑ вів, які підлягають розподілу, але не більше суми нерозподіле‑ ного прибутку, розрахованого за даними фінансової звітності, підготовленої згідно з МСФЗ.

31 грудня 2015 року (скориговано Примітка 3)

31 грудня 2016 року % Залишок річних 27 315 19% 43 316 8% 213 7% 70 844

1 173

2 062

142

3 377

2 895 1 270

350 676

119 820

4 050 3 028

973 -

8 387 5 794

(158)

253 (176)

34 -

287 (334)

5 180

451 3 616

308 1 423

7 078

973

759 18 270

3 042 2 138 -

3 034 582 -

1 311 112 -

7 078 -

13 264

973 -

7 387 10 883 13 264

6 728 -

1 111 379

109 134

4 099 -

21 -

12 068 513

Всього

955

14. ПОЗИКИ

У мільйонах українських гривень

Інші забезпечення

Станом на 31 грудня 2016 та 2015 років акціонерний капітал компанії був скоригований на вплив гіперінфляції відповідно до вимог МСБО 29 «Фінансова звітність в умовах гіперінфляції» на суму 4 156 мільйонів гривень.

Протягом 2015 року одна з компаній групи виплатила дивіденди у сумі 29 мільйонів гривень, що разом з сумою обов’язково‑ го внеску частки прибутку до бюджету склало 2 851 мільйон гривень.

Ефективні відсоткові ставки і валюта позик були представлені таким чином:

Забезпечення з суми чистого прибутку, належної до Державного бюджету України (Примітка 13)

624

Станом на 31 грудня 2016 та 2015 років зареєстрований, ви‑ пущений і повністю сплачений акціонерний капітал компанії становив 164 607 мільйонів гривень, і складався з 160 450 481 звичайної акції номінальною вартістю 1 000 гривень за акцію.

ного бюджету України до 30 червня року наступного за звітним.

Забезпечення під можливі штрафи та пені

609

13. АКЦІОНЕРНИЙ КАПІТАЛ

Забезпечення на виведення активів з експлуатації

31 грудня 2015 року (скориговано Примітка 3) 1 412 1 312

Забезпечення за виплатами працівникам

Аванси видані за добудову газо‑ проводів Суми до отримання за судовими справами Передплати за податками, крім податку на прибуток Інше За вирахуванням: резерву на знецінення Всього

31 грудня 2016 року

Забезпечення під судові позови

У мільйонах українських гривень

2016

РІЧНИЙ ЗВІТ

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ

185

РІЧНИЙ ЗВІТ

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ

Забезпечення під можливі штрафи та пені

Забезпечення з суми чистого прибутку, належної до Державного бюджету України (Примітка 13)

(770)

(11)

(23)

(5)

(873)

11 844 7 670 4 174

174 4 510 3 447 1 063

116 1 771 1 299 472

11 154 11 154

13 264 13 264

989 989

290 43 532 12 416 31 116

Забезпечення під судові позови Група бере участь у низці судових розглядів в якості позивача або відповідача. Забезпечення під судові позови являє собою оцінку керівництвом вірогідного відтоку ресурсів групи, який може виникнути у разі негативного (несприятливого) рішення суду та арбітражних процедур. Забезпечення за виплатами працівникам Компанії групи мають певні зобов’язання перед своїми працівника‑ ми, визначені умовами колективних угод. Короткострокові забезпечення за виплатами працівникам включа‑ ють забезпечення під виплати бонусів за результатами діяльності та забезпечення під невикористані відпустки. Довгострокові забезпечення за виплатами працівникам включають разові виплати на момент виходу працівників на пенсію та програ‑ ми із виплат після виходу на пенсію. Ці плани із виплат працівни‑ кам не фінансуються, а також відсутні активи за планами. Основні актуарні припущення, що були використані, представлені таким чином: 2016

2015

14,7-14,9

12,9-15,9

7,7

7,0

Номінальна ставка збільшення заробітної плати, %

10,0-36,0

7,7-20,2

Коефіцієнт плинності кадрів, %

1,5-5,7

1,9-5,4

Номінальна ставка дисконтування, % Довгострокова ставка інфляції, %

Інформація про чутливість довгострокових забезпечень за випла‑ тами працівникам до змін в основних припущеннях представлена таким чином: Збільшення/зменшення номіналь‑ ної ставки дисконтування на 1%, % Збільшення/зменшення номіналь‑ ної ставки заробітної плати на 1%, % Збільшення/зменшення коефіцієн‑ ту плинності кадрів на 1%, %

186

2016 2015 (7,60) / 8,75 (8,15) / 9,44

ми, оскільки малоймовірно, що зміни у припущеннях відбуватимуть‑ ся окремо одна від одної, оскільки деякі припущення можуть бути взаємопов’язаними. Окрім того, у поданому вище аналізі чутливості теперішня вартість пенсійного забезпечення із визначеними виплатами розраховува‑ лась із використанням методу нарахування прогнозованих одиниць на кінець звітного періоду, яка відповідає тій, яка застосовувалась для розрахунку забезпечення, визнаного у консолідованому звіті про фінансовий стан. У порівнянні із попередніми роками не відбулося змін у методах та припущеннях, використаних для підготовки аналізу чутливості. Забезпечення 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, геоло‑ горозвідувальних, будівельних та інших робіт. Забезпечення на виведення активів з експлуатації являє собою теперішню вар‑ тість витрат на виведення з експлуатації нафтогазових активів. Забезпечення під можливі штрафи та пені У зв’язку з несплатою та несвоєчасною сплатою з боку ПАТ «Укр‑ нафта» рентної плати, податку на прибуток, ПДВ та дивідендів група нарахувала забезпечення на покриття збитків від можливих штрафів, пені та відсотків за несвоєчасну сплату.

(4,25) / 4,98

Наданий вище аналіз чутливості може не представляти фактичні зміни забезпечення за пенсійним планом із визначеними виплата‑

Аванси отримані за транспортуван‑ ня нафти Аванси отримані на проведення геофізичних досліджень Аванси отримані за нафтопродукти Інші аванси отримані Всього отриманих авансів Податки до сплати, крім податку на прибуток Податок на додану вартість до сплати Дивіденди до сплати акціонерам неконтрольованих часток ПАТ «Укр‑ нафта» Зобов’язання за придбання ос‑ новних засобів Зобов’язання, визнані за судовими розглядами Заробітна плата та відповідні соці‑ альні нарахування до сплати Інші короткострокові зобов’язання Всього інших короткострокових зобов’язань Всього

31 грудня 2016 року

31 грудня 2015 року (скориговано Примітка 3)

303

У мільйонах українських гривень

2016

2015 (скориговано, Примітка 3)

268

Витрати на персонал та відповідні соціальні нарахування

6 332

4 454

240

315

Витрати на ремонт та обслугову‑ вання

276

1 219

205 132 2 326 13 768

218 370 2 764 8 838

8 181

4 900

121 804

121 810

6 195

3 059

2 781

2 805

1 050

1 025

482

469

343

403

1 383 26 002

1 598 18 197

28 328

20 961

Станом на 31 грудня 2016 року податки до сплати, крім податку на прибуток, включали 13 450 мільйонів гривень зобов’язань з рентної плати (31 грудня 2015 року: 8 230 мільйонів гривень). Рентна плата розраховується з врахуванням обсягу добутих си‑ рої нафти, газового конденсату або природного газу та обсягу транспортування сирої нафти і природного газу.

17. СОБІВАРТІСТЬ РЕАЛІЗАЦІЇ У мільйонах українських гривень

2016

2015 (скориговано, Примітка 3)

Рентна плата та інші податки, крім податку на прибуток

34 873

23 715

Собівартість придбаного природ‑ ного газу

30 880

65 919

Знос, виснаження і амортизація

22 387

19 739

Податок на додану вартість на послуги з транспортування при‑ родного газу територією України у митному режимі транзиту

11 998

Собівартість придбаної нафти і нафтопродуктів

6 877

1 864

16. АВАНСИ ОТРИМАНІ ТА ІНШІ КОРОТКОСТРОКОВІ ЗОБОВ’ЯЗАННЯ Аванси отримані та інші короткострокові зобов’язання групи були представлені таким чином: У мільйонах українських гривень

31 грудня 2016 року

6,54 / 5,63 / (5,13) (5,93) (3,96) / 4,58

Всього

Забезпечення на виведення активів з експлуатації

Використано або сплачено протягом року Зміни в оцінках Залишок станом на 31 грудня 2016 року Довгострокові Короткострокові

Інші забезпечення

Забезпечення за виплатами працівникам

(64)

Забезпечення під судові позови

У мільйонах українських гривень

Аванси отримані за постачання природного газу Аванси отримані за транспортуван‑ ня природного газу

31 грудня 2015 року (скориговано Примітка 3)

1 130

1 427

316

166

2016

Інше Всього

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. Починаючи з 1 січня 2016 року, відповідно до змін до Податково‑ го Кодексу України, послуги транспортування природного газу територією України оподатковуються ПДВ. Відповідно, послуги транспортування газу транскордонними газопроводами України в митному режимі надані АТ «Газпром», оподатковуються ПДВ у загальновстановленому порядку за ставкою 20%. Також, були внесені зміни до статті 256 Кодексу, відповідно до яких з 1 січня 2016 року транзит природного газу територією України не є об’єктом оподаткування рентною платою. До складу собівартості реалізації за 2015 рік включено витрати у сумі 745 мільйонів гривень, сутність яких може відрізнятися від юридичної форми згідно з первинними документами (Приміт‑ ка 27). Стостовно певних витрат первинна документація була вилучена представниками прокуратури України. Щодо певних витрат керівництво групи розпочало власне корпоративне розслідування у 2016 році.

18. ІНШІ ОПЕРАЦІЙНІ ВИТРАТИ У мільйонах українських гривень

2016

Чистий рух резерву на знецінення торгової дебіторської заборго‑ ваності, передплат виданих та інших оборотних активів та прямі списання Зміни забезпечень під судові позо‑ ви та інші забезпечення (Примітка 15) Витрати на персонал та відповідні соціальні нарахування Зменшення корисності основних засобів Знос та амортизація Професійні послуги Збиток від вибуття основних засобів Штрафи і пені

20 591

2015 (скориговано, Примітка 3) 1 253

10 957

8 037

3 861

1 940

1 231

1 065 618 406

475 317 304

354

818 187

РІЧНИЙ ЗВІТ

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ У мільйонах українських гривень

Зменшення корисності ПДВ до відшкодування Витрати на дослідження, розробку та розвідку Уцінка запасів до чистої вартості реалізації Збитки, понесені на окупованих територіях (Примітка 2) Інше Всього

2016

279

2015 (скориговано, Примітка 3) 173

250

239

1 050

2 142

2 102 41 752

1 593 18 341

Протягом 2015 року група визнала збитки, понесені на окупова‑ них територіях, і уцінила запаси на суму 1 629 мільйонів гривень, списала ПДВ у сумі 635 мільйонів гривень та сторнувала резерв на знецінення торгової дебіторської заборгованості, передплат виданих та інших оборотних активів у сумі 122 мільйони гривень.

19. ФІНАНСОВІ ВИТРАТИ

Відсотки за банківськими пози‑ ками Амортизація дисконту за зобов’я‑ заннями за виплатами працівникам Витрати з відсотків за реструкту‑ ризованими податковими зобов’я‑ заннями Амортизація дисконту за забез‑ печенням на виведення активів з експлуатації Амортизація дисконту за дов‑ гостроковою кредиторською заборгованістю Збиток від первісного визнання дебіторської заборгованості, пе‑ редплат за фінансові інструменти та безвідсоткові позики Інші фінансові витрати Всього 188

2016 3 087

2015 1 060

1 182

460

403 4 672

284 1 804

Протягом 2016 року одне з дочірніх підприємств групи завчасно погасило позику з дисконтом в 262 мільйони гривень, які були відображені в інших фінансових доходах.

Витрати з поточного податку на прибуток

2016

2015 (скориговано, Примітка 3)

8 042

2 964

Вигода з відстроченого податку на прибуток

(9 537)

(4 683)

Вигода з податку на прибуток

(1 495)

(1 719)

Група сплачує податки в Україні. У 2016 та 2015 роках податок на прибуток підприємств в Україні стягувався із оподатковуваного прибутку, за вирахуванням звільнених від оподаткування витрат, за ставкою у розмірі 18%.

8 634

2015 (скориговано, Примітка 3) 9 243

379

253

Податок на прибуток за встановленою ставкою у розмірі 18%

3 787

(6 621)

225

1 053

Вплив змін у податковому законо‑ давстві

(924)

4 517

134

102

29 9 581

883

55 11 521

оподаткування має визначатися на основі фінансових результатів до оподаткування згідно з обліковою концептуальною основою, прийнятою підприємством (у випадку компанії, МСФЗ), скоригованих на визначений Кодексом перелік коригувань. Нова версія Кодексу не містить повного переліку тимчасових різниць, наявних у компаній групи 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. Відстрочені податкові зобов’язання та активи, відображені у консолідованому звіті про фінансовий стан після відповідного згортання, представле‑ ні таким чином:

У мільйонах українських гривень

31 грудня 2016 року 6 415 (82 088)

31 грудня 2015 року (83 677)

Відстрочений податковий актив Відстрочене податкове зобов’я‑ зання Чисте відстрочене податкове (75 673) (83 677) зобов’язання Чисте відстрочене податкове зобов’язання станом на 31 грудня 2016 року представлене таким чином:

21. ПОДАТОК НА ПРИБУТОК

У мільйонах українських гривень

В 2015 році до складу інших операційних витрат включено витрати на зберігання нафти, придбаної ПАТ «Укртранснафта» у сумі 222 мільйони гривень. Керівництво групи вважає, що сума цих витрат є завищеною внаслідок перевищення повноважень керівництвом дочірнього підприємства. Як результат, у першій половині 2015 року керівництво дочірнього підприємства було змінено (Примітка 27).

2016

У мільйонах українських гривень Амортизація дисконту за довго‑ строковою дебіторською заборго‑ ваністю Відсотки за депозитами та банків‑ ськими рахунками Інші фінансові доходи Всього

Компоненти витрат з податку на прибуток за роки, які закінчи‑ лися 31 грудня, були представлені таким чином:

Збитки, понесені на окупованих територіях Криму, Луганської і До‑ нецької областей, були визнані групою внаслідок збройної агресії Російської Федерації, включаючи окупацію Криму та військове вторгнення та окупацію Луганської і Донецької областей на початку 2014 року (Примітка 2).

У мільйонах українських гривень

20. ФІНАНСОВІ ДОХОДИ

2016

Узгодження очікуваних та фактичних податкових нарахувань представлене таким чином: У мільйонах українських гривень

2016

2015

Прибуток/(Збиток) до оподаткування

21 037

(36 781)

Податковий вплив статей, які не враховуються для цілей оподатку‑ вання:

У мільйонах українських гривень

Основні засоби Торгова дебіторська заборгованість Інвестиції в асоційовані та спільні підприємства Аванси отримані та інші короткострокові зобов’язання Забезпечення Запаси Передплати видані та інші оборотні активи Торгова кредиторська заборгованість Інші необоротні активи Невикористані податкові збитки Чисте відстрочене податкове зобов’язання

Визнано у складі прибутку або збитку 3 208 1 649 1 155 (274) 1 140 24 2 2 633 9 537

Визнано у 31 грудня 2016 складі інших року сукупних доходів (1 564) (87 621) 1 769 14 398 31 3 640 2 072 1 092 (1) 1 2 963 (1 533) (75 673)

Чисте відстрочене податкове зобов’язання станом на 31 грудня 2015 року представлене таким чином: У мільйонах українських гривень

Основні засоби

31 грудня 2014 року (скориговано, Примітка 3)

Визнано у Визнано у складі при- складі інших бутку або сукупних збитку доходів

Придбання 31 грудня у результаті 2015 року об’єднання (скориговано, підприємств Примітка 3) (Примітка 23)

(70 575)

3 602

(20 939)

(1 353)

(89 265)

Торгова дебіторська заборгованість

2 935

(2 815)

120

Інвестиції в асоційовані та спільні підприємства

(473)

487

Аванси отримані та інші короткострокові зобов’я‑ зання

423

(25)

398

Забезпечення

345

1 213

814

2 454

299

2 047

2 346

(121)

(48)

Торгова кредиторська заборгованість

(30)

(25)

Інші необоротні активи

(5)

(1)

Невикористані податкові збитки

330

(66 964)

4 683

(20 857)

(539)

(83 677)

- Витрати, які не враховуються для цілей оподаткування

1 876

1 096

- Доходи, які не оподатковуються

(133)

(80)

Запаси

Зміна у сумі невизнаного відстро‑ ченого податкового активу

(6 101)

(631)

Передплати видані та інші оборотні активи

Вигода з податку на прибуток

(1 495)

(1 719)

У 2015 році набули чинності поправки до Податкового кодексу України (надалі – „Кодекс“) стосовно визначення платника по‑ датку на прибуток підприємств. Згідно з цими поправками об’єкт

31 грудня 2015 року (скориговано, Примітка 3) (89 265) 120 14 398 2 454 2 346 (48) (25) (1) 330 (83 677)

Чисте відстрочене податкове зобов’язання

189

РІЧНИЙ ЗВІТ

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ

Станом на 31 грудня 2016 та 2015 років невизнані тимчасові різниці, які зменшують об’єкт оподаткування, та невикористані податкові збитки представлені таким чином: У мільйонах українських гривень

31 грудня 2016 року

31 грудня 2015 року

Податкові збитки, перенесені на майбутні періоди

11 723

58 373

Забезпечення

8 645

2 753

Запаси

11 145

181

Торгова кредиторська заборгова‑ ність

1 867

Торгова дебіторська заборгова‑ ність, передплати видані та інші оборотні активи

1 542

Основні засоби

Інше

635

31 513

65 408

Відповідно до положень Податкового кодексу України накопиче‑ ні податкові збитки групи станом на 31 грудня 2016 та 2015 років можуть переноситися на наступні податкові періоди протягом необмеженого часу.

22. УМОВНІ ТА КОНТРАКТНІ ЗОБОВ’ЯЗАННЯ І ОПЕРАЦІЙНІ РИЗИКИ Податкове законодавство. Для податкового середовища в Україні характерні складність податкового адміністрування, суперечливі тлумачення податковими органами податкового законодавства та нормативних актів, які, окрім іншого, можуть збільшити фінансовий тиск на платників податків. Непослідов‑ ність у застосуванні, тлумаченні і впровадженні податкового законодавства може призвести до судових розглядів, які, у кінцевому рахунку, можуть стати причиною нарахування додат‑ кових 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, окрім певних положень, що набувають чинності пізніше. На думку керівництва, група виконала усі вимоги чинного податкового законодавства. Під час звичайної господарської діяльності група провадить операції, тлумачення яких можуть бути різними у групи та податкових органів. У тих випадках, коли вірогідність відтоку фінансових ресурсів, пов’язаних із такими операціями, є високою та сума може бути достовір‑ но визначена, група нараховує резерв під такі зобов’язання. Коли керівництво Групи оцінює вірогідність відтоку фінансових ресурсів як ймовірну, група робить розкриття таких умовних зобов’язань.

190

Станом на 31 грудня 2016 року керівництво групи оцінило потен‑ ційний вплив таких операцій у загальній сумі 6 300 мільйонів гривень, включаючи податкові ризики на суму 5 802 мільйони гривень та пов’язані з ними штрафи на суму 498 мільйонів гри‑ вень (2015: 9 043 мільйони гривень та 1 685 мільйонів гривень

відповідно). На думку керівництва групи, вірогідність того, що будь-яка з вищезазначених сум буде визнана до сплати, є низькою, тому, консолідована фінансова звітність групи не містить жодних забезпечень відносно цих операцій. Група провадить операції зі своїми дочірніми підприємствами. Існує вірогідність, що із подальшим роз’ясненням податково‑ го законодавства в Україні та зі зміною підходів податкових органів за новим Податковим кодексом такі операції можуть бути оскаржені у майбутньому. Вплив будь-якої такої претензії неможливо оцінити, однак, на думку керівництва, її вплив не має бути суттєвим. Група експортує продукти нафтопереробки і надає транспортні послуги, здійснює внутрішньогрупові операції та бере участь в операціях із пов’язаними сторонами, які потенційно можуть входити у сферу застосування нових правил українського законодавства із трансфертного ціноутворення („ТЦ“). Підпри‑ ємства групи надали звіт про контрольовані операції за рік, який закінчився 31 грудня 2015 року, відповідно до встановлених строків. Звіт про контрольовані операції за рік, який закінчився 31 грудня 2016 року, буде підготовлений підприємствами групи до 1 жовтня 2017 року. Керівництво вважає, що група дотримується вимог ТЦ. Так як наразі не склалася стала практика впровадження нових правил трансфертного ціноутворення та формулювання деяких правил може трактуватись по-різному, вплив потенційних ризиків щодо оскарження податковими органами позиції підприємств групи у питаннях трансфертного ціноутворення не може бути достовір‑ но оцінено. Позови до Арбітражного трибуналу. Нафтогаз та Газпром одночасно ініціювали арбітраж щодо купівлі-продажу газу («Арбітраж»), що розглядається Арбітражним інститутом Торгової палати Стокгольма. Арбітраж щодо купівлі-продажу газу був одночасно ініційований Нафтогазом та Газпромом 16 червня 2014 року. У своїй позовній заяві Газпром вимагав оплати несплаче‑ них рахунків у сумі приблизно 4,5 мільярди доларів США за газ, поставлений відповідно до Контракту купівлі-продажу газу, з листопада 2013 року до травня 2014 року, в той час як Нафтогаз вимагав ретроактивного перегляду ціни за цим Контрактом, в ре‑ зультаті чого вимоги про сплату Газпромом Нафтогазу складали понад 12 мільярдів доларів США в якості компенсації за попередні переплати. Газпром згодом оновив свої платіжні вимоги, які станом на дату затвердження цієї фінансової звітності складають приблизно 2,9 мільярдів доларів США (2,2 мільярдів доларів США без врахування відсотків). Крім того, Газпром пізніше додав вимогу про сплату за газ, який Газпром не поставив, але який Нафтогаз нібито все-таки зобов’язаний був оплатити відповідно до Контракту купівлі-про‑ дажу газу (вимога „бери або плати”), яка станом на дату за‑ твердження цієї фінансової звітності становить приблизно 42,9 мільярдів доларів США (приблизно 34,5 мільярдів доларів США без врахування відсотків). Нафтогаз згодом оновив свою ви‑ могу щодо переплати приблизно до 17,9 мільярдів доларів США (близько 14,1 мільярдів доларів США без врахування відсотків). Нафтогаз ініціював Арбітраж щодо транзиту газу 13 жовтня 2014 року. У своїй позовній заяві Нафтогаз вимагав перегляду транзитного

тарифу з ретроактивною дією, компенсацію за недопоставку та інші зміни до Контракту з транзиту газу. Грошова вимога Нафтогазу на сьогодні становить приблизно 12,2 мільярдів до‑ ларів США (близько 10,6 мільярдів доларів США без врахування відсотків). Газпром подав зустрічний позов в сумі приблизно 5,3 мільйонів доларів США (без врахування відсотків), але зали‑ шив за собою право вносити додаткові зустрічні вимоги після отримання рішення в Арбітражі щодо купівлі-продажу газу. Арбітраж щодо купівлі-продажу газу та Арбітраж щодо транзиту газу були ініційовані Нафтогазом внаслідок безуспішних спроб досягти домовленостей з Газпромом шляхом переговорів. Гро‑ шові вимоги в Арбітражах постійно оновлюються до винесення рішень, зокрема, щодо розрахунків відсотків. Основні цілі Нафтогазу в обох Арбітражах є (i), перегляд або тлумачення обох Контрактів відповідно до європейських стандартів та вимог до контрактів на купівлю-продаж газу та транзит газу; (ii) забезпечення конкурентоспроможної ціни на газ, що купується у Газпрому; та (iii) забезпечення економічно обґрунтованого тарифу на транзит російського газу через тери‑ торію України. Ці цілі відповідають заявленій меті обох сторін на момент переговорів та укладання Контрактів в січні 2009 року, а саме положення щодо перегляду ціни та тарифу. У той же час, обидва Контракти містять положення, які відхиляються від євро‑ пейських стандартів. Слід зазначити, що положення про обсяг та «бери або плати» в Контракті щодо купівлі-продажу газу є порушенням європейського та українського законодавства про конкуренцію, не мають важливих стандартних положень, а також в поєднанні з незаконним положенням про призначення є зловживання домінантним становищем. Газпром застосував однаковий підхід в обох справах, по суті, що Контракти повинні залишитись „недоторканними” й повинні застосовуватись на підставі тлумачення Газпрому. Станом на сьогодні кінцевий термін для винесення рішення в Арбітражі щодо купівлі-продажу газу та Арбітражі щодо транзи‑ ту газу – 30 червня 2017 року. Дата може бути переглянута Ар‑ бітражним інститутом Торгової палати м. Стокгольм на прохання Трибуналу. Рішення є остаточними та підлягають виконанню навіть якщо будуть оскаржені, хоча можливість приведення у виконання в разі оскарження залежить від законодавства тієї юрисдикції, де буде подане клопотання про виконання. Рішення можуть бути оскаржені в Апеляційному суді округу Свеа в м. Стокгольм на дуже обмежених підставах, по суті, на підставі серйозних процесуальних помилок або порушення публічного порядку. Можливість процедури оскарження, очевидно, не може бути належним чином оцінена до винесення рішень. Судові позови. Час від часу у процесі звичайної господарської діяльності до Групи висуваються певні претензії. У випадку якщо ризик відтоку фінансових ресурсів, пов’язаних із такими претензіями, вважається вірогідним, у складі резерву 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 відпо‑ відна сума розкривається у консолідованій фінансовій звітності. Керівництво вважає, що воно сформувало забезпечення стосовно усіх суттєвих збитків у цій консолідованій фінансовій звітності.

2016

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 3 928 мільйонів гривень (2015: 1 380 мільйонів гривень). Керівництво 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 акціонери, які володіють частками ПАТ «Укрнафта» (надалі – «Укрнафта»), уклали акціонерну угоду, яка, окрім іншого, визначала процедуру виборів голо‑ ви правління, членів виконавчого органу, наглядової ради та кворуму для їхніх засідань. Згідно з акціонерною угодою голова правління має обиратися із кандидатів, номінованих акціоне‑ рами, які володіють неконтрольованими частками, 6 з 11 членів наглядової ради Укрнафти, включно з головою, мають номінува‑ тися Нафтогазом, а решта 5 членів – акціонерами, які володі‑ ють 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 подальших 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 між‑ народним арбітражним судом, а акціонерна угода регулюється законодавством Великобританії. У червні 2015 року неконтро‑ люючі акціонери Укрнафти подали позов до Лондонського між‑ народного арбітражного суду із вимогою (1) визнати акціонерну угоду чинною і як таку, яка має законну силу, і (2) зобов’язати Нафтогаз дотримуватись умов акціонерної угоди навіть у тих випадках, коли положення акціонерної угоди суттєво обмежу‑ ють права Нафтогазу як контролюючого акціонера у порівнянні із обсягом прав, передбачених Законом. Невизначеність стосовно здатності ПАТ «Укрнафта» продовжувати свою діяльність на безперервній основі. Беручи до уваги недавнє зменшення цін на нафту, накопичену заборго‑ ваність перед державним бюджетом із 2014 року у сумі 24 379 мільйонів гривень станом на 31 грудня 2016 року (31 грудня 2015 року: 17 473 мільйони гривень), обмежену можливість стягнути дебіторську заборгованість та розрахуватися за пе‑ редплатами виданими у розмірі 22 680 мільйонів гривень ста‑ ном на 31 грудня 2016 року (31 грудня 2015 року: 17 144 мільйони гривень), Укрнафта не мала достатньо коштів для фінансуван‑ ня своїх потреб в оборотному капіталі та погашення податко‑ вих платежів при настанні їх строку. Відповідно, станом на 31 грудня 2016 та 2015 років Укрнафта мала негативні показники оборотного капіталу і понесла збиток за рік, який закінчився на зазначену дату. В 2016 році Державна фіскальна служба України ініціювала про‑ цес 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 обме‑ жують Укрнафту у її діяльності щодо продажу активів, однак, не впливають на її здатність продовжувати операційну діяльність. У березні 2016 року Укрнафта оголосила про свій намір роз‑

191

РІЧНИЙ ЗВІТ

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ

почати досудовий процес фінансової санації для юридичного обмеження здатності кредиторів, яким прострочили виплати, примусово вимагати погашення. 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’язань. 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 консолідованої фінансової звітності. Незважаючи на описані вище суттєві невизначеності і вра‑ ховуючи заходи, які вживає керівництво Укрнафти для покра‑ щення позиції ліквідності, виробничої діяльності та продажів, керівництво групи вважає, що застосування припущення щодо здатності Укрнафти продовжувати свою діяльність на безпе‑ рервній основі, є обґрунтованим для цілей цієї консолідованої фінансової звітності. Можлива передача частки володіння Компанії у дочірніх підприємствах державі. У 1998 році, після створення Компанії, Уряд України зробив внесок до акціонерного капіталу Компанії у вигляді певних акцій акціонерних товариств. Цими акціо‑ нерними товариствами були АТ «Магістральний трубопровід «Дружба» і АТ «Придніпровський магістральний трубопро‑ від», які були реорганізовані у 2001 році у АТ «Уктранснафта», АТ «Укрспецтрансгаз», Національне 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 акціонер‑ них 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 операційну діяльність компанії. Державне майно, яке не підлягає приватизації. У 1998 році компанія уклала угоду «Про використання державного майна, яке не підлягає приватизації» (надалі – «Угода») із Фондом держав‑ ного майна України і отримала нафтогазову транспортну систему під свій операційний контроль. Угода була підписана на один рік, і строк її дії подовжується автоматично на один рік, якщо її не буде розірвано шляхом направлення повідомлення з боку однієї зі сторін, і вона є обов’язковою для виконання правонаступниками кожної зі сторін. Історично, дія Угоди подовжувалася автоматично, оскільки жодна зі сторін не ініціювала її розірвання. Оскільки державне майно, яке не підлягає приватизації, формує основну частину господарської діяльності групи, то майбутні операції та фінансові результати діяльності групи залежать від подовження дії Угоди. На думку керівництва групи, група продовжуватиме свою діяльність із цим майном у найближчому майбутньому. Згідно з вимогами Угоди, від компанії вимагається, окрім іншого, управляти магістральними та розподільними нафто- та газопро‑ водами, які знаходяться у власності держави Україна, підтриму‑ вати державне майно у належному робочому стані та пере‑ давати 50% частку прибутків, отриманих від використання цих активів, державі. Суму таких перерахувань можна зменшити на суму капітальних інвестицій у ці активи. В Угоді не передбачено 192

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 інвестиції, 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. Капітальні контрактні зобов’язання. Контрактні зобов’язання на придбання основних засобів, а також на розвідку та розроб‑ ку нафтогазових родовищ становили 1 260 мільйонів гривень станом на 31 грудня 2016 року (31 грудня 2015 року: 144 мільйони гривень).

У мільйонах українських гривень

Передплати видані та інші оборотні активи (за вирахуванням резерву на знецінення у сумі 3 513 мільйонів гривень)

5 149

Грошові кошти та залишки на банківських рахунках

654

Забезпечення (Примітка 15) Відстрочені податкові зобов’язання (Приміт‑ ка 20)

23.ОБ’ЄДНАННЯ ПІДПРИЄМСТВ

Торгова кредиторська заборгованість

Станом на 31 грудня 2016 та 2015 років група утримувала частку у розмірі 50% + 1 акція у правах голосу в ПАТ «Укрнафта».

Аванси отримані та інші короткострокові зобов’язання

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 «Укрна‑ фта» 22 липня 2015 року. Починаючи з цієї дати, компанія має одноосібне право проводити законні загальні збори акціонерів ПАТ «Укрнафта». Після внесення цих змін, на думку керівництва Компанії, було відновлено контроль над ПАТ «Укрнафта». Відповідно, інвестицію у ПАТ «Укрнафта» було переведено з інвестиції в асоційовані підприємства до інвестицій у дочірні підприємства, починаючи із цієї дати (Примітка 28). У результаті переоцінки раніше утримуваної інвестиції в дочірньому підприємстві до справедливої вартості на дату придбання був визнаний збиток у сумі 1 430 мільйонів гривень у консолідованому звіті про при‑ бутки або збитки (Примітка 7), а раніше визнана частка в інших сукупних доходах у сумі 116 мільйонів гривень була переведена до накопиченого дефіциту у консолідованому звіті про зміни у власному капіталі. У таблиці нижче подано зведену інформацію про попередню справедливу вартість отриманих чистих активів на дату відновлення контролю. Справедлива вартість усіх активів та зобов’язань визначалася керівництвом. Керівництво надалі знаходиться в процесі остаточного визначення справедливої вартості активів та зобов’язань ПАТ «Укрнафта». У мільйонах українських гривень

Основні засоби (Примітка 6) Інвестиції у спільні підприємства (Примітка 7)

Станом на 22 липня 2015 року 13 113 197

Інші необоротні активи

3 716

Запаси

2 358

Торгова дебіторська заборгованість (за вирахуванням резерву на знецінення у сумі 345 мільйонів гривень та неамортизованого дисконту у розмірі 245 мільйонів гривень)

8 423

Станом на 22 липня 2015 року

Податок на прибуток підприємств до сплати

Основні категорії фінансових інструментів представлені таким чином: У мільйонах українських гривень

Примітки

31 грудня 2016 року

31 грудня 2015 року (скориговано, Примітка 3)

Інші необоротні активи

5 832

5 209

Торгова дебіторська заборгованість

49 209

33 208

Передплати видані та інші оборотні активи

4 150

1 226

Грошові кошти та за‑ лишки на банківських рахунках

22 336

11 791

680

600

82 207

52 034

Примітки

31 грудня 2016 року

31 грудня 2015 року (скориговано, Примітка 3)

(70 844)

(71 764)

(16 234)

(19 102)

(2 777)

(2 903)

(4)

(8)

(89 859)

(93 777)

(539)

(12 786) (918)

Справедлива вартість 100% придбаних чистих активів

12 053

50% – 1 акція неконтрольованих часток

(7 127)

Частка придбаних чистих активів

4 926

Грошові кошти, обме‑ жені у використанні Всього фінансових активів

Вартість придбання: Справедлива вартість раніше утримуваної частки (50% + 1 акція)

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.

(5 794)

(1 520)

4 926

Гудвіл

У мільйонах українських гривень

Рух грошових коштів у результаті придбання дочірнього підприємства: Грошові кошти та їх еквіваленти дочірнього підприємства

2016

654

Неконтрольована частка являє собою частку чистих активів дочірнього підприємства, яка належить власникам неконтро‑ льованих часток. Станом на 22 липня 2015 року аванси отримані та інші коротко‑ строкові зобов’язання включали дивіденди до сплати, які нале‑ жать 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 мільйони гривень та 4 498 мільйонів гривень, відповідно. Якби операція придбання була завершена на 1 січня 2015 року, доходи групи були б на 18 269 мільйонів гривень біль‑ шими, а чистий збиток групи був би на 2 446 мільйонів гривень більшим.

24. УПРАВЛІННЯ ФІНАНСОВИМИ РИЗИКАМИ Для діяльності групи характерна низка фінансових ризиків: рин‑ ковий ризик (у тому числі валютний ризик та ризик відсоткових

Позики Торгова кредиторська заборгованість Аванси отримані та інші короткострокові зобов’язання Інші довгострокові зобов’язання Всього фінансових зобов’язань

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 зазна‑ ють впливу від загальних та специфічних ринкових змін. Валютний ризик. Група провадить свою операційну діяль‑ ність на території України, і її залежність від валютного ризику визначається, головним чином, необхідністю при‑ 193

РІЧНИЙ ЗВІТ

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ

дбання природного газу у іноземних постачальників, яке деномінується у доларах США. Група також отримує позики в іноземних валютах. Група не здійснює хеджування своїх валютних позицій. Залежність групи від валютного ризику представлена на основі балансової вартості відповідних валютних активів та зобов’язань таким чином: У мільйонах українських гривень

31 грудня 2016 року До- Євро Інші лари ваСША люти 680 -

31 грудня 2015 року До- Євро Інші лари ваСША люти 600 -

Грошові кош‑ ти, обмежені у використанні Грошові кошти 14 998 2 740 67 3 523 2 733 29 та залишки на банківських рахунках Торгова 6 642 5 753 2 108 дебіторська заборгованість Передплати 684 7 154 1 видані та інші оборотні активи Інші необорот‑ 245 211 ні активи Позики (43 316) (213) - (47 352) (5) Торгова (13 602) (268) (10) (11 764) (2 014) кредиторська заборгованість Аванси отри‑ (85) 1 (484) (46) (4) мані та інші короткостро‑ кові зобов’я‑ зання Чиста (ко(33 999) 2 511 58 (49 570) 2 988 25 ротка)/довга валютна позиція У таблиці нижче розкривається інформація про чутливість прибутку або збитку та власного капіталу до обґрунтовано можливих змін у курсах обміну валют, які застосовувалися на звітну дату за умови, що всі інші змінні величини залиша‑ лися стабільними. Ризик розраховувався лише для монетарних залишків, дено‑ мінованих в валютах, окрім функціональної валюти компаній групи.

У мільйонах українських гривень

Зміцнення долару США на 10% Послаблення долару США на 10% Зміцнення євро на 10% Послаблення євро на 10%

Станом на 31 грудня Станом на 31 грудня 2016 року 2015 року Вплив на Вплив на Вплив на Вплив на прибу- власний прибу- власний ток або капітал ток або капітал збиток збиток (3 400) (3 400) (4 957) (4 957)

3 400

4 957

251

299

(251)

(299)

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 відсотко‑ вих ставок виникає від позик, отриманих за плаваючими відсотко‑ вими ставками. Позики за фіксованими ставками створюють для групи ризик зміни справедливої вартості відсоткових ставок.

До 6 місяців

6-12 місяців

1-2 роки

2-5 років

Більше 5 років

Всього

33 684

19 706

16 349

12 123

81 862

16 234

Аванси отримані та інші короткострокові зобов’язання

2 775

2 777

Фінансові гарантії

1 745

54 442

19 707

16 350

12 123

102 622

Позики Інші довгострокові зобов’язання Торгова кредиторська заборгованість

Всього

Аналіз фінансових зобов’язань за термінами погашення станом на 31 грудня 2015 року був представлений таким чином: У мільйонах українських гривень

Діяльність із запозичень переглядається під час складання бюджету на календарний рік. Довгострокова інвестиційна діяльність і пов’я‑ зане з нею фінансування розглядаються окремо, і для них необхідно отримати узгодження від Уряду України.

Позики

Інформація про терміни погашення та ефективні відсоткові ставки фінансових інструментів розкривається далі у цій Примітці.

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, мають пройти перевірку на платоспроможність. Суттєві непогашені залишки також переглядаються на постійній основі. Водночас, група повинна дотримуватися державних нормативних вимог як надійний поста‑ чальник природного газу населенню та державним підприємствам незалежно від того, виконують вони свої зобов’язання чи ні. Група формує резерв на знецінення, який є оцінкою понесених збитків стосовно торгової дебіторської заборгованості. Основною частиною цього резерву є компонент збитку, який стосується індиві‑ дуально суттєвих ризиків.

194

Ризик ліквідності. Зважене управління ліквідністю передбачає наявність достатніх грошових коштів та достатність фінан‑ сування для виконання чинних зобов’язань по мірі їх настан‑ ня. Метою групи є підтримання балансу між безперебійним фінансуванням та гнучкістю у використанні кредитних умов, наданих постачальниками та банками. Передплати зазвичай

Група залучає позики, головним чином, за фіксованими ставками.

Ризик концентрації. Для групи властивий ризик концентрації щодо доходів від транспортування газу та торгової кредиторської заборгованості, оскільки 75% торгової кредиторської заборгованості станом на 31 грудня 2016 року (31 грудня 2015 року: 54%) становили торгову кредиторську заборгованість перед одним постачальником. Інформацію про концентрацію доходів із транспортування природ‑ ного газу розкрито у Примітці 4.

Максимальна сума кредитного ризику станом на 31 грудня 2016

використовуються для управління як ризиком ліквідності, так і кредитним ризиком. Група здійснює аналіз за строками оплати активів та термінами погашення своїх зобов’язань і планує рівень ліквідності залежно від їх очікуваного погашення. Група має програми 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.

року становила 82 207 мільйонів гривень (31 грудня 2015 року: 52 432 мільйони гривень). Група не утримує жодного забезпечення для покриття своїх кредитних ризиків.

У мільйонах українських гривень

2016

До 6 місяців

6-12 місяців

1-2 роки

2-5 років

Більше 5 років

Всього

25 314

17 982

17 510

27 881

88 687

Торгова кредиторська заборгованість

19 102

Аванси отримані та інші короткострокові зобов’язання

2 256

647

2 903

46 672

18 629

17 518

27 881

110 700

31 грудня 2016 року

31 грудня 2015 року (скориговано, Примітка 3)

70 844

71 764

(21 853)

(9 256)

48 991

62 508

460 272

443 762

0,11

0,14

Інші довгострокові зобов’язання

Всього

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 погашення за договорами. Суми, які розкриваються у таблиці, є недисконтованими потоками грошових коштів за основною сумою боргу та відсотків.

У мільйонах українських гривень

Аналіз фінансових зобов’язань за термінами погашення станом на 31 грудня 2016 року був представлений таким чином:

Всього позик (Примітка 14)

Співвідношення власних та залучених коштів. Аналогічно іншим підприємствам галузі, група здійснює моніторинг капі‑ талу на основі співвідношення власних та залучених коштів. Цей коефіцієнт розраховується як чистий борг, поділений на загальний капітал під управлінням. Чистий борг розрахову‑ ється 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:

За вирахуванням: Грошових коштів та їх еквівалентів (Примітка 12) Всього чистого боргу Всього власного капіталу Співвідношення власних та залучених коштів

25. СПРАВЕДЛИВА ВАРТІСТЬ МСФЗ визначає справедливу вартість як ціну, яка була б отримана за продаж активу або сплачена за передачу зобов’язання у звичайній операції між учасниками ринку на дату оцінки. Очікувана справедлива вартість визначалась групою із використанням доступної ринкової інформації, коли вона

195

РІЧНИЙ ЗВІТ

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ існує, а також відповідних методик оцінки. Однак, для визначення очікуваної справедливої вартості обов’язково необхідне використання професійних суджень для тлума‑ чення 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 вартістю на постійній основі, і справедлива вартість основних засобів Інвестиції, доступні для продажу, та основні засоби групи оцінюються за справедливою вартістю на кінець кожного звітного періоду. У наведеній нижче таблиці подається інфор‑ мація про способи визначення справедливої вартості цих активів (зокрема, методики оцінки та використані вхідні дані):

Активи

Ієрархія справедливої вартості Основні 3 засоби

Основні засоби Інформація стосовно основних засобів Групи та ієрархії справед‑ ливої вартості станом на 31 грудня 2015 року наведена нижче: Опис

Група активів

Газотранспортна система та Трубопроводи і супутнє сховища газу обладнання Будівлі

2016

Методики оцінки та основні вхідні дані

Група залучає професійних незалежних оцінювачів для визначення справедливої вартості своїх основних засобів із використанням методу вартості заміщення для більшості груп. Справедлива вартість визнача‑ ється 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 параме‑ трах (таких як площа нерухомості). Основним параметром, який використовується при цій методиці оцінки, є ціна квадратного метру нерухомості. Справедлива вартість технологічного газу визначається шляхом застосування ринкової вартості газу на кінець звітного періоду до обсягів технологічного газу. Основними параметрами, які використовуються при цій мето‑ диці оцінки, є ринкова вартість на газ на кінець звітного періоду. Ринкова ціна технологічного газу дорівнює ринковій вартості газу, за вирахуванням витрат на його викачку та транспортування до точки продажу.

Методика оцінки

Вхідні дані, які не піддаються спостереженню

Діапазон вхідних даних, які не піддаються спостереженню

Взаємозв’язок між ключовими вхідними даними, які не піддаються спостереженню, та оцінкою справедливої вартості

Метод вартості заміщення із використанням дохідного методу для визначення економічного знецінення

Дата впровадження системи сти‑ мулюючого тарифоутворення

Регуляторна база активів (РБА) починає діяти у 2015 році для послуг тран‑ спортування і у 2018 році для послуг зберігання

Чим пізніше буде впроваджено стимулююче та‑ рифоутворення, тим менша справедлива вартість

Рівень дохідності за регуляторною базою активів

15,13%

Чим вища ставка, тим вища справедлива вар‑ тість

Номінальна середньозважена вар‑ тість капіталу для грошових потоків, деномінованих у доларах США

10,59%

Чим вища середньозважена вартість капіталу, тим менша справедлива вартість

Залишковий період з видобутку природного газу, років (на основі підтверджених та вірогідних запасів, визначених незалежним експертом)

0-50

Чим менший період, тим менша справедлива вартість внаслідок нижчих залишкових строків використання активів з видобутку

Ціна реалізації природного газу

Ринкова ціна для періоду з 2016 року до першого кварталу 2017 року форму‑ Чим вища ціна реалізації газу, тим вища ється на основі прогнозних цін на природний газ на німецькому віртуальному справедлива вартість пункті торгівлі газом, за вирахуванням транспортних витрат до українського західного кордону. Ринкова ціна для подальших періодів формується на ос‑ нові прогнозних цін на природний газ на німецькому віртуальному пункті тор‑ гівлі газом, за вирахуванням транспортних витрат до українського кордону

Довгостроковий прогноз рентної плати

Природний газ – 29% Нафтовий і газовий конденсат – 45%

Чим вища ставка, тим менша справедлива вартість

Номінальна середньозважена вартість капіталу для грошових потоків, деномінованих у гривні

21,04%

Чим вища середньозважена вартість капіталу, тим менша справедлива вартість

Кумулятивний фактор фізичного та функціонального зносу

0,75

Чим вищий фактор, тим менша справедлива вартість

Номінальна середньозважена вартість капіталу для грошових потоків, деномінованих у гривні

17,08%

Чим вища середньозважена вартість капіталу, тим менша справедлива вартість

Машини та обладнання Інші основні засоби Активи з видобутку газу

Трубопроводи і супутнє обладнання Нафтогазовидобувні активи

Метод вартості заміщення з використанням дохідного методу для визначення економічного знецінення

Будівлі Машини та обладнання Інші основні засоби

Нафтотранспортна система та зберігання нафти

Трубопроводи і супутнє обладнання Будівлі

Метод вартості заміщення із використанням дохідного методу для визначення економічного знецінення

Машини та обладнання Інші основні засоби 196

197

РІЧНИЙ ЗВІТ

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ

У таблиці нижче наведено інформацію про основні засоби, визнані за справедливою вартістю після первісного визнання із використанням ієрархії справедливої вартості: 31 грудня 2016 року У мільйонах українських гривень Основні засоби Всього 31 грудня 2015 року

Рівень 2 Рівень 3 153 566 153 566

386 599 386 599

Усього 540 165 540 165

У мільйонах українських Рівень 2 Рівень 3 Усього гривень Основні засоби 142 140 406 981 549 121 Всього 142 140 406 981 549 121 Протягом року не було переміщень між Рівнем 2 та Рівнем 3. 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) На думку керівництва групи, балансова вартість фінансових активів та фінансових зобов’язань, визнана у консолідованій фінансовій звітності, приблизно дорівнює їхній справедливій вартості станом на 31 грудня 2016 та 2015 років.

26. ПОДІЇ ПІСЛЯ ЗВІТНОГО ПЕРІОДУ Залучення фінансування під гарантії Міжнародного банку реконструкції та розвитку. 30 грудня 2016 року між Ком‑ панією та Міністерством фінансів України з одного боку, та Міжнародним банком реконструкції та розвитку («МБРР») та двома комерційними банками-нерезидентами з іншого боку, укладено пакет кредитної документації щодо залучен‑ ня фінансування. Фінансування надається компанії згідно кредитного договору у вигляді відновлюваної кредитної лінії у сумі 478 мільйонів євро та забезпечено гарантією МБРР. Вибірка кредитної лінії відбувається протягом двох років з дати підписання договору, погашення – протягом трьох років. Фінансування може відбуватись як у формі виплат за акре‑ дитивами, так і як прямі платежі постачальникам. Потягом лютого 2017 року компанія виконала попередні умови набуття кредитним договором чинності, у тому числі отримала висно‑ вок Міністерства юстиції України щодо чинності та юридичної обов’язковості договору про гарантію відшкодування між Міністерством фінансів України та МБРР. Як результат, 17 лю‑ того 2017 року було отримано повідомлення щодо фінансової ефективності кредитного договору від МБРР та банка-агента за кредитним договором. Протягом лютого-квітня 2017 року в рамках цього проекту було виставлено акредитиви на користь постачальників імпортованого природного газу на загальну суму понад 447 мільйонів Євро. Сплата за акредити‑ вами здійснюватиметься протягом квітня-травня 2017 року. Подовження дії Положення про покладання спеціальних обов’язків на суб’єктів ринку природного газу. Постановою КМУ № 187 від 22 березня 2017 року було затверджено Поло‑ ження про покладання спеціальних обов’язків на суб’єктів ринку природного газу для забезпечення загальносуспіль‑ 198

них інтересів у процесі функціонування ринку природного газу (далі – «Положення»). Подовження набирає чинності з 1 квітня 2017 року та діє до 1 квітня 2018 року, та містить, крім іншого, ряд суттєвих відмінностей від попереднього, а саме: • ПАТ «ДАТ «Чорноморнафтогаз», як і ПАТ «Укргазвидобу‑ вання», зобов’язане продавати природний газ компанії для постачання газу для потреб побутових споживачів, підприємств, що виробляють тепло для побутових потреб, та релігійних організацій. • Компанія зобов’язана постачати природний газ виробникам теплової енергії для всіх категорій споживачів, а також виробництва електричної енергії такими виробниками. • З 1 квітня 2017 року компанія продаватиме природний газ для постачальників природного газу побутовим спожи‑ вачам, релігійним організаціям та виробників теплової енергії за ціною 4 942 гривні за 1000 куб. метрів (без ПДВ та тарифів на транспортування та розподіл газу та вели‑ чини торговельної надбавки). • При продажу природного газу постачальникам природного газу для потреб релігійних організацій та виробникам теплової енергії для потреб релігійних організацій до ціни, зазначеної вище, застосовується коефіцієнт 0,5; при постачанні вироб‑ никам теплової енергії для всіх категорій споживачів, крім населення та релігійних організацій, а також виробництва електричної енергії такими виробниками – коефіцієнт 1,6. • Якщо ціна газу, розрахована на рівні імпортного пари‑ тету до 1 липня 2017 року перевищує більше ніж на 10% діючу ціну, то у період з 1 жовтня 2017 року до 1 квітня 2018 року ціна продажу для побутових споживачів, релігійних організацій та виробників теплової енергії дорівнювати‑ ме розрахованій ціні газу на рівні імпортного паритету. Одночасно із прийняттям рішення про зміну ціни продажу газу Компанії для зазначених споживачів також перегля‑ дається ціна придбання природного газу у ПАТ «Укргазви‑ добування» та ПАТ «ДАТ «Чорноморнафтогаз». Зміна голови Наглядової ради. У квітні 2017 року головою Наглядової ради було обрано Пола Ворвіка, заступником голови – Володимира Демчишина. Зміна голови наглядової ради відбулася після звільнення Юлії Ковалів з цієї посади за власним бажанням. Реєстрація збільшення статутного капіталу. У квітні 2017 року компанія зареєструвала новий випуск акцій на суму 29 700 мільйонів гривень зі складу незареєстрованого акціо‑ нерного капіталу станом на 31 грудня 2016 року (Примітка 13). Погашення та пролонгація кредитів. Протягом січня-квіт‑ ня 2017 року група погасила кредити на загальну суму 12 159 мільйонів. Крім того, у квітні 2017 року група подовжила дати погашення кредитів у одному з державних банків на суму близько 390 мільйонів доларів декількома платежами до кінця квітня 2018 року.

27. ОСНОВНІ ПРИНЦИПИ ОБЛІКОВОЇ ПОЛІТИКИ Заява про відповідність. Ця консолідована фінансова звіт‑ ність була підготовлена відповідно до Міжнародних стандар‑ тів фінансової звітності («МСФЗ»).

2016

Основа підготовки консолідованої фінансової звітності. Ця консолідована фінансова звітність підготовлена на основі принципу історичної вартості, за виключенням об’єктів ос‑ новних засобів, які оцінюються за переоціненою вартістю на кінець кожного звітного періоду, як пояснюється у положен‑ нях облікової політики нижче.

визнаються у консолідованому звіті про прибутки або збитки. Перерахунок на кінець року не застосовується до немоне‑ тарних статей, включно з інвестиціями у власний капітал. Вплив змін курсів обміну валют на справедливу вартість акцій відображається як частина прибутку або збитку за справедливою вартістю.

Історична вартість зазвичай визначається на основі спра‑ ведливої вартості компенсації, сплаченої в обмін на товари та послуги.

Станом на 31 грудня курси обміну валют, використані для перерахунку залишків в іноземній валюті, були представлені таким чином:

Справедлива вартість визначається як ціна, яка була б отримана за продаж активу або сплачена за передачу зобов’язання у звичайній операції між учасниками ринку на дату оцінки, незалежно від того, чи підлягає ця ціна безпосе‑ редньому спостереженню або оцінці із використанням іншої методики оцінки. Ця політика послідовно застосовувалась до всіх поданих періодів, якщо не зазначено інше. Класифікація та подання операцій придбання. Протягом 2016 року ПАТ «Укртрансгаз» придбало матеріали, роботи та послуги у сумі 4 279 мільйони гривень та здійснило капітальні витрати у сумі 1 872 мільйони гривень, включені до складу основних засобів (2015: 520 мільйонів гривень та 316 мільйо‑ нів гривень відповідно). Протягом 2015 року ПАТ «Укргазвидобування» придбало матеріали у сумі 225 мільйонів гривень, включені до складу собівартості реалізації, та здійснило капітальні витрати у сумі 157 мільйонів гривень, включені до складу основних засобів. На первинні документи за цими операціями було накладено арешт, і вони знаходяться у прокуратурі у рамках відповідно‑ го розслідування. Протягом 2015 року ПАТ «Укртранснафта» придбало послуги зі зберігання нафти у сумі 222 мільйонів гривень, включені до складу інших операційних витрат. Характер цих витрат може відрізнятися від їхньої юридич‑ ної форми згідно з первісною документацією. Ці витрати були подані на основі відповідних первинних документів у консолідованій фінансовій звітності станом на та за роки, які закінчилися 31 грудня 2016 та 2015 років. Функціональна валюта і валюта подання. Статті, включені до фінансових звітностей кожного з підприємств групи, оці‑ нюються із використанням валюти основного економічного середовища, у якому провадить свою операційну діяльність група («функціональної валюти»). Ця консолідована фінансо‑ ва звітність подається у гривні, яка є функціональною валю‑ тою компанії і валютою подання групи. Усі суми, відображені у консолідованій фінансовій звітності, подаються у гривнях, округлених 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 врегулю‑ вання таких операцій та перерахунку монетарних активів та зобов’язань, деномінованих в іноземній валюті на кінець року,

У гривнях

2016

2015

1,00 долар США

27,19

24,00

1,00 євро

28,42

26,22

Валютні обмеження в Україні включають обов’язкове отри‑ мання дебіторської заборгованості в іноземній валюті протя‑ гом 120 днів від операції продажу та обов’язкову конвертацію 65% надходжень в іноземній валюті у гривню починаючи з 9 червня 2016 року (2015: 90 днів та 75%, відповідно). Іноземну валюту можна вільно конвертувати за курсом, наближе‑ ним до курсу обміну, встановленого Національним банком України. У теперішній час гривня не є вільно конвертованою валютою за межами України. Основа консолідації. Дочірніми підприємствами назива‑ ються компанії, над якими група має контроль. Контроль досягається тоді, коли група має владні повноваження щодо об’єкта інвестування, зазнає ризиків або має права щодо змінних результатів діяльності об’єкта інвестування; та має здатність використовувати свої владні повноваження щодо об’єкта інвестування для впливу на результати його діяльності. Дочірні підприємства консолідуються із дати, коли контроль переходить до групи (на дату придбання), і припиняють консолідуватися із дати, коли контроль втрача‑ ється. Операції між компаніями групи, залишки за операціями та нереалізовані прибутки або збитки від таких операцій виклю‑ чаються повністю під час консолідації. В облікову політику дочірніх підприємств, за необхідності, вносяться 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. У випадку коли група має переважну більшість прав голосу в об’єкті інвестування, вона продовжує оцінювати, чи достатньо 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 повноважень 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 утримувачів прав голосу; 199

РІЧНИЙ ЗВІТ

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ

• потенційні права голосу, утримувані групою, інших утриму‑ вачів голосів або інших сторін; • права, які виникають внаслідок інших контрактних угод; та • 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 голо‑ сування на попередніх зборах акціонерів. Об’єднання підприємств. Операції придбання підприємств обліковуються із використанням методу придбання. Сума компенсації, яка передається під час операції об’єднання підприємств, оцінюється за справедливою вартістю, яка розраховується як сума справедливої вартості на дату при‑ дбання активів, переданих групою, зобов’язань групи перед колишніми власниками об’єкта придбання та часток власно‑ го капіталу, наданих групою в обмін на отриманий контроль над відповідним об’єктом придбання. Витрати, пов’язані з операцією придбання, звичайно визнаються у складі прибут‑ ку 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 праців‑ никам, визнаються та оцінюються у відповідності до вимог МСБО 12 «Податок на прибуток» та МСБО 19 «Виплати працівникам», 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, укладе‑ них 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 утриму‑ вані для продажу у відповідності до МСФЗ 5 «Необоротні активи, утримувані для продажу, та припинена діяльність», оцінюються у відповідності до цього стандарту. Гудвіл оцінюється як перевищення суми переданої компен‑ сації, суми будь-яких неконтрольованих часток в об’єкті при‑ дбання та справедливої вартості раніше утримуваних покуп‑ цем часток власного капіталу в об’єкті придбання (якщо такі є) над чистою сумою, на дату придбання, вартості придбаних ідентифікованих активів та прийнятих на себе зобов’язань. Якщо, після переоцінки, чиста сума, на дату придбання, вартості придбаних ідентифікованих активів та прийнятих на себе зобов’язань перевищує суму переданої компенсації, суми будь-яких неконтрольованих часток в об’єкті придбан‑ ня та справедливої вартості раніше утримуваних покупцем часток власного капіталу в об’єкті придбання (якщо такі є), то таке перевищення визнається негайно у складі прибутку або збитку як прибуток від придбання зі знижкою. Неконтрольовані частки, які є 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 200

пропорційно до частки неконтрольованих часток у визнаній вартості ідентифікованих чистих активів об’єкта придбан‑ ня. Вибір методу оцінки здійснюється для кожної операції окремо. Інші види неконтрольованих часток оцінюються за справедливою вартістю або, коли застосовується, згідно із методом, визначеним в іншому МСФЗ. У випадку коли компенсація, яку група передала в операції об’єднання підприємств, містить в собі активи або зобов’я‑ зання, які виникли у результаті угоди про умовну компен‑ сацію, то умовна компенсація оцінюється за справедливою вартістю на дату придбання і включається до складу компен‑ сації, яка була передана під час операції об’єднання підпри‑ ємств. У зміни справедливої вартості умовного зобов’язання, які кваліфікуються як коригування періоду оцінки, вносяться коригування ретроспективно, із відповідними коригування‑ ми за рахунок гудвілу. Коригування періоду оцінки являють собою коригування, які виникають у результаті отримання додаткової інформації протягом періоду оцінки (який не може перевищувати одного року від дати придбання) щодо фактів та обставин, які існували на дату придбання. Подальший облік змін справедливої вартості умовної компенсації, які не кваліфікуються як коригування періоду оцінки, залежить від класифікації умовної компенсації. Умовна компенсація, яка була класифікована як власний капітал, не переоцінюється на подальші звітні дати, а її подальше врегулювання обліковується у складі власного капіталу. Умовна компенсація, класифікована як актив або зобов’язання, переоцінюється на подальші звітні дати у відповідності до вимог МСБО 39 «Фінансові інструмен‑ ти: визнання та оцінка» або МСБО 37 «Резерви, умовні зобов’язання та умовні активи», 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 виникає при цьому, якщо такий є, визнається у складі при‑ бутку або збитку. Суми переоцінки, які виникають із часток володіння в об’єкті придбання до дати придбання і які були раніше визнані у складі інших сукупних доходів, змінюють свою класифікацію на прибуток або збиток, якби такий підхід вимагався для відображення вибуття такої частки. Якщо первісний облік операції об’єднання підприємств не завершився на кінець звітного періоду, в якому відбуваєть‑ ся об’єднання, група відображає у консолідованій звітності попередні суми за статтями, стосовно яких облік не було завершено. У ці попередні суми вносяться коригування під час періоду оцінки (див. вище) або визнаються додаткові активи або зобов’язання для відображення нової отриманої інформації щодо фактів та обставин, які існували на дату 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 накопи‑ чених 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’єднання підприємств. Одиниця, яка генерує грошові кошти, на яку був розподіле‑ ний гудвіл, перевіряється на предмет зменшення корис‑ ності щороку або частіше, якщо існують ознаки зменшення корисності 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 корис‑ ності, визнаний щодо гудвілу, не сторнується у подальші періоди. Після вибуття відповідної одиниці, яка генерує грошові кошти, належна їй сума гудвілу враховується під час визначення прибутку або збитку у результаті вибуття. Операції із неконтрольованими частками. Група відобра‑ жає операції із неконтрольованими частками як операції із власниками капіталу Групи. Для операцій придбання неконтрольованих часток різниця між будь-якою компенса‑ цією сплаченою та відповідною часткою балансової вартості придбаних чистих активів дочірнього підприємства відобра‑ жається у складі власного капіталу. Прибутки або збитки у результаті продажу неконтрольованих часток також відобра‑ жаються 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 подаль‑ шого обліку збереженої частки в асоційованому, спільному підприємстві або фінансовому активі. Окрім того, будь-які суми, раніше визнані у складі інших сукупних доходів щодо такого підприємства, обліковуються таким чином, ніби група сама продала відповідні активи або зобов’язання. Це може означа‑ ти, що суми, визнані раніше у складі інших сукупних доходів, змінюють свою класифікацію на прибуток або збиток. Якщо частка участі в асоційованому підприємстві знижуєть‑ ся, 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 нази‑ вається підприємство, на яке група має істотний вплив, а не контроль. Інвестиції в асоційовані підприємства обліковують‑ ся із використанням методу участі в капіталі. Інвестиція групи в асоційоване підприємство включає гудвіл, визначений на момент придбання, за вирахуванням будь-якого накопичено‑ го збитку від зменшення корисності. Частка групи у прибутках або збитках асоційованих підпри‑ ємств після придбання визнається у консолідованому звіті

2016

про прибутки або збитки, а частка у змінах інших сукупних доходів після придбання визнається у складі інших сукуп‑ них доходів. Сукупні зміни після придбання коригуються за рахунок балансової 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’я‑ зання або зробила виплати від імені цього асоційованого підприємства. Нереалізовані прибутки від операцій між групою та її асоційованими підприємствами виключаються повністю. В облікову політику асоційованих підприємств, за необхідно‑ сті, вносяться зміни для забезпечення їхньої відповідності із політикою, прийнятою групою. Прибутки та збитки від розбавлення акцій, які виникають за інвестиціями в асоційовані підприємства, визнаються у консолідованому звіті про прибутки або збитки. Частка у спільних підприємствах. Спільним підприємством називається угода про спільну діяльність, за якою сторони, які володіють спільним контролем у такій спільній діяльності, мають права на чисті активи відповідної спільної діяльно‑ сті. Спільний контроль являє собою узгоджений на основі договору розподіл контролю над спільною діяльністю, який існує лише тоді, коли рішення стосовно значущої діяльності вимагають одноголосної згоди сторін, які спільно володіють контролем. Група визнає свою частку у спільному підприємстві із вико‑ ристанням методу участі в капіталі, який застосовується так, як описано у параграфі „Інвестиції в асоційовані підприємства“. Частка у спільних операціях. Спільною операцією називається угода про спільну діяльність, за якою сторони, які володіють спільним контролем у такій спільній діяльності, мають права на активи, а також на зобов’язання, які стосуються відповідної угоди. Спільний контроль являє собою узгоджений на основі договору розподіл контролю над спільною діяльністю, який існує лише тоді, коли рішення стосовно значущої діяльності вимага‑ ють одноголосної згоди сторін, які спільно володіють контролем. Коли підприємство Групи провадить свою діяльність у рамках спільних операцій, група, як спільний оператор, визнає стосовно своєї частки у спільній операції: • свої активи, включно із часткою у будь-яких спільно 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; та • свої витрати, включно із часткою будь-яких понесених спіль‑ но витрат. Група обліковує активи, зобов’язання, доходи і витрати, які стосуються її частки у спільній операції, у відповідності до вимог

201

РІЧНИЙ ЗВІТ

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ

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 групи 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 («ЄГНК2) 13 грудня 2006 року. Концесійна угода містить такі умови: • У порядку, передбаченому Концесійною угодою, компанія відшкодовуватиме для себе щокварталу усі витрати на розвідку 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 вироб‑ ництва та виду продукту (сирої нафти або газу та ЗНГ). Частка компанії знаходиться у межах від 15% до 19%. • ЄГНК стає власником усіх активів компанії, придбаних і тих, що належать їй у межах Концесійної угоди, які були включені компанією до статті відшкодування витрат у зв’язку із операціями, які виконала компанія: земля стає майном ЄГНК одразу після її придбання; право власності на рухомі і нерухомі активи буде передаватися автома‑ тично 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 розпо‑ чався у 2011 році. 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 діяль‑ ності або активи становлять десять відсотків або більше від результатів усіх сегментів, відображаються окремо. Сегменти, результати діяльності яких не перевищують цього порогу, можуть відображатися окремо за рішенням керівництва.

202

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. Частота

проведення переоцінок залежить від зміни справедливої вартості активів, які оцінюються. Остання незалежна оцінка справедливої вартості основних засобів групи була вико‑ нана станом на 31 грудня 2015 року. Подальші надходження основних засобів відображаються за первісною вартістю. Первісна вартість включає витрати, понесені безпосередньо на придбання об’єктів. Первісна вартість активів, створених власними силами, включає вартість матеріалів, прямі витрати на оплату праці та відповідну частку виробничих накладних витрат. Первісна вартість придбаних та створених власними силами кваліфікованих активів, 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 консолідованому звіті про прибутки або збитки. Витрати, понесені для заміни компонента об’єкту основних засобів, який обліковується окремо, капіталізуються за балансовою 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 вартість об’єкту можна визначити достовірно. Усі інші витрати на ре‑ монт і обслуговування включаються до консолідованого звіту про прибутки або збитки протягом того фінансового 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, пере‑ водяться до складу нерозподіленого прибутку. Основні засоби включають буферний газ, який необхідно утримувати у сховищах для того, щоб компанія групи із сегменту транспортування та зберігання природного газу могла провадити свою операційну діяльність. Буферний газ призначений для підтримання тиску у підзем‑ них сховищах групи і захисту їх від затоплення. Буферний газ на основі інженерного аналізу вважається таким, який можна повністю викачати, та таким, що у будь-який момент закриття сховища буде доступний для продажу або іншого викори‑ стання. Буферний газ переоцінюються тоді, коли існують ознаки того, що його балансова вартість станом на звітну дату суттєво відрізняється від його справедливої вартості. Незавершене будівництво включає також суми передплат за основні засоби.

Витрати на розвідку. Витрати на розвідку включають витрати, пов’язані із непідтвердженими запасами. До них належать геологічні та геофізичні витрати на виявлення і дослідження районів можливого залягання нафтогазових запасів, а також адміністративні, юридичні та консультаційні витрати, понесені 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 істотного вдосконалення продуктів, послуг та процесів і у зв’язку із дослідницькою діяльністю. Витрати, пов’язані із дослідницькою діяльністю, відображаються у складі витрат на дослідження і розробку того періоду, у якому вони були понесені. Витрати на розробку капіталізуються у випадку виконання критеріїв до визнання згідно з вимогами МСБО 38 «Нематеріальні активи». Активи розвідки і оцінки. Витрати на розвідку та оцінку запасів нафти і газу обліковуються із використанням методу успішних зусиль. Витрати накопичуються на базі кожного окремого родовища. Витрати, безпосередньо пов’язані із розвідувальною свердловиною та витратами на розвідку та орендування майна, капіталізуються за умови виконання викладених нижче умов: • були виявлені достатні запаси нафти і газу, які виправда‑ ють завершення будівництва експлуатаційної свердлови‑ ни;

2016

суються у відповідному періоді. До початку виробництва амортизація не нараховується. У випадках коли виявляється, що об’єкт містить запа‑ си, які підлягають економічному добуванню, накопичені витрати на розвідку та оцінку, пов’язані із таким майном, переводяться до складу нафтогазових активів і подаються у складі основних засобів в консолідованому звіті про фінансовий стан. Знос та виснаження. Знос нараховується у консолідова‑ ному звіті про прибутки або збитки на прямолінійній осно‑ ві для розподілу вартості окремих активів до їх ліквідаці‑ йної вартості 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 викорис‑ танням методу суми одиниці продукції. Вартість експлу‑ атаційних свердловин амортизується протягом існування підтверджених розроблених запасів. Витрати на отриман‑ ня ліцензії, будівництво об’єктів загального призначення та майбутнє виведення з експлуатації амортизуються протягом усього періоду існування підтверджених та ймо‑ вірних запасів. Інші основні засоби амортизуються на прямолінійній осно‑ ві протягом очікуваних строків їхнього корисного викори‑ стання. Звичайні строки корисного використання інших основних засобів групи представлені таким чином:

• досягнуто достатнього прогресу в оцінці економічної та технічної здійсненності, щоб виправдати початок розробки родовища у найближчому майбутньому.

Строки корисного використання у роках

Якщо визначено, що комерційної розробки не можна до‑ сягнути, ці капіталізовані витрати відносяться на витрати періоду.

Трубопроводи і супутнє обладнання

9-60

Машини і обладнання

3-60

Витрати, пов’язані із наведеними нижче видами діяльності, спочатку оцінюються за первісною вартістю і капіталізу‑ ються у складі основних засобів консолідованого звіту про фінансовий стан:

Будівлі

3-60

Бурове і розвідувальне обладнання

3-30

Інші основні засоби

3-30

• придбання прав на розвідування; • топографічні, геологічні, геохімічні та геофізичні дослі‑ дження; • пошуково-розвідувальне буріння; • прокладання траншей, взяття проб та зразків; та • діяльність у зв’язку з оцінкою технічної здійсненності та комерційної доцільності видобування корисних копа‑ лин. Активи розвідки та оцінки переносяться на майбутні пері‑ оди під час етапу розвідки та оцінки і не амортизуються, але оцінюються на предмет зменшення корисності згідно із індикаторами 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, спи‑

Незавершене будівництво, а також буферний газ не аморти‑ зуються. 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 опе‑

203

РІЧНИЙ ЗВІТ

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ

раційної оренди (за вирахуванням будь-яких заохочень, отриманих від орендодавця), включаються до консолідо‑ ваного звіту про прибутки або збитки на прямолінійній основі протягом строку дії оренди. Договори фінансової оренди капіталізуються на момент початку строку оренди за меншою з величин: справедливої вартості орендова‑ ного майна та теперішньої вартості мінімальних орендних платежів. Забезпечення на виведення активів з експлуатації. Оцінка групою забезпеченнь на виведення з експлуатації базуєть‑ ся на очікуваних майбутніх витратах, які передбачається понести у результаті виведення з експлуатації об’єктів та відновлення території, на якій вони знаходились, з ураху‑ ванням впливу прогнозної інфляції для наступних періодів та дисконтування із використанням відсоткових ставок, які застосовуються до відповідного резерву. Очікувані витрати на демонтаж і видалення об’єкту основних засобів додаються до вартості об’єкту основних засобів тоді, коли відбувається його придбання і визнається відповідне зобов’язання. Зміни в оцінці чинного зобов’язання із виведення з експлуатації, які випливають зі змін в очікуваних строках або сумі виплат, чи зі змін у ставці дисконтування, яка використовується для оцінки, визнаються у консолідованому звіті про прибутки або збитки або, у разі існування будь-якого залишку від переоцінки стосовно відповідного активу, у інших резервах. Забезпечення стосовно діяльності із виведення з експлуата‑ ції оцінюються та переоцінюються щороку і включаються до консолідованої фінансової звітності на кожну звітну дату за їхньою очікуваною теперішньою вартістю із використанням ставок дисконтування, які відображають економічне середо‑ вище, у якому провадить свою діяльність група. Витрати на виплату відсотків, які стосуються забезпечень, включаються 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 відшкодува‑ ти балансову вартість не буде можливо відшкодувати. Збиток від зменшення 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 використання. Для цілей оцінки зменшення корисності активи групуються за найменшими рівнями, для яких існують окремі потоки грошових коштів, які можна визначити (одиниці, які генерують грошові кош‑ ти). Нефінансові активи, які зазнали зменшення корис‑ ності, переглядаються на предмет можливого сторнування зменшення корисності на кожну звітну дату. Збиток від зменшення корисності визнається негайно у складі прибутку або збитку, якщо відповідний актив не відображається за переоціненою вартістю. У такому випадку збиток від зменшення корисності вважається зменшення у результаті переоцінки. У випадку коли збиток від зменшення корисності у подаль‑ шому сторнується, балансова вартість активу (або одиниці, яка генерує грошові кошти) збільшується до переглянутої 204

оцінки її вартості відшкодування, таким чином щоб збіль‑ шена балансова вартість не перевищувала балансову вар‑ тість, 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 прибутку або збитку, якщо відповідний актив не відо‑ бражається 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 резуль‑ таті надання коштів, товарів або послуг безпосередньо дебітору, окрім дебіторської заборгованості, яка створю‑ ється із наміром продажу негайно або у короткостроковій перспективі, або яка має котирування на активному ринку. Кредити і дебіторська заборгованість включають, в ос‑ новному, кредити, а також торгову дебіторську заборгова‑ ність, включно із придбаними кредитами та векселями. Усі інші фінансові активи включаються до категорії наявних для продажу. Класифікація як боргових інструментів або інструментів 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 визна‑ чень фінансового зобов’язання та інструмента власного капіталу. Інструменти власного капіталу. Інструмент власного капіта‑ лу являє собою будь-який договір, який свідчить про залиш‑ кову частку в активах підприємства після вирахування усіх його зобов’язань. Інструменти власного капіталу, випущені підприємствами групи, визнаються у сумі отриманих надхо‑ джень, за вирахуванням прямих витрат на їхній випуск. Операція викупу інструментів власного капіталу компанії визнається та вираховується безпосередньо із власного ка‑ піталу. Жодного прибутку або збитку не визнається у складі прибутку або збитку у результаті придбання, продажу, випус‑ ку або анулювання 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 справедливою вартістю. Основні фінансові інструменти групи включають інвестиції, наявні для продажу, позики, грошові кошти та залишки на банківських рахунках. 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 вимагають постачання протягом часового проміжку, визна‑ ченого нормативними актами або практикою відповідного ринку («звичайні» операції придбання або продажу), відобра‑ жаються 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 акти‑ вів, 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 первісного визнання фінансові зобов’язання, кредити та дебіторська заборгованість групи оцінюються за амортизованою вартіс‑ тю. Амортизована вартість розраховується із використанням методу ефективної відсоткової ставки та, для фінансових активів, визначається за вирахуванням будь-яких збитків від зменшення корисності. Премії і дисконти, включно із первісними витратами на проведення операцій, включаються до балансової вартості відповідного інструменту та амортизу‑ ються на основі ефективної відсоткової ставки для відповід‑ ного інструменту. Вважається, що номінальна вартість фінансових активів та зобов’язань із термінами погашення до одного року, за ви‑ рахуванням 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 використовує 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 інших сукупних доходів, включається у визнання чистого прибутку. У випадку коли зменшення справедливої вартості активів, наявних для продажу, було визнане у складі власно‑ го 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 консолідова‑ ному звіті про прибутки або збитки. Дивіденди за інструмен‑ тами власного капіталу, доступними для продажу, визнаються у консолідованому звіті про прибутки або збитки, коли встановлене право групи на отримання платежів та існує ві‑ рогідність надходження економічних вигід. Збитки від змен‑ шення корисності визнаються у консолідованому звіті про прибутки або збитки того періоду, у якому вони були понесені

2016

у результаті однієї або більше подій, які відбулися після пер‑ вісного визнання інвестицій, наявних для продажу. Істотне або тривале зменшення справедливої вартості інструменту менше його первісної вартості є показником того, що він знецінився. Сукупний збиток від зменшення корисності, який визначається як різниця між вартістю придбання та поточною справедливою вартістю, за вирахуванням будь-якого збитку від зменшення корисності цього активу, раніше визнаного у складі консолідованого звіту про прибутки або збитки, вилу‑ чається із власного капіталу та визнається у складі консолі‑ дованого звіту про прибутки або збитки. Збитки від зменшення корисності інструментів власного капіталу не сторнуються у складі консолідованого звіту про прибутки або збитки. Якщо, у подальшому періоді, справед‑ лива вартість боргового інструмента, класифікованого як доступний для продажу, 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 консолідованому звіті про прибутки або збитки поточного періоду. Резерв на покриття збитків від зменшення корисності креди‑ тів та дебіторської заборгованості формується, коли існують об’єктивні свідчення того, що група не буде здатна повернути усі належні суми згідно із первісними умовами. Істотні фі‑ нансові труднощі дебітора, вірогідність того, що дебітор може розпочати процедуру банкрутства або фінансову реоргані‑ зацію, а також невиконання зобов’язань або прострочення платежів вважаються показниками того, що дебіторська заборгованість знецінилась. Сумою резерву є різниця між балансовою вартістю активу та теперішньою вартістю очіку‑ ваних майбутніх потоків грошових коштів. Балансова вартість активу зменшується за рахунок використання рахунку ре‑ зерву, а сума збитку визнається у консолідованому звіті про прибутки або збитки. У випадку якщо дебіторська заборго‑ ваність є безнадійною, вона списується за рахунок резерву для дебіторської заборгованості. Подальше відшкодування раніше списаних сум включається до складу консолідовано‑ го звіту про прибутки або збитки. Припинення визнання фінансових інструментів. Група при‑ пиняє 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 ви‑ нагороди від володіння активами, або (iii) група не передала і не зберегла усі істотні права та винагороди від володіння, але втратила контроль. Контроль зберігається, якщо кон‑ трагент не має практичної здатності продати актив повністю непов’язаній третій стороні без потреби накладання додатко‑ вих 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 фінансо‑ вого зобов’язання, яке припинило визнаватись, та виплаче‑ ною компенсацією визнається у складі консолідованого звіту про прибутки або збитки. Податок на прибуток. Податок на прибуток нараховується у консолідованій фінансовій звітності у відповідності до україн‑ ського законодавства, яке діяло або фактично діяло на звітну

205

РІЧНИЙ ЗВІТ

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ

дату. Податок на прибуток включає нарахування поточного податку та відстроченого податку і визнається у консолідо‑ ваному 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 оподатковува‑ них 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 фінан‑ сової звітності. Згідно із виключенням щодо первісного визнання відстрочені податки не відображаються щодо тимчасових різниць на момент первісного визнання активу або зобов’язання в операції, яка не є об’єднанням підпри‑ ємств, якщо операція на момент первісного відображення не впливає ані на фінансовий, ані на оподатковуваний прибуток. Відстрочені податкові зобов’язання не відобра‑ жаються щодо тимчасових різниць на момент первісного визнання гудвілу та в подальшому щодо гудвілу, який не відноситься на валові витрати у цілях оподаткування. Залишки відстроченого податку оцінюються за ставками оподаткування, які діяли або фактично діяли на звітну дату, які, як очікується, будуть застосовуватись до періоду, в якому передбачається сторнування тимчасових різниць або реалізація перенесених на майбутні періоди податко‑ вих збитків. Відстрочені податкові активи та зобов’язання 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 опо‑ датковуваних прибутків, за рахунок яких передбачається реалізувати ці вирахування. Запаси. Запаси відображаються за меншою з двох величин: первісної вартості та чистої вартості реалізації. Первісна вартість запасів включає витрати, понесені на придбання за‑ пасів, виробничі або конверсійні та інші витрати, понесені на доведення до їхнього поточного місця розташування та стану. Первісна вартість вироблених запасів включає відповідну частку виробничих накладних витрат на основі звичайної виробничої потужності. Вартість запасів визначається на основі методу «перше надходження – перше вибуття» для всіх запасів, за виключенням природного газу та нафти на виробничо-технологічні потреби. Метод середньозваженої вартості використовується для природного газу та нафти на виробничо-технологічні потреби. Чиста вартість реалізації являє собою очікувану ціну реалізації під час звичайної гос‑ подарської діяльності, за вирахуванням вартості завершення та витрат на продаж.

206

Торгова дебіторська заборгованість. Торгова та інша дебі‑ торська заборгованість первісно визнається за справедли‑ вою вартістю і у подальшому оцінюється за амортизованою

вартістю 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 від‑ повідний резерв на знецінення у 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 залишки на банківських рахунках. Гро‑ шові кошти та залишки на банківських рахунках включають грошові кошти у касі, депозити на вимогу у банках та інші короткострокові високоліквідні інвестиції із первісними тер‑ мінами погашення три місяці або менше. Грошові кошти та залишки на банківських рахунках відображаються за амор‑ тизованою вартістю із використанням методу ефективної відсоткової ставки. Грошові кошти обмежені у використанні не включаються до складу грошових коштів та залишків на банківських рахунках та виключаються зі складу грошових коштів та їхніх еквівалентів 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 грошових коштів обмеженого використання. Акціонерний капітал. Прості акції класифікуються як власний капітал. Додаткові витрати, які безпосередньо стосуються ви‑ пуску нових акцій, відображаються у складі власного капіталу як вирахування із надходжень, за виключенням податку. Дивіденди і обов’язковий внесок частки прибутку до державного бюджету. Дивіденди і обов’язковий внесок частки прибутку до державного бюджету визнаються як зобов’я‑ зання 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 оголошу‑ ються після звітної дати, але до затвердження консолідованої фінансової звітності до випуску. Податок на додану вартість («ПДВ»). В Україні ПДВ стягується за двома ставками: 20% за операціями продажу та імпорту товарів у межах країни, а також робіт і послуг та 0% за опера‑ ціями експорту товарів і надання обмеженого переліку послуг (наприклад міжнародне транспортування). Зобов’язання плат‑ ника податків з ПДВ дорівнює загальній сумі ПДВ, нарахова‑ 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’язання з ПДВ протягом звітного періоду. Права на кредит з ПДВ вини‑ кають 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 фінансовий стан на валовій основі і розкривається окремо як актив та зобов’язан‑ ня. У випадку формування резерву на знецінення дебіторської заборгованості збиток від знецінення відображається 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 передбаче‑ ного використання або продажу, завершена. Усі інші витрати на позики визнаються у складі консолідованого прибутку або збитку у тому періоді, 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 будьяких витрат на операції та будь-якого дисконту або премії на момент погашення. Аванси отримані. Аванси отримані відображаються у розмірі первісно отриманих сум. Суми отриманих авансів передба‑ чається реалізувати шляхом отримання доходів від звичайної діяльності групи. Забезпечення. Забезпечення визнаються, коли група має поточне зобов’язання (юридичне або конструктивне), яке витікає із обставин, внаслідок минулої події та існує вірогід‑ ність, що для погашення зобов’язання знадобиться вибуття ресурсів, які втілюють у собі економічні вигоди, і можна зробити достовірну оцінку цього зобов’язання. У випадках коли група очікує відшкодувати частину або усю суму забезпечення, наприклад, за договором страхування, то таке відшкодування визнається як окремий актив, тільки коли існує достатня впевненість у тому, що таке відшкоду‑ вання буде отримане. Витрати на будь-яке забезпечення подаються у консолі‑ дованому звіті про прибутки або збитки, за вирахуванням будь-якого відшкодування. Якщо вплив вартості грошей у

2016

часі є суттєвим, то забезпечення дисконтуються із вико‑ ристанням поточної ставки до оподаткування, яка відобра‑ жає, якщо це доцільно, ризики, характерні для відповідно‑ го зобов’язання. Якщо використовується дисконтування, то збільшення забезпечення у результаті плину часу визнається як фінансові витрати. Інші зобов’язання. Інші фінансові зобов’язання первісно визнаються за справедливою вартістю, за вирахуванням понесених витрат на здійснення операцій, і у подальшому відображаються за 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 визнаються у консолідованій фінансовій звітності, але розкриваються у при‑ мітках, 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 малоймовірною. Визнання доходів. Доходи від реалізації оцінюються за спра‑ ведливою вартістю компенсації отриманої або до отримання 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’язані 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 визначе‑ на; • існує вірогідність, що економічні вигоди, пов’язані з опера‑ цією, надійдуть до групи; та • понесені або очікувані витрати, пов’язані з операцією, можуть бути достовірно визначені. Якщо товари транспортуються до визначеного місця роз‑ ташування, 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 визначе‑ на; • існує вірогідність, що економічні вигоди, пов’язані з опера‑ цією, надійдуть до групи; • етап завершеності операції на звітну дату можна досто‑ вірно оцінити; • витрати на операцію та витрати на завершення операції можна достовірно визначити. 207

РІЧНИЙ ЗВІТ

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ

Подання доходів від реалізації валовою сумою чи на нетто-основі. Коли група діє як принципал, доходи від реалізації та собівартість реалізації відображаються на валовій основі. Якщо група продає товари або послуги як агент, доходи від реалізації відображаються на нет‑ то-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 реаліза‑ цією товарів або послуг; • прибутки від операції являють собою фіксовану суму; та • відсутня свобода вибору постачальників та здатність встановлювати ціну продажу. Визнання витрат. Витрати відображаються за методом нарахування. Собівартість реалізації товарів включає ціну придбання, витрати на транспортування, комісії, які стосують‑ ся договорів постачання, та інші відповідні витрати. Фінансові доходи та витрати. Фінансові доходи та витрати включають витрати на виплату відсотків за позиками, збитки від дострокового погашення кредитів, доходи з відсотків за інвестованими коштами, доходи або збитки від випуску фінансових інструментів та амортизованого дисконту за за пенсійними зобов’язаннями та забезпеченнями. Доходи з відсотків визнаються по мірі нарахування з ураху‑ ванням фактичної дохідності відповідного активу. Угоди продажу і зворотного викупу та кредитування цінних паперів. Угоди продажу і зворотного викупу (угоди «репо»), які фактично забезпечують контрагенту прибуток кредитора, вважаються забезпеченими операціями фінансування. Цінні папери, реалізовані за такими угодами продажу та зворот‑ ного 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 кла‑ сифікацію на дебіторську заборгованість з викупу. Відповідне зобов’язання подається у складі сум заборгованості перед іншими банками або в складі інших запозичених коштів. Виплати працівникам: пенсійний план із визначеними внесками. Група робить визначені єдині соціальні внески до Державного пенсійного фонду України стосовно своїх праців‑ ників. Внески розраховуються як відсоток від поточної валової заробітної плати і відносяться на витрати того періоду, у якому вони були понесені. Дискреційні пенсії та інші виплати після виходу на пенсію включаються до складу витрат на оплату праці у консолідованому звіті про прибутки або збитки.

208

Виплати працівникам: пенсійний план із визначеними 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 пенсійного плану із ви‑ значеними виплатами, є теперішньою вартістю зобов’язання за пенсійним планом із визначеними виплатами на звітну дату. Зобов’язання за пенсійним планом із визначеними виплатами розраховується щороку із використанням методу прогнозної кредитної одиниці. Теперішня вартість зобов’язання за 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 погашення, які приблизно відповідають умовам відповідного пенсійного зобов’язання. Актуарні прибутки та збитки, які виникають у результаті досвіду внесення коригувань та змін в актуарні припущення, відносяться до інших сукупних доходів того періоду, у якому вони виникають. Витрати на вартість послуг минулих періодів визнаються негайно у складі консолідованого звіту про прибутки та збитки.

28. ІСТОТНІ ОБЛІКОВІ ОЦІНКИ ТА СУДЖЕННЯ Застосування облікової політики групи вимагає від керівництва 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 обставинах. Фактичні результати можуть відрізнятися від таких оцінок. Оцінки та відповідні припущення переглядаються на постійній основі. Результати переглядів облікових оцінок визнаються у тому періоді, в якому здійснюється такий перегляд, якщо ре‑ зультат перегляду впливає лише на цей період або у періоді перегляду та майбутніх періодах, якщо результат перегляду впливає на поточний та майбутній періоди. Істотні професійні судження під час застосування облікової політики. Нижче наведені істотні судження, крім тих для яких вимагається здійснення оцінок, які зробило керівництво у 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 знаходить‑ ся у власності обмеженої кількості інвесторів. У березні 2015 року згідно із Законом України «Про акціонерні товариства» кворум для проведення загальних зборів акціонерів було зни‑ жено 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 інвес‑ тиція у дочірнє підприємство, починаючи із цієї дати (Примітка 23). Компанія розглядає цю зміну як операцію об’єднання підприємств і, відповідно, застосувала метод придбання.

Основні джерела невизначеності оцінок. Нижче наведені основні припущення стосовно майбутнього та інші основні джерела невизначеності оцінок на кінець звітного періоду, щодо яких існує значний ризик того, що вони стануть при‑ чиною суттєвих коригувань балансової вартості активів та зобов’язань протягом наступного фінансового року. Зобов’язання із виплат працівникам. Група оцінює зо‑ бов’язання за виплатами після виходу на пенсію та іншими виплатами працівникам із використанням методу прогноз‑ ної кредитної одиниці на основі актуарних припущень, які відображають найкращі оцінки керівництва щодо змінних величин, які визначають кінцеву вартість виплат після виходу на пенсію та інших виплат працівникам. Теперішня вартість пенсійних зобов’язань залежить від цілої низки факторів, які визначаються на актуарній основі із викорис‑ танням низки припущень. Основні припущення, які вико‑ ристовуються 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, високолік‑ відних 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 опо‑ датковуваного прибутку. Відстрочені податкові активи відображаються у тій мірі, в якій вірогідна реалізація відповідної податкової вигоди. Під час визначення май‑ бутнього оподатковуваного прибутку та суми податкових вигід, які вірогідно отримати у майбутньому, керівництво робить професійні судження та застосовує оцінки на основі історичного оподатковуваного прибутку та очікувань щодо майбутніх доходів, які, як передбачається, будуть достатніми за відповідних обставин. Податкове законодавство. Українське податкове, валютне і митне законодавство продовжує розвиватися. Спірні нор‑ мативні акти стають причиною різних тлумачень. На думку керівництва, його тлумачення є належними і надійними, але немає гарантій того, що вони не стануть причиною претен‑ зій з боку податкових органів (Примітка 22). Витрати на виведення об’єктів з експлуатації. Забезпе‑ чення на виведення активів з експлуатації являє собою теперішню вартість витрат на виведення нафтогазових об’єктів з експлуатації, яку очікується понести у майбутньо‑ му (Примітка 15). Ці забезпечення були визнані на основі внутрішніх оцінок групи. Основні оцінки включають майбутні ринкові ціни на необхідні витрати із виведення об’єктів з експлуатації і базуються на ринкових умовах та факторах. Додаткова невизначеність стосується строків витрат на виведення об’єктів з експлуатації, які залежать від виснаження родовищ, майбутніх цін на нафту і газ і, як результат, очікуваного моменту у часі, коли не очікуєть‑ ся отримання майбутніх економічних вигід у виробництві.

2016

Зміни цих оцінок можуть призвести до суттєвих змін у резер‑ вах, визнаних у консолідованому звіті про фінансовий стан. Амортизація активів, залучених у діяльності з транзиту природного газу, та знос і виснаження нафтогазових активів. Нафтогазові активи виснажуються із використанням методу суми одиниць продукції. Вартість експлуатаційних свердло‑ вин амортизується протягом існування підтверджених розро‑ блених запасів. Витрати на отримання ліцензії, будівництво об’єктів загального призначення та майбутнє виведення з експлуатації амортизуються протягом усього періоду існуван‑ ня загальних доведених запасів. Зміни в оцінках стосовно обсягів виробництва, підтверджених розроблених запасів та загальних доведених запасів у сторону зменшення або збіль‑ шення можуть призвести до зміни в обліку використання від‑ повідних активів. Зменшення доведених розвіданих запасів у результаті майбутніх перевірок та виробництва призведе до збільшення витрат на знос, виснаження та амортизацію. На сьогодні група використовує прямолінійний метод амор‑ тизації активів, залучених у діяльності з транзиту природного газу. Після прийняття рішення Арбітражного Трибуналу щодо рішення Арбітражного інституту Торгової палати Стокгольма (Примітка 22), та з урахуванням того, що буде використано нові тарифи, а також що Газпром не бронюватиме вхідні потужності після 2019 року, група перегляне метод амортиза‑ ції, або зменшить залишковий термін використання активів, залучених у діяльності з транзиту природного газу. Водночас, якщо очікування щодо відсутності транзиту природного газу після 1 січня 2020 року зміниться, це може бути підставою для зменшення тарифу внаслідок подовження залишкового терміну використання таких активів, та збереження прямолі‑ нійного методу амортизації. Оцінка запасів нафти і газу. Комерційні запаси – це очі‑ кувана кількість сирої нафти, природного газу та газового конденсату, геологічні, фізичні й інженерні властивості яких достовірно свідчать про те, що такі запаси можуть бути видобуті з відомих покладів протягом майбутніх років за існуючих умов. Комерційні запаси, що використовують‑ ся під час розрахунку виснаження, для цілей тестування на предмет зменшення корисності активів визначаються на допомогою оцінки існуючих запасів нафти та газу, коефіцієнтів видобутку, операційних умов, майбутніх цін на газ та нафту і державного регулювання. Остання повна оцінка запасів нафти і газу проводилася станом на 31 грудня 2014 року, а більша частина запасів нафти була пе‑ реоцінена станом на 30 червня 2016 року. Оцінка запасів нафти і газу за своєю суттю характеризується непевні‑ стю та потребує перегляду з появою нової геологічної та інженерної інформації або змін в економічних факторах. Відповідно, оцінка амортизаційних відрахувань та дис‑ контованих грошових потоків для проведення переоцінки, також будуть переглянуті Переоцінка основних засобів. Керівництво проводить аналіз, щоб оцінити, чи балансова вартість основних засобів, що обліковуються за переоціненою вартістю, сут‑ тєво відрізняється від їх справедливої вартості станом на кінець звітного періоду. Така оцінка проводиться щорічно та ґрунтується на аналізі цін, цінових індексів, технологіч‑ них змінах, змінах валютних курсів та інших релевантних

209

РІЧНИЙ ЗВІТ

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ

факторах. У випадку, коли результати аналізу свідчать про те, що балансова вартість основних засобів суттєво відрізняється від справедливої їх вартості, керівництво залучає незалежних оцінювачів для проведення оцінки справедливої вартості основних засобів. За результатами такого аналізу станом на 31 грудня 2016 року, керівництво прийшло до висновку, що балансова вартість основних засобів, що обліковуються за переоці‑ неною вартістю не відрізняється суттєво від їх справед‑ ливої вартості, і переоцінка основних засобів на цю дату не проводилась. Остання оцінка справедливої вартості основних засобів незалежним оцінювачем була проведе‑ на станом на 31 грудня 2015 року. Керівництво також переглядає балансову вартість активів для визначення, чи не існують будь-які ознаки зменшення корисності Під час оцінки загального зменшення корисності активи, які не генерують окремих потоків грошових коштів, включаються до відповідних одиниць, які генерують грошові кошти. Ознаки зменшення корисності основних засобів включають аналіз ринкових умов, утилізацію активів та здатність використати актив для альтернатив‑ них цілей. Якщо існують ознаки зменшення корисності, Група здійснює оцінку суми відшкодування (більшої з двох величин: справедливої вартості, за вирахуванням витрат на продаж, та вартості під час використання), по‑ рівнює її з балансовою вартістю і відображає зменшення корисності у тій мірі, в якій балансова вартість переви‑ щує суму відшкодування. Керівництво групи не виявило загальних індикаторів зменшення корисності станом на 31 грудня 2016 року. Строки корисного використання інших основних засобів. 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. Група переглядає очікувані строки корисного використання основних засобів на кінець кожного річного звітного періоду. Перегляд базується на поточному стані активів та очікувано‑ му періоді, протягом якого вони продовжуватимуть прино‑ сити економічні вигоди для групи. Будь-які зміни очікуваних строків корисного використання або залишкової вартості відображаються на перспективній основі від дати зміни. Знецінення торгової дебіторської заборгованості та передплат виданих. Керівництво оцінює вірогідність знецінення торгової дебіторської заборгованості на основі аналізу окремих рахунків. Фактори, які беруться до уваги, включають аналіз погашення торгової дебіторської заборгованості у порівнянні із історією виплат, кредитними умовами, наданими клієнтам, та доступною ринковою інформацією щодо здатності контрагента здійснити оплату. У випадку якщо фактичне відшкодування буде меншим

210

за оцінки керівництва, група може бути змушена відобразити додаткові витрати на знецінення. Оцінка запасів. Запаси відображаються за меншою з двох величин: первісної вартості або чистої вартості реалізації. Під час оцінки чистої вартості реалізації своїх запасів керів‑ ництво базує свої оцінки на різних припущеннях, включно з поточними ринковими цінами.

Стандарти/тлумачення

Набувають чинності для річних облікових періодів, які починаються на або після

Поправки до МСБО 12 «Податок на прибуток» – Визнання відстрочених податкових активів стосовно нереалізованих збитків

1 січня 2017 року

Поправки до МСБО 7 «Звіт про рух грошових коштів» – Ініціатива щодо розкриття інформації

1 січня 2017 року

МСФЗ 15 «Доходи від реалізації за договорами з клієнтами»

1 січня 2018 року

29. ПРИЙНЯТТЯ ДО ЗАСТОСУВАННЯ НОВИХ АБО ПЕРЕГЛЯНУТИХ СТАНДАРТІВ ТА ТЛУМАЧЕНЬ

МСФЗ 9 «Фінансові інстру‑ менти»

1 січня 2018 року

Прийняття до застосування нових і переглянутих Міжнарод‑ них стандартів фінансової звітності

Поправки до МСФЗ 2 «Платіж на основі акцій» – Класифікація та оцінка операцій із виплатами на основі акцій

1 січня 2018 року

МСФЗ 16 «Оренда»

1 січня 2019 року

На кожну звітну дату група здійснює оцінку своїх запасів на предмет надлишкової кількості та старіння і, у випадку необ‑ хідності, відображає резерв на зменшення запасів стосовно застарілих та неходових товарів. Цей резерв вимагає вико‑ ристання припущень стосовно майбутнього використання запасів. Ці припущення базуються на інформації про віковий аналіз запасів та прогнозний попит. Будь-які зміни в оцінках можуть вплинути на суму резервів на запаси, які можуть знадобитися.

Такі стандарти були вперше прийняті до застосування групою за фінансовий рік, який починається на або після 1 січня 2016 року: • Поправки до МСФЗ 12 «Розкриття інформації щодо часток в інших підприємствах»; • Поправки до МСФЗ 11 «Спільна діяльність» – Облік опера‑ цій придбання часток у спільній діяльності; • Поправки до МСБО 1 «Подання фінансової звітності» – Ініціатива щодо розкриття інформації; • Поправки до МСБО 16 «Основні засоби» та МСБО 38 «Нематеріальні активи» – Роз’яснення щодо застосування прийнятних методів обліку зносу та амортизації; • МСФЗ 14 «Відстрочені рахунки тарифного регулювання»; • Поправки до МСБО 27 «Окрема фінансова звітність» – За‑ стосування методу участі в капіталі в окремій фінансовій звітності; • Щорічні вдосконалення МСФЗ за період 2012-2014 років. Прийняття до застосування поправок до стандартів не завдало жодного впливу на консолідований фінансовий стан або показники діяльності групи, відображені у консолідова‑ ній 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 набули чин‑ ності. На дату затвердження цієї консолідованої фінансової звітності такі стандарти і тлумачення, а також поправки до стандартів, були випущені, але іще не набули чинності:

Поправки до МСФЗ 10 «Консолідована фінансо‑ ва звітність» та МСБО 28 «Інвестиції в асоційовані та спільні підприємства» – Продаж або внесок активів між інвестором та його асоційованим або спільним підприємством

Дата набуття чинності не визначена

КТМФЗ 22 «Операції в іноземній валюті та передо‑ плата відшкодування»

1 січня 2018 року

Поправки до МСФЗ 4 Засто‑ сування МСФЗ 9 «Фінансові інструменти» разом із МСФЗ 4 «Страхові контракти»

1 січня 2018 року

Поправки до МСБО 40 «Пе‑ реведення об’єктів інвести‑ ційної нерухомості»

1 січня 2018 року

Щорічні вдосконалення МСФЗ за період 2014-2016 років

1 січня 2018 року

2016

На разі керівництво компанії здійснює оцінку впливу від застосування поправок до МСБО 1 - Ініціатива щодо розкриття інформації, поправок до МСФЗ 10 та МСБО 28 - Продаж або внесок активів між інвестором та його асоційованим або спільним підприємством, поправок до МСФЗ 11, щорічних вдосконалень МСФЗ, МСФЗ 15 «Дохо‑ ди 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 майбут‑ ніх періодах.

211

РІЧНИЙ ЗВІТ

ДОВІДКОВА ІНФОРМАЦІЯ

ТЕРМІНИ ТА СКОРОЧЕННЯ

акціонерне товариство «Укргазвидобування»

ТКЕ, ТЕПЛОКОМУНЕНЕРГО – комунальне підприємство теплового

ПАТ «УКРНАФТА», УКРНАФТА – публічне акціонерне товариство

господарства

«Укрнафта»

ТКМ – тисяч кубічних метрів

ПАТ «УКРСПЕЦТРАНСГАЗ», УКРСПЕЦТРАНСГАЗ – публічне

ФОНД ДЕРЖМАЙНА – Фонд державного майна України

акціонерне товариство «Укрспецтрансгаз»

ШФЛВ - широка фракція легких вуглеводнів

ПАТ «УКРТРАНСГАЗ», УКРТРАНСГАЗ – публічне акціонерне товариство «Укртрансгаз»

ПАТ «УКРТРАНСНАФТА», УКРТРАНСНАФТА – публічне акціонерне товариство «Укртранснафта»

ПАТ «ЧОРНОМОРНАФТОГАЗ», ЧОРНОМОРНАФТОГАЗ – публічне АНБАНДЛІНГ – відокремлення діяльності із транспортування природного

ДСНС – Державна служба України з надзвичайних ситуацій

газу від постачання та видобутку

ЄБРР – Європейський банк реконструкції та розвитку

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 ГРП – гідророзрив пласта

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

МАГІСТРАЛЬНІ ГАЗОГОНИ, МАГІСТРАЛЬНІ ГАЗОПРОВОДИ –

ГРУПА – НАК «Нафтогаз України», ПАТ «Укргазвидобування», ПАТ

трубопроводи, призначені для транспортування природного газу з району видобутку або виробництва до пунктів споживання

GSE – асоціація європейських операторів підземних газових сховищ

ПСО – покладені спеціальні обов’язки

IEA – Міжнародна енергетична агенція

РФ – Російська Федерація

LNG-ТЕРМІНАЛ – термінал зі зрідження, отримання та регазифікації

СВГ - скраплений вуглеводневий газ

зрідженого газу

СВІТОВИЙ БАНК – організація, що надає допомогу з метою розвитку. Складається з Міжнародного банку реконструкції та розвитку (МБРР) та Міжнародної асоціаціації розвитку (МАР)

СД – спільна діяльність ТЕЦ, ТЕПЛОЕЛЕКТРОЦЕНТРАЛЬ – теплові електричні станції

NAFTOGAZ OVERSEAS S.A. – акціонерна компаніяNaftogaz Overseas (Швейцарія)

PRICEWATERHOUSECOOPERS (PWC) – Міжнародна аудиторсько– консультаційна компанія PricewaterhouseCoopers VTP – віртуальна торгівельна точка

МЕРТ – Міністерство економічного розвитку та торгівлі 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

ДП «УКРАВТОГАЗ», УКРАВТОГАЗ – дочірнє підприємство Національної

ОВДП – облігації внутрішньої державної позики

акціонерної компанії «Нафтогаз України» «Укравтогаз»

ОЕСР – Організація економічного співробітництва та розвитку

Національної акціонерної компанії «Нафтогаз України» «Вуглесинтезгаз»

ПСГ – підземні сховища газу

інтегрованого ринку газу

вугільної промисловості України

ДП «ВУГЛЕСИНТЕГАЗ», ВУГЛЕСИНТЕЗГАЗ – дочірнє підприємство

GAZ–SYSTEM S.A. – оператор газотранспортної системи Польщі

МЕМОРАНДУМ – Меморандум про взаєморозуміння щодо створення

ДОЛ. – долари США

підприємство Національної акціонерної компанії «Нафтогаз України» «Закордоннафтогаз»

акціонерне товариство «Чорноморнафтогаз»

Об’єднаних Націй)

МІНІСТЕРСТВО, МІНЕНЕРГОВУГІЛЛЯ – Міністерство енергетики та

ДП «ЗАКОРДОННАФТОГАЗ», ЗАКОРОДОННАФТОГАЗ – дочірнє

EUSTREAM – оператор газотранспортної системи Словаччини

МВФ – Міжнародний валютний фонд (спеціальне агентство Організації

акціонерної компанії «Нафтогаз України» «Газ України»

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»

EFET – Європейська федерація енерготрейдерів

транспортуванні газотранспортною системою

ГТС – газотранспортна система

ДОЧІРНІ ПІДПРИЄМСТВА – дочірні підприємства Національної

British Petroleum

КОМПРЕСОРНІ СТАНЦІЇ – станції для стиснення природного газу при КРС – капітальний ремонт свердловин

ДК «ГАЗ УКРАЇНИ», ГАЗ УКРАЇНИ – дочірня компанія Національної

ВР – нафтогазова, нафтохімічна та вугільна транснаціональна корпорація

КОМПАНІЯ – Національна акціонерна компанія «Нафтогаз України»

ГРС – газорозподільні станції

«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»

212

ЄВРОКОМІСІЯ – Європейська комісія

2016

ПАТ «УКРГАЗВИДОБУВАННЯ», УКРГАЗВИДОБУВАННЯ – публічне 213

РІЧНИЙ ЗВІТ

ДОВІДКОВА ІНФОРМАЦІЯ

ТАБЛИЦЯ ПОКАЗНИКІВ ЗВІТНОСТІ GRI Аспект

Номер Назва показника показника Загальні стандартні елементи звітності Стратегія і аналіз G4-1 Заява найстаршої особи, що приймає рішення в організації (наприклад, головного виконавчого директора, голови правління або аналогічного виконавчого керівника вищого ранг) про значення сталого розвитку для організації і стратегії, що застосовується організацією при вирішенні питань сталого розвитку G4-2 Описання ключових впливів, ризиків та можливостей

Сторінка Посилання та коментарі у Звіті

10 94

G4-7 G4-8

G4-9

G4-10

G4-11 214

Назва організації Головні бренди, види продукції та послуги Місцезнаходження штаб-квартири організації Кількість країн, де організація здійснює свою діяльність та назва країн, де здійс-нюється основна діяльність або які осо-бливо важливі з точки зору питань сталого розвитку, що охоплюються звітом Характер власності та організаційно-правова форма Ринки, на яких працює організація (включаючи географічну розбивку, галу-зі, які обслуговує, а також категорії спо-живачів і бенефіціарів) Масштаб організації, включаючи: Загальна чисельність співробітників Чиста виручка (доходи) Обсяг продукції чи послуг, що нада-ється

3 3 221 99

Номер показника

Назва показника

Сторінка Посилання та коментарі у Звіті

G4-12

Описання ланцюга поставок організації

G4-13

Істотні зміни масштабів, структури або власності організації або її ланцюжка поставок, які відбулись протягом звітно-го періоду

G4-14

Використання організацією принципу запобігання

G4-15

Розроблені зовнішніми сторони економічні, екологічні та соціальні хартії, принципи або інші ініціативи, до яких організація приєдналася або підтримує

У звітному періоді компанія не приєдну‑ валась до економічних, екологічних та соціальних хартій, принципів або інших ініціатив

G4-16

Членство в асоціаціях (наприклад галузевих) і/або національних та міжнародних організаціях із захисту інтересів, в яких організація: • Займає місце в органах управління; • Бере участь в проектах або комітетах; • Надає істотне фінансування за рамками загальних членських внесків; • Розглядає своє членство як стратегічне.

Компанія є членом таких організацій: • Міжнародний газовий Союз; • Європейський енергетичний форум; • Європейський Союз газової промисловості. • Європейска федерація енерготрейдерів

Звіт наглядової ради Нафтогазу

Як ми працюємо Основні ризики Показник розкритий частково

Профіль організації G4-3 G4-4 G4-5 G4-6

Аспект

2016

Група Нафтогаз Група Нафтогаз Довідкова інформація Чого ми досягли

Група Нафтогаз Розділ «Закупівлі» на сайті компанії www.naftogaz.com Істотних змін за звітний період не відбулось

94 32 48

Основні ризики Безпека праці Екологія та охорона довкілля

Виявлення суттєвих аспектів і границь 156

Фінансова звітність

Чого ми досягли

26 99 99

Персонал Чого ми досягли Чого ми досягли

• Загальна чисельність співробітників з розби- 26 вкою за договором про найм і статтю • Загальна чисельність постійних співробітників з розбивкою за типом зайнятості та статі • Загальна чисельність робочої сили з розбивкою на штатних і позаштатних співробітників, а також за статтю • Загальна чисельність робочої сили з розбивкою по регіонах і статтю • Чи виконується істотна частка роботи організація працівники, які юридично вважаються таким, що ведуть індивідуальну трудову чи підприємницьку діяльність, або особи, які не належать до штатних і позаштатних співробітників організації, включаючи штатних і позаштатних співробітників підрядників? • Будь-які істотні зміни чисельності зайнятих осіб (наприклад, сезонні зміни в туризмі або сільському господарство) Відсоток співробітників, охоплених колектив‑ ним договором

G4-17

Перерахувати всі юридичні особи, звітність яких була включена до консолідо-ваної фінансової звітності або аналогічні документи. Повідомити, чи включено в звіті про сталий розвиток інформації про будь-яку юридичну особу, звітність якої була включена до консолідованої фінансової звітності або аналогічні документи.

156

Фінансова звітність

G4-18

Пояснити методику визначення змісту звіту і границь аспектів. Пояснити, як організація застосовувала принципи підготовки звітності при визначенні змісту звіту

220

Визначення змісту звіту і суттєвих аспектів

G4-19

Список всіх суттєвих аспектів, виявлених в процесі визначення змісту звіту

220

Визначення змісту звіту і суттєвих аспектів

G4-20

Описання границь кожного суттєвого аспекту всередині організації

220

Визначення змісту звіту і суттєвих аспектів

G4-21

Описання границь кожного суттєвого аспекту за межами організації

220

Визначення змісту звіту і суттєвих аспектів

Персонал Показник розкритий частково

Границі усіх суттєвих аспектів охоплю‑ ють тільки компанії групи Нафтогаз

Не виконується

Істотних змін чисельності зайнятих осіб у звітному періоді не було Колективним договором охоплені усі штатні співробітники компанії

G4-22

Описання усіх переформулювань показників, опублікованих в попередніх звітах, і причин таких переформулювань

Переформулювань не було

G4-23

Істотні зміни охоплення і границь аспектів в порівнянні з попередніми звітними періодми

Істотних змін у звітному періоді не відбулось

Взаємодія з зацікавленими сторонами G4-24

Список груп зацікавлених сторін, з якими організація взаємодіє

Річний звіт Нафтогазу за 2015 рік, Взаємодія з зацікавленими сторонами 215

РІЧНИЙ ЗВІТ

ДОВІДКОВА ІНФОРМАЦІЯ

Аспект

Номер показника

Назва показника

G4-25

Принципи виявлення та відбору зацікавлених сторін для взаємодії

G4-26

G4-27

Сторінка Посилання та коментарі у Звіті Річний звіт Нафтогазу за 2015 рік, Взаємодія з зацікавленими сторонами Кодекс корпоративної етики (http:// www.naftogaz.com/files/HR/NaftogazKode-Ethics.pdf) Порядок взаємодії з зацікавленими сторонами (http://www.naftogaz.com/ files/official_documents/Procedure_ for_Interaction_with_Stakeholders_ UA.pdf)

Підхід організації до взаємодії дії з зацікавленими сторонами, включаючи частоту взаємодії за формами і зацікавленим групам

Річний звіт Нафтогазу за 2015 рік, Взаємодія з зацікавленими сторонами Кодекс корпоративної етики (http:// www.naftogaz.com/files/HR/NaftogazKode-Ethics.pdf) Порядок взаємодії з зацікавленими сторонами (http://www.naftogaz.com/ files/official_documents/Procedure_ for_Interaction_with_Stakeholders_ UA.pdf)

Ключові теми і занепокоєння, які були підняті зацікавленими сторонами в рамках взаємодії з організацією, а також те, як організація відреагувала на ці ключові теми і побоювання, в тому числі за допомогою підготовки своєї звітності

Загальні відомості про Звіт G4-28

Звітний період, за який надається інформація

2016 календарний рік

G4-29

Дата публікації попереднього звіту в сфері сталого розвитку

30 вересня 2016 року

G4-30

Цикл звітності

Щорічна звітність

G4-31

Контактна особа, до якої можна звернутися з питаннями щодо даного звіту або його змісту

Альона Осмоловська, Начальник департаменту з корпоративних комунікацій Тел. :+380 44 586 3579 Моб.:+380 63 555 5538 press@naftogaz.com вул. Б. Хмельницького, 6 м. Київ, 01601, Україна www.naftogaz.com www.naftogaz-europe.com

G4-32

Варіант підготовки звіту відповідно до керіництва GRI, обраний організацією

Вказівник змісту GRI для обраного варіанту підготовки звіту 216

214

Звіт підготовлено у відповідності з Керівництвом звітності у галузі сталого розвитку GRI G4. Рівень відповідності – «Основний» Таблиця показників звітності GRI

Аспект

Номер показника G4-33

Назва показника

G4-39

G4-48

G4-51

Етика і добросовісність G4-56

Чи є голова вищого органу корпоративного управління також виконавчим директором (і якщо так, то його функції в управлінні організацією та причини такого суміщення посад) Вищий комітет чи посадові особи, які офіційно перевіряють та затверджують звіт організації в галузі сталого розвитку, а також забезпечують охоплення у звіті всіх суттєвих аспектів Правила винагороди членів вищого органу корпоративного управління і виконавчих керівників вищого рангу

G4-EN6

Зовнішнє завірення звіту не проводилось Зовнішнє завірення звіту не проводилось 12 22

Звіт наглядової ради Правління та його винагорода

12 22

Звіт наглядової ради Правління та його винагорода Голова правління не є виконавчим директором Голова правління

12 22

Підходи в сфері менеджменту Використання енергії всередині організації

Зменшення енергоспоживання

Звіт наглядової ради Правління та його винагорода Показник розкритий частково

Цінності, принципи, стандарти і норми пове8 дінки організації, такі як кодекси поведінки та етичні кодекси

Специфічні стандартні елементи звітності Категорія «економічна» Економічна G4-DMA Підходи в сфері менеджменту Створена і розподілена пряма економічна результатив- G4-EC1 цінність, включаючи доходи, операційні ність витрати, виплати співробітникам, соціальні інвестиції в місцеві громади, нерозподілений прибуток, виплати пос-тачальникам капіталу і державі Непрямий G4-DMA Підходи в сфері менеджменту Розвиток і вплив інвестицій в інфраструктуру і економічний G4-EC7 безоплатні послуги вплив Категорія «екологічна» ЕнергоспоG4-DMA G4-EN3 живання і енергоефективність

Сторінка Посилання та коментарі у Звіті

Посилання на Висновок про зовнішнє завірення звіту Політика і практичні підходи щодо зовнішнього завірення звіту

Корпоративне управління G4-34 Структура корпоративного управління орга‑ нізацією, включаючи комітети вищого органу корпоративного управління і комітети, що відповідають за прийняття рішень з економіч‑ них, екологічних і соціальних питань G4-38 Склад вищого органу корпоративного управління і його комітетів

2016

Місія та цінності Кодекс корпоративної етики (http:// www.naftogaz.com/files/HR/NaftogazKode-Ethics.pdf)

99 99

Чого ми досягли Чого ми досягли

40 40

Розвиток місцевих громад Розвиток місцевих громад Показник розкритий частково

44 44

Енергоефективність Енергоефективність

Нафтогаз використовує стандарти, методики та припущення, які регламентуються нормативними документами України в сфері енергозбереження і підвищення енергоефективності Енергоефективність Економія паливно-енергетичних ресурсів розрахована відносно планових показників 217

РІЧНИЙ ЗВІТ

ДОВІДКОВА ІНФОРМАЦІЯ

Аспект

Номер показника

Назва показника

Сторінка Посилання та коментарі у Звіті

Аспект

Вода

G4-DMA

Підходи в сфері менеджменту

Екологія та охорона довкілля

G4-EN8

Загальний обсяг забору води з розбивкою за джерелами

Екологія та охорона довкілля

Здоров’я і безпека на робочому місці

G4-DMA

Підходи в сфері менеджменту

Екологія та охорона довкілля

G4-EN15

Прямі викиди парникових газів (scope 1)

Екологія та охорона довкілля

Викиди

G4-LA7

Викиди парникових газів в CO2-еквіваленті розраховані на основі коефіцієнтів потенціалу глобального потепління МГЕЗК, представлених в її Другому оціночному звіті (100-річний період)

Стоки і відходи

G4-EN21

Викиди атмосферу NOx, SOx та інших за-бруд- 48 нюючих речовин

Екологія та охорона довкілля

G4-DMA

Підходи в сфері менеджменту

Екологія та охорона довкілля

G4-EN22

Загальний обсяг скидання стічних вод з наве- 48 денням якості та об’єкту, який їх приймає

Екологія та охорона довкілля

G4-EN23

Загальна маса відходів з розбивкою за видами і методами поводження з ними

Екологія та охорона довкілля

Підходи в сфері менеджменту

Екологія та охорона довкілля

Загальні витрати та інвестиції на охорону навколишнього середовища з розбивкою за типами

Екологія та охорона довкілля

Витрати на G4-DMA охорону навколишнього G4-EN31 середовища

G4-LA8

Підготовка і навчання працівників

G4-DMA G4-LA10

Різноманітність і рівні можливості

G4-DMA G4-LA12

Права людини Протидія G4-DMA дискриміG4-HR3 нації Дитяча праця

Категорія «соціальна» Практика трудових відносин і гідна праця Зайнятість

G4-DMA

Підходи в сфері менеджменту

Персонал

G4-LA1

Загальна кількість і відсоток найнятих, а також плинність кадрів з розбивкою за віком, статтю і регіонами

Персонал

G4-LA2

Взаємовідносини працівників та керівництва

G4-DMA

G4-LA4

218

G4-DMA

Назва показника

Сторінка Посилання та коментарі у Звіті

Підходи в сфері менеджменту Види і рівень виробничого травматизму, рівень професійних захворювань, коефіцієнт втрачених днів і коефіцієнт відсутності на робочому місці, а також загальна кількість смертей, пов'язаних з роботою, в розбивці за регіонами і статтю Працівники з високим травматизмом і високим ризиком захворюваності, пов'язаними з родом їх занять Відображення питань здоров'я і безпеки в офіційних угодах з профспілками

32 32

Безпека праці

Підходи в сфері менеджменту Програми розвитку навичок і навчання протягом життя, покликані підтримувати здатність співробітників до зайнятості, а також надати їм підтримку при завершенні кар'єри Підходи в сфері менеджменту Склад керівних органів і основних категорій персоналу організації з розбивкою за статтю, віковими групами, приналежністю до груп меншин і іншими ознаками різноманітності

26 26

Питання здоров’я і безпеки відображені в окремому розділі колективного договору Персонал Персонал

26 26

Персонал Персонал

Підходи в сфері менеджменту Загальна кількість випадків дискримінації та дії, які було застосовано для їх коригування Підходи в сфері менеджменту

Персонал Потягом 2016 року не виявлено випадків дискримінації. Персонал

Не релевантно Дитяча та примусова праця заборонені в Україні згідно з чинним законодавством. Компанія не працює в країнах, де є високий ризик порушень прав людини, в тому числі щодо використання дитячої праці. Персонал

Персонал

Підходи в сфері менеджменту

Персонал

Персонал Згідно чинного законодавства Украйни такий період становить 2 місяці. Відповідна норма закріплена в колективних угодах

Примусова праця

Суспільство Підтримка міс-цевих громад

Безпека праці Безпека праці Показник розкритий частково

G4-HR5

Виявлені підрозділи та постачальники, у яких є істотний ризик використання ди-тячої праці та дій, яких було вжито для викорінення дитячої праці

G4-DMA

Підходи в сфері менеджменту

G4-HR6

Виявлені підрозділи та постачальники, у яких є істотний ризик використання примусової праці та дій, яких було вжито для викорінення примусової праці

G4-DMA

Підходи в сфері менеджменту

Розвиток місцевих громад

G4-SO1

Відсоток підрозділів з реалізованими програмами взаємодії з місцевими спі-льнотами, програмами оцінки впливу діяльності на місцеві спільноти та про-грамами розвитку місцевих спільнот

Розвиток місцевих громад

Показник розкритий частково

Пільги, що надаються співробітникам, які пра- 26 цюють на умовах повної зайнятості, і які не надаються співробітникам, які працюють на умовах тимчасової або неповної зайнятості, з розбивкою за істотними регіонами здійснення діяльності організації

Мінімальний період повідомлення щодо істотних змін в діяльності організації, а також чи він визначений в колективній угоді

Номер показника G4-DMA G4-LA6

2016

219

РІЧНИЙ ЗВІТ

ДОВІДКОВА ІНФОРМАЦІЯ

2016

КОНТАКТИ Визначення змісту звіту і суттєвих аспектів Визначення змісту звіту відбувалось на основі процедури оцінки суттєвих аспектів діяльності, яка ґрунтується на вимогах та принципах керівництва GRI G4. З метою визначення найважливіших тем та питань, які потребують висвітлення в звіті, компанія використовує різні інструменти для врахування думок внутрішніх та зовнішніх зацікавлених сторін: • Аналіз зовнішнього інформаційного поля компанії; • Аналіз річних звітів та звітів в сфері сталого розвитку компаній-аналогів в Україні та закордоном; • Анкетування внутрішніх структурних підрозділів та дочірніх підприємств Нафтогазу; • Консультації з представниками вищого керівництва компанії; • Аналіз пропозицій та побажань інших внутрішніх та зовнішніх зацікавлених сторін. В компанія діє «Порядок взаємодії з зацікавленими сторонами», який розповсюджується на усі види діяльності компанії та використовується для виявлення інтересів і отримання зворотного зв’язку від різних груп зацікавлених сторін. На основі аналізу побажань та інтересів зацікавлених сторін компанія сформувала загальний список важливих аспектів. Кожен аспект з цього списку оцінювався залежно від його актуальності та важливості для зацікавлених сторін і таким чином було визначено перелік суттєвих аспектів, які розкриті в звіті. Суттєві аспекти GRI та їхні границі Категорія/Підкатегорія

Аспект

Границі аспекту

Економічна

Економічна результативність

Усі підприємства групи

Непрямий економічний вплив Укргазвидобування, Укрнафта, Укртрансгаз та Укртранснафта Екологічна

Соціальна

Енергоспоживання і енергое- Укргазвидобування, Укрнафта, Укртрансгаз фективність та Укртранснафта

Практика трудових відносин і гідна праця

Права людини

Суспільство

220

Водні ресурси

Укргазвидобування, Укрнафта, Укртрансгаз та Укртранснафта

Викиди парникових газів

Усі підприємства групи

Викиди в атмосферу забруднюючих речовин

Усі підприємства групи

Стоки і відходи

Укргазвидобування, Укрнафта, Укртрансгаз та Укртранснафта

Витрати на охорону навколишнього середовища

Усі підприємства групи

Зайнятість

Усі підприємства групи

Взаємовідносини працівників Усі підприємства групи та керівництва Здоров’я і безпека на робочому місці

Усі підприємства групи

Підготовка і навчання працівників

Усі підприємства групи

Різноманітність і рівні можливості

Усі підприємства групи

Протидія дискримінації

Усі підприємства групи

Дитяча праця

Усі підприємства групи

Примусова праця

Усі підприємства групи

Підтримка місцевих громад

Усі підприємства групи

НАК «НАФТОГАЗ УКРАЇНИ»

вул. Б. Хмельницького, 6, м. Київ, 01601, Україна тел.: +380 (44) 586-33-30, +380 (44) 586-39-63, +380 (44) 58632-83 e-mail: ngu@naftogaz.com , press@naftogaz.com web: www.naftogaz.com, www.naftogaz-europe.com https://www.facebook.com/NaftogazUA https://twitter.com/naftogazukraine

ПАТ «УКРГАЗВИДОБУВАННЯ»

вул. Кудрявська, 26/28, м. Київ, 04053, Україна тел.: +380 (44) 461-27-23 e-mail: office@ugv.com.ua web: www.ugv.com.ua

ПАТ «УКРНАФТА»

Нестерівський пров. 3-5, м. Київ, 04053, Україна тел.: +380 (44) 503 0386, +380 (44) 506-10-03 e-mail: info@ukrnafta.com web: www.ukrnafta.com

ПАТ «ЧОРНОМОРНАФТОГАЗ»

вул. Б. Хмельницького, 26, офіс 505, м. Київ, 01601, Україна тел. +380 (44) 220-14-64 e-mail: chng@naftogaz.com web: www.naftogaz.com

ПАТ «УКРТРАНСНАФТА»

вул. Московська, 32/2, Київ, 01010, Україна тел.: +380 (44) 201-57-01, +380 (44) 201-57-76 e-mail: office@ukrtransnafta.com web: www.ukrtransnafta.com

ДК «ГАЗ УКРАЇНИ»

вул. Шолуденка, 1, м. Київ, 04116, Україна тел: +380 (44) 537-05-38 e-mail: info@gasukraine.com web: www.gasukraine.com.ua

ДП «УКРАВТОГАЗ»

вул. Григоровича-Барського, 2, м. Київ, 03134, Україна тел.: +380 (44) 291-28-01, +380 (44) 291-28-05, +380 (44) 29128-11 e-mail: info@ukravtogaz.com web: www.ukravtogaz.com

ПАТ «УКРСПЕЦТРАНСГАЗ»

вул. Промислова, 3, м. Долина, 03477, Україна тел.: +380 (3477) 2-53-10, +380 (3477) 2-53-11 e-mail: trgaz@ustg.com.ua web: www.ustg.com.ua

ПАТ «УКРТРАНСГАЗ»

Кловський узвіз, 9/1, м. Київ, 01021, Україна тел.: +380 (44) 254-34-38 e-mail: presa@utg.ua web: www.utg.ua

ПРЕДСТАВНИЦТВА НАК: ФІЛІЯ В АРАБСЬКІЙ РЕСПУБЛІЦІ ЄГИПЕТ

ФІЛІЯ В ТУРКМЕНІСТАНІ

ПРЕДСТАВНИЦТВО В КОРОЛІВСТВІ БЕЛЬГІЯ

ПРЕДСТАВНИЦТВО В УГОРЩИНІ

ФІЛІЯ В РОСІЙСЬКІЙ ФЕДЕРАЦІЇ

NAFTOGAZ TRADING EUROPE S.A.

3 A ST. 259, NEW MAADI CAIRO, 11311, EGYPT тел.: +202 27543365, +202 25202661 e-mail: infoEG@naftogaz.com www.naftogaz.com, http://naftogaz-europe.com/en Rue Breydel, 40, Brussels, 1040, Belgium тел.: +32 2 235 8645, +32 2 235 8644 e-mail: infoEU@naftogaz.com www.naftogaz.com, www.naftogaz.eu

ул. Академика Пилюгина, 24, г. Москва, 117393, Россия тел.: +7 495-747-59-14 e-mail: infoRU@naftogaz.com www.naftogaz.com, http://naftogaz-europe.com/ru

ş.Aşgabat, Arçabil şaýoly, Biznes-Merkezi «ABC» тел.: +99 312 48 01 86, +99 312 48 03 10 e-mail: infoTN@naftogaz.com www.naftogaz.com, http://naftogaz-europe.com Népfürdő u. 22/B. 12. em., Budapest, 1138, Hungary тел.: +36 1 791 0256, +36 1 791 0257 e-mail: infoHU@naftogaz.com www.naftogaz.com, www.naftogaz.hu rue Dr-Alfred-Vincent 16, c/o SYNERGIX S.A., succursale de Geneva, 1201 Geneva, Switzerland тел.: +41 22 735 3805, +41 22 735 3807 e-mail: infoCH@naftogaz.com www.naftogaz.com 221