k18_057_all by ACMU

ІСТОРИЧНА ПЕРЕМОГА ТА П О Ч АТ О К ТРА Н СФ О РМАЦ І Ї

РІЧНИЙ ЗВІТ 2017

ФІНАНСОВІ РЕЗУЛЬТАТИ ГРУПИ НАФТОГАЗ млрд грн, 2017

скоригований операційний результат після оподаткування (NOPLAT)

чистий грошовий потік від операційної діяльності (OCF)

38,3 11,9

Транзит природного газу

5,9 4,6

Продаж нафти та газового конденсату

1. Виробництво, імпорт та продаж природного газу ГПП для потреб населення – 54,3/48,9 2. Виробництво, імпорт та постачання природного газу ТГП для потреб населення – 22,8/18,9 3. Виробництво, імпорт та постачання природного газу іншим споживачам згідно ПСО – 7,8/4,6 4. Імпорт та постачання природного газу іншим споживачам поза межами ПСО – 4,1/12,9

227,5 2017

192,8 2016

1,2 3,2

Виробництво, імпорт та постачання природного газу ТГП для потреб населення

Транспортува ння та зберігання газу

1,6 2,8

Торгівля нафтопродуктами

1,4 1,6

Транзит нафти

Внутрішнє транспортування природного газу

-4,9 0,003

Внутрішнє транспортування нафти

-0,2 -0,6

1. Внутрішнє транспортування природного газу – 24,8/14,7 2. Зберігання природного газу – 0,2/0,1

ФОРМУВАННЯ ЧИСТОГО ПРИБУТКУ ГРУПИ ЗА 2017 РІК Без позитивного ефекту від арбітражу по транзиту газу, група понесла б чистий збиток у розрімі 7,4 млрд грн *

12,6 41,5

Ефект відображення рішень Арбітражу щодо купівлі-продажу природного газу та транзиту природного газу, нетто

Фінансові доходи/ витрати

39,4

-3,4

Зменшення корисності основних засобів

Вигода з відстроченого податку на прибуток

Транспортування та продаж нафти і нафтопродуктів

73,9

Транзит природного газу

9,1 -6,7

85,3

0,9 -0,1

Інше

89,0

0,4 -0,3

Зберігання природного газу

Газовий бізнес

25,0 14,8

2,8 0,4

Імпорт та постачання природного газу іншим споживачам поза межами ПСО

2,3 1,3

Виробництво, імпорт та постачання природного газу іншим споживачам згідно ПСО

NOPLAT

млрд грн

11,2 16,7

Виробництво, імпорт та продаж природного газу ГПП для потреб населення

млрд грн

ДИНАМІКА ТА СТРУКТУРА ДОХОДІВ ГРУПИ ЗА НАПРЯМАМИ БІЗНЕСУ

-13,1

-0,6

Витрати з поточного податку на прибуток**

Інше

60,0

Чистий прибуток

*Чистий дохід в розмірі 39,4 млрд грн скоригований на доходи, нараховані по Арбітражному провадженню щодо транзиту газу, в розмірі 57,1 млрд грн та відповідні витрати з податку на прибуток в розмірі 10,3 млрд грн. **Витрати з поточного податку на прибуток складаються з оподатковуваних доходів за вирахуванням оподатковуваних витрат за ставкою у розмірі 18%.

Інше

4,9 4,7

34,8 28,0

1 2

1. Торгівля нафтопродуктами – 18,1/13,5 2. Продаж нафти та газового конденсату – 12,9/11,1 3. Транзит нафти – 3,6/3,3 4. Внутрішнє транспортування нафти – 0,2/0,1

ЗМІСТ ВСТУП

КОРПОРАТИВНЕ УРЯДУВАННЯ

Звернення голови наглядової ради ��8

Корпоративне урядування �� 144

Звернення голови правління �� 9

Звіт наглядової ради Нафтогазу �� 146 Правління та його винагорода �� 154

НАШ РИНОК ТА РЕФОРМИ Макроекономічне середовище: в полоні старих інституційних проблем ��14 Європейський ринок природного газу ��22 Світовий ринок нафти ��34 Історична перемога України: Стокгольмський Арбітраж ��44 Відокремлення функції оператора ГТС (анбандлінг) ��48 Лібералізація сегменту постачання газу побутовим споживачам, ПСО та система субсидій ��51 Важливі регуляторні зміни 2017 року ��56

НАШІ РЕЗУЛЬТАТИ Напрямки бізнесу групи Нафтогаз ��62 Виробництво, імпорт та продаж природного газу ГПП для потреб населення ��66 Виробництво, імпорт та постачання природного газу ТГП для потреб населення ��71 Виробництво, імпорт та постачання природного газу іншим споживачам згідно ПСО �� 74 Імпорт та постачання природного газу іншим споживачам поза межами ПСО �� 77

Управління ризиками у групі Нафтогаз ��157

НАША ВІДПОВІДАЛЬНІСТЬ Робота з персоналом �� 162 Політика у сфері безпеки праці ��170 Внесок в соціальний розвиток місцевих громад ��177 Енергоефективність �� 185 Екологія та охорона довкілля �� 190

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ Перелік зауважень аудитора та коментарі до них �� 201 Консолідована фінансова звітність ��202 Звіт незалежного аудитора ��204 Консолідований звіт про фінансовий стан �� 208 Консолідований звіт про прибутки або збитки ��209 Консолідований звіт про сукупні доходи �� 210 Консолідований звіт про зміни у власному капіталі �� 211 Консолідований звіт про рух грошових коштів ��212

Ключові результати газового бізнесу �� 81 Продаж нафти та газового конденсату ��90 Транзит природного газу ��96 Внутрішнє транспортування природного газу �� 104

ДОДАТКОВА ІНФОРМАЦІЯ Визначення змісту звіту і суттєвих аспектів �� 274

Зберігання природного газу ��110

Інформація, що за законом підлягає оприлюдненню компанією �� 280

Транзит і внутрішнє транспортування нафти �� 115

Терміни та скорочення ��284

Торгівля нафтопродуктами ��124

Визначення суттєвих тем згідно Стандарту GRI ��286

Інші види діяльності �� 130

Контакти �� 291

Закупівлі групи Нафтогаз у 2017 році �� 138

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

БУТИ ДВИГУНОМ МОДЕРНІЗАЦІЇ ТА ПРОФЕСІОНАЛІЗМУ В ЕНЕРГЕТИЧНОМУ СЕКТОРІ УКРАЇНИ, ІНТЕГРОВАНОМУ З ЄВРОПЕЙСЬКИМ РИНКОМ, ЗАБЕЗПЕЧУЮЧИ БЕЗПЕКУ ПОСТАЧАННЯ ЕНЕРГІЇ ЗА КОНКУРЕНТНИМИ ЦІНАМИ, ПРИ ЦЬОМУ МАКСИМІЗУЮЧИ ЦІННІСТЬ НАЦІОНАЛЬНИХ РЕСУРСІВ

Відкритість: Ми працюємо чесно та відкрито. Ми віримо, що такий підхід запобігає корупції, зумовлює ефективну взаємодію на ринку та всередині компанії. Прозорість є основою довіри з боку українського суспільства, для якого ми заробляємо гроші. Сумлінність: Ми віримо, що кожен член команди має відчувати відповідальність за кінцевий результат. У Нафтогазі цінують якісно зроблену роботу, уміння діяти без примусу, проявляти ініціативу та чинити по совісті.

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

ЗВЕРНЕННЯ ГОЛОВИ НАГЛЯДОВОЇ РАДИ

ЗВЕРНЕННЯ ГОЛОВИ ПРАВЛІННЯ

Наша мета – трансформувати Нафтогаз у ефективну та прибуткову європейську енергетичну корпорацію

Нова наглядова рада була обрана у грудні 2017 року, саме перед завершенням цього звітного року. У цілому діяльність наглядової ради та її комітетів у 2017 році зосереджувалась на декількох питаннях, які є першочерговими для будь-якої національної нафтогазової компанії: корпоративній стратегії, довгостроковому плануванні, ліквідності, збільшенні внутрішнього видобутку та останнє, але не менш важливе, – на підготовці групи Нафтогаз до відокремлення діяльності з транспортування природного газу. Ми відзначили, наскільки суттєвим був прогрес, якого було досягнуто з цих та багатьох інших питань завдяки спільним зусиллям наглядової ради та правління, які змогли привести компанію та групу Нафтогаз до тих звершень, які були досягнуті на час нашого приєднання до команди. На жаль, інвестувавши багато часу та зусиль у ці складні питання, попередній склад наглядової

ради подав у відставку наприкінці звітного року через відсутність прогресу в завершенні реформи корпоративного управління. Ми, як нова наглядова рада, погодились на призначення з огляду на чітку домовленість щодо зобов’язань акціонера врегулювати питання, які стосуються делегування необхідних повноважень наглядовим радам українських державних компаній належним чином і в належні строки. На жаль, станом на дату виходу цього звіту питання знаходиться на тому самому етапі. Наглядовій раді бракує ефективних інструментів для того, щоб досягти бажаних результатів для Нафтогазу та компаній групи. Однак ми рішуче налаштовані завершити реформу та привести компанію та групу Нафтогаз до збільшення їх цінності на користь народу України.

Голова наглядової ради Споттісвуд Клер Мері Джоан

Головна подія 2017-2018 років – це, безумовно, завершення судового циклу у Стокгольмському арбітражі та історична перемога над Газпромом. Зокрема, ми позбулися вимоги Газпрому щодо сплати понад 56 млрд дол. за газ, який не купували в 2009–2017 роках, та отримали право на компенсацію збитків на суму майже 4,7 млрд дол. Це – результат чотирирічної праці, зняття загрози банкрутства і можливих боргів, що з урахуванням скасування зобов’язань по «бери-або-плати» дорівнювали б трьом четвертим річного ВВП України. Однак сама можливість протягом чотирьох років успішно відстоювати свою позицію в міжнародному арбітражі стала результатом інших дій Нафтогазу та українського уряду. Коротко викладу найважливіші з них.

ЩО ЗРОБЛЕНО ПРОТЯГОМ 2014-2017 РОКІВ: 1. Д іє режим нульової толерантності до корупції та працюють прозорі закупівлі. Боротьба з корупцією – це найперший крок нової керуючої команди на початку нашої роботи навесні 2014 року. Ми позбулися зайвих ланок у імпорті газу та торгівлі на оптовому ринку. Змінили систему закупівель аби заохочувати виробників, а не посередників, брати участь у наших тендерах. Нафтогаз розпочав судові процеси, щоб відновити позиції компанії там, де на наших активах багато років паразитували різноманітні «партнери» старої влади. Нафтогаз став одним із найперших учасників системи електронних закупівель ProZorro і залишається одним з найбільших закупівельників. Ми стали розкривати безпрецедентні обсяги даних про свою діяльність. 9

2. Диверсифіковані маршрути та постачальники газу. Завдяки тому, що нам стали довіряти західні партнери та кредитори, ми змогли за рекордний час відкрити словацький маршрут, знайти альтернативних постачальників і кошти на закупівлю газу. Без цього неможливо було б завершити арбітраж. 3. Розпочата реформа ринку газу за європейським зразком. Для конкуренції відкрито оптовий ринок імпорту та торгівлі газом. Він вже є інтегрованим з великим ринком ЄС. На український ринок вийшли і конкурують десятки нових гравців, у тому числі великі європейські та глобальні постачальники газу. В тендерах Нафтогазу тепер беруть участь провідні виробники обладнання та постачальники з США, ЄС та Китаю. Все це є найкращою гарантією збереження результатів реформ і диверсифікації. 4. Розпочата реформа корпоративного управління за стандартами ОЕСР. Нафтогаз є першою українською компанією у державній власності, в якій діє професійна та незалежна наглядова рада. Вона ще не отримала усі належні повноваження, але вже є дієвим бар’єром на шляху корупційного політичного втручання в роботу Нафтогазу. Наразі, чи не вперше в історії Нафтогазу, його менеджмент діє в інтересах компанії та кінцевого 10

власника – народу України, а не фінансовопромислових груп, політиків, недобросовісних покупців чи постачальників. Ця зміна є основою для досягнення раніше недоступних результатів в арбітражі, судах, закупівлях, залученні фінансування, розвитку активів групи. Але це тільки початок.

РЕФОРМУВАННЯ НА РИНКУ ГАЗУ МАЄ ПРОДОВЖУВАТИСЬ Наше завдання – повністю інтегрувати український газовий ринок із європейським та трансформувати Нафтогаз у потужну європейську енергетичну компанію. Україна вже зробила багато у реформі ринку газу, але ці зміни необхідно довести до завершення у всіх його сегментах. Перша, головна умова газового успіху України – це усунення корупції у постачанні газу для населення та створення прозорого, конкурентного ринку у цьому сегменті. Друга умова – це завершення відокремлення функції оператора ГТС таким чином, щоб забезпечити значні обсяги завантаженості системи та недискримінаційний доступ до неї всіх учасників. Третя умова успіху – завершення реформи корпоративного управління, як у Нафтогазі, так і в інших державних компаніях.

Чого ми досягли і що змінилося за 4 роки Раніше

Тепер

Газпром був єдиним джерелом імпортованого газу для України. Нафтогаз постійно був винний гроші Газпрому, і Україна йшла на вимушені політичні поступки заради збереження постачання газу.

Ми вже близько 950 днів обходимося без російського постачальника. Нафтогаз має можливість закупити газ на прозорих неполітичних умовах у десятків великих західних компаній, які конкурують між собою. Газпром винний Нафтогазу 2,6 млрд дол.

Нафтогаз був чорною дірою українського державного бюджету. Держава витратила десятки мільярдів доларів на підтримку компанії, але значна частина цих коштів розкрадалася через неефективність і корупцію за участі політиків вищого рівня.

Нафтогаз позбувся корупційних посередників, показує рекордні прибутки і є найбільшим джерелом надходжень до державного бюджету, забезпечивши у 2017 році близько 15% доходів держави.

У якості гарантованого постачальника Нафтогаз автоматично покривав потреби усіх недобросовісних або неплатоспроможних споживачів.

Нафтогаз забезпечує ресурс лише для соціальних споживачів, сегмент комерційних споживачів лібералізовано.

Видобування газу фінансувалося за залишковим принципом, бо Нафтогаз мусив закупати значні обсяги газу у Газпрому за завищеною ціною, а ціна його реалізації населенню була на 85% нижче закупівельної.

Ціна газу для видобувних підрозділів збільшена, хоча і не до рівня ринкової. Нафтогаз передає їм понад 98% від ціни реалізації газу.

Відповідно, на газ власного видобутку встановлювалася мізерна ціна, що, разом з корупцією у закупівлях, призвело до занепаду видобувних підрозділів групи та виснаження її ресурсної бази.

Укргазвидобування вперше за багато років отримало нові ліцензії та вийшло на рекордний рівень добового видобутку за 24 роки.

Значну частину видобутку групи забирали так звані партнери по спільній діяльності, які отримали доступ до «партнерства» завдяки політичним зв’язкам, не виконували інвестиційних зобов’язань і, ймовірно, виводили гроші у шахрайський спосіб.

Через докорінну зміну системи закупівель вдалося зекономити мільярди гривень. В тендерах беруть участь нові постачальники та виробники. Усі договори про спільну діяльність оскаржені в суді, сім з восьми вже розірвано, газ направляється на потреби населення.

Скраплений газ продавався за заниженою ціною на єдиній біржі, наближеній до тодішнього керівництва держави.

Скраплений газ продається на аукціонах.

Шебелинський ГПЗ здійснював лише базову переробку нафти.

Шебелинський ГПЗ здійснив модернізацію і перейшов на випуск палива за стандартом Євро-5.

Закупівлі робіт, товарів та послуг в Укртрансгазі були непрозорими.

Укртрансгаз долучився до закупівель на Prozorro. За участі ГПУ Укртрансгазу вдалося позбутися обов'язку оплачувати товари за фіктивними договорами.

Стан заповнення ПСГ був невідомим, що давало підґрунтя для маніпуляцій з боку Газпрому.

Інформація щодо залишків у підземці оновлюється щодня на вебсайті компанії.

Кредитна угода з ЄБРР та ЄІБ на модернізацію газопроводу Уренгой — Помари — Ужгород УПУ не рухалася протягом більш ніж 5 років.

Кредитну угоду з міжнародними фінансовими інституціями укладено. Німецький концерн Ferrostaal розпочав роботи з реконструкції станції Бар, які фінансуються кредитом від Deutschebank.

Нафтогаз мав можливості прямо впливати на роботу оператора ГТС та інших гравців ринку.

Розпочато процес анбандлінгу функції оператора ГТС.

Нафтогаз не чинив опору під час будівництва обхідних газопроводів, не здійснював реформи, необхідні для підтримки з боку ЄС та свідомо програвав Газпрому у судах.

Нафтогаз користується усіма можливостями для захисту своїх інтересів на європейському ринку, зокрема, у відносинах з Газпромом, протидії обхідним газопроводам.

НЕОБХІДНО ПРОВЕСТИ ТРАНСФОРМАЦІЮ НАФТОГАЗУ Інтегрований Нафтогаз – це прямий шлях до створення ринку капіталу в Україні і росту добробуту країни. Наразі Нафтогаз представляє інтереси України у нафтогазовому секторі. Він є ефективним інструментом для уряду під час реформування ринку, що забезпечує стабільне постачання газу. Україна потребує інвестицій та новітніх технологій, щоб реалізувати свій потенціал у енергетичному секторі. Як свідчить досвід інших країн, залучення потужних іноземних гравців до участі у спільних проектах є також запорукою зовнішньої політичної підтримки і безпеки. Трансформований потужний Нафтогаз допоможе Україні у досягненні цієї мети. Адже потенційні інвестори і кредитори віддають перевагу саме великим і стабільним гравцям, що варті їхньої уваги. Саме як інтегрована національна компанія, Нафтогаз є також помітним і природнім партнером для міжнародних нафтогазових корпорацій та професійних інвесторів з інших країн. Ми поставили перед собою амбітну ціль – протягом кількох років зробити Нафтогаз готовим до розміщення частини акцій на біржі (IPO). Кінцеве рішення щодо доцільності такого кроку, безумовно, прийматимуть Кабінет Міністрів та Верховна Рада України, але підготовка компанії вимагає значного часу та змін всередині Нафтогазу. Тому ми вже почали їх робити.

До речі, таке публічне розміщення акцій Нафтогазу може відбутися одночасно на одній з міжнародних бірж та в Україні – якщо та коли держава вирішить, що це доцільно, а ринкова ситуація буде сприятливою. Тоді кожен українець зможе стати не лише кінцевим власником Нафтогазу, як державної компанії, а й вільно торгувати її акціями, використовуючи їх як інструмент для власних інвестицій. Ми переконані у тому, що саме розвиток ринку капіталу в Україні має ключове значення для запуску механізмів суттєвого економічного зростання, а відтак – доходів та рівня життя всіх українських громадян. За минулі чотири роки ми владнали критичну ситуацію та змогли багато чого досягти. Наступний етап – трансформувати Нафтогаз у прозору та ефективну національну корпорацію, яка буде прикладом для інших та рушієм економічного росту України. Це велика мета, за яку варто боротися. Я вдячний всій команді групи Нафтогаз за наполегливу роботу, згідно нашим цінностям – сміливість, відкритість, сумлінність та справедливість. Я вірю, що досягнути мети можна лише в команді, яка має спільні цінності. Ми вдячні всім, хто цікавиться нашою роботою, за вашу увагу та підтримку. Ми віримо, що маючи спільні цінності і прагнення до розвитку нашої країни, ми здатні досягнути найамбітніших цілей. Голова правління Андрій Коболєв

НАШ РИНОК ТА РЕФОРМИ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2017

МАКРОЕКОНОМІЧНЕ СЕРЕДОВИЩЕ: В ПОЛОНІ СТАРИХ ІНСТИТУЦІЙНИХ ПРОБЛЕМ • Реальний ВВП України зростає другий рік поспіль, проте темпи цього зростання дуже повільні, а відставання від розвинених країн та більшості країн, що розвиваються, збільшується

• Економіка країни залишається порівняно невеликою • Міжнародні партнери відзначають проблеми з темпами реформ і сприйняттям корупції

О цінка темпів зростання реального ВВП в 2017 році, % Середні темпи зростання 2014–2017 останні 10 років Світова економіка Країни, що розвиваються

4,64%

Європейські країни, що розвиваються

4,50% 2,17%

Розвинуті країни

• Зберігаються ризики зростання інфляції, замороженого воєнного конфлікту, негативних демографічних трендів і активізації популістів напередодні нового політичного циклу

В 2017 році цінова кон’юнктура на основних товарних ринках українського експорту поліпшилася (завдяки зростанню середньорічних цін на сталь, залізну руду та зернові), а внутрішній попит підтримувало як відновлення зростання витрат сектору загального державного управління (на тлі пом’якшення фіскальної політики), так і збереження високих темпів зростання номінальної заробітної плати.

3,62%

2,34%

ЄС

2,50%

Україна

3,45%

3,33%

4,48%

5,07%

4,05%

3,46%

2,03%

1,20%

2,12%

0,84%

–3,03%

–2,05%

Джерело: МВФ, ДССУ, розрахунки Нафтогаз України

Критичний розрив між Україною та країнами ЄС можна побачити, якщо зіставляти її економіку з еко-

номіками країн порівняної площі та населення – Іспанії і Франції. Як видно на графіку нижче, за цими

показниками Україна є більш співставною з деякими країнами Африки, аніж з країнами Європи.

П орівняння населення, площі та ВВП країн Європи та Африки

Середньорічний ціновий індекс ключових українських експортних продуктів

320 Розмір бульбашок відпвідає розміру номінального ВВП в 2017 році

280

Населення, млн

300

+21%

Франція

Іспанія

Кенія Україна

Марокко 30

260

240 0 220 01.01.15

01.01.16

01.01.17

400

Країни Африки

800

Країни Європи

Площа країни, тис. кв. км

Джерело: Thomson Reuters, Державна служба статистики України (ДССУ), розрахунки Нафтогаз України Примітки: і ндекс розраховано як середньозважена ціна ключової продукції, яку експортує Україна (залізна руда, сталь, пшениця та кукурудза). Використовувані ваги для розрахунку відповідали частці вказаної продукції в експорті товарів.

Незважаючи на ці фактори, реальний ВВП збільшився в 2017 році лише на 2,5%, тобто темпи зростання української економіки були повільнішими за темпи зростання світової економіки в 14

цілому та країн, що розвиваються. З урахуванням того, що за останні 10 років українська економіка в середньому скорочувалася на 2–3% щороку (тоді як всі інші регіони світу зростали), досягнуті

темпи зростання в 2016–2017 роках залишаються незадовільними. Збільшення ВВП на 2,5% на рік не дозволяє скоротити розрив між економікою України і ЄС, а відповідно і між рівнем життя.

Джерело: МВФ, ООН, CIA factbook, ДССУ

Цей розрив також можна побачити, якщо дивитись на Східну Європу та СНД, з якими часто порівнюють нашу економіку. Наведені на графіку нижче дані свідчать про те, що Україна залишається країною з невеликою

економікою, є однією з найбідніших серед порівнюваних країн Європи і має великі ризики збільшення цього розриву за збереження існуючих темпів економічного зростання. Навіть очікуваних темпів зростання

реального ВВП недостатньо для подолання Україною існуючого відставання в середньостроковому періоді. За прогнозами МВФ, реальний ВВП України зростатиме в середньому на 3,7% щороку в 2018–2022 15

НАШ РИНОК ТА РЕФОРМИ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2017

роках. Це відповідає світовій економіці в цілому, але значно менше, ніж очікувані темпи зростання країн, що розвива-

ються. За таких умов Україну можна віднести до економік з катастрофічно низькими темпами зростання. Іншим під-

твердженням цього є той факт, що її частка у світовій економіці зменшилася з 1% в 1992 році до менше 0,3% у 2017 році.

Графік погашення сувернного боргу України (з урахуванням гарантованого боргу) в 2018-2021 роках, млрд дол. США

4,5

3,8

4,0

Розрив між економікою України та економікою країн, з якими її часто порівнюють

3,4

3,5 3,0

3,0

2,9

3,4

3,2 2,9

2,7

2,5

Середні темпи зростання ВВП на душу населення за ПКС, 1992–2017 роки, %

7 Румунія

6 Розмір бульбашок відповідає розміру населення країни

Польща

Казахстан

Білорусь

Угорщина

0,6

0,8

0,5

0,3

0,5

Росія

3 2

Q2 Q3 Q4

Q1 Q2 Q3 Q4

2018

2019

2020

2021

Погашення відсотків

Україна

Погашення кредитів

Погашення облігацій

Джерело: Bloomberg (станом на 11.04.2018), розрахунки Нафтогаз України 5 000

10 000

15 000

20 000

25 000

30 000

35 000

ВВП на душу населення за ПКС, дол. США Джерело: МВФ, ООН, ДССУ, розрахунки Нафтогазу України Джерело: 2017 S&P Global Platts Top 250 Global Energy Company Rankings, Нафтогаз

З урахуванням невеликого розміру економіки та низьких темпів її зростання, актуальними є декілька заяв міжнародних партнерів України, які пролунали в 2017 році. МВФ та Державний департамент США зазначили, що проблема сприйняття корупції залишається суттєвою перепоною для забезпечення економічного росту і підвищення рівня життя в Україні. В своїх заявах1 вони зауважили, що боротьба з корупцією необхідна для забезпечення сталого і справедливого економічного зростання. Проблема високого

1,8

1,0

1,9

1,5

Словаччина

Туреччина

1,8

2,0

сприйняття корупції несе в собі значні ризики регресу досягнутих реформ. Розв’язати її можна лише забезпеченням верховенства права в країні. Це допоможе усунути високі транзакційні витрати в економіці, створить сприятливий інвестиційний клімат і стимулюватиме внутрішній інвестиційний попит.2 Позиція цих організацій є актуальною, оскільки Україна через значні виплати за суверенним боргом в 2018–2020 роках залишається залежною від допомоги міжнародних донорів,

а відсутність прогресу за вказаними ними напрямками може призвести до зриву співробітництва. В свою чергу, це підвищить суверенні ризики, негативно відобразиться на сприйнятті інвесторами розвитку України в частині її інтеграції з європейськими ринками, а також обмежить можливості щодо виходу українських компаній на міжнародний ринок капіталу в 2018 році (незважаючи на повернення України на ринок єврооблігацій у вересні 2017 року).

Дивіться, наприклад: • https://nv.ua/opinion/Yovanovich/muzhestvo-dvihatsja-vpered--2443217.html • https://www.state.gov/r/pa/prs/ps/2017/12/276235.htm • https://www.imf.org/en/News/Articles/2017/12/07/pr17473-ukraine-imf-statement-on-the-efforts-to-fight-corruption • МВФ, “Ukraine: Selected Issues”, квітень 2017 Згідно з дослідженням Європейської Бізнес Асоціації, головними перешкодами для інвестування в Україні залишаються корупція, незахищеність прав власності, «захоплення держави» (state capture) олігархами та війна на сході. Детальніше див. http://ces.org.ua/en/wp-content/uploads/2017/09/2017_InvestorSurveyResults.pdf. Економічні експерти очікують, що ці перешкоди збережуться, якщо не посиляться в 2018 році. В експертному середовищі також зазначається, що існує значний ризик того, що до цих перешкод додасться передвиборчий популізм, який призведе до зростання дефіциту бюджету і підвищення інфляції (з відповідним девальваційним тиском на гривню).

Інші проблеми української економіки, що впливали на діяльність групи Нафтогаз у 2017 та на початку 2018 року: • Інфляційний тиск залишався значним. Споживча інфляція в 2017 році становила 13,7% р/р і, таким чином, перевищила ціль НБУ 8%±2 в.п. на кінець року. З огляду на посилення інфляційних ризиків у 4 кв. 2017 року НБУ перейшов до здійснення жорсткішої монетарної політики, двічі підвищивши облікову ставку. • На ринку праці збереглися диспропорції між попитом і пропозицією, та спостерігалося посилення міграційних процесів, що також стимулювало подальше зростання заробітних плат попри збереження високого рівня безробіття. • Продовжувалася російська збройна агресія та окупація частини території України. У випадку сприятливого для України розвитку ситуації (та проведення інституційних реформ всередині країни)

зниження премії за ризик збільшуватиме інвестиційну привабливість з відповідним припливом капіталу, прискоренням економічного зростання та ревальваційним тиском на гривню. Натомість,

ескалація бойових дій може призвести до погіршення очікувань та негативних соціально-економічних наслідків. • Зростали рейтинги популістично налаштованих політиків.

Усе населення у віці 15–70 років та частка українських мігрантів 3 40

35,4

34,1 28,8

(оцінка)

+3,5

(оцінка)

4,2

3,4

4,5

Обстеження з 01.01.2005 до 01.06.2008

Обстеження з 01.01.2010 до 17.06.2012

Все населення у віці 15–70 років, млн осіб Частка мігрантів у населенні віком 15–70 років, %

Обстеження з 01.01.2015 до 18.06.2017

Джерело: ДССУ; Інститут демографії та соціальних досліджень ім. Птухи НАН України 3

З 2014 року – без АР Крим та м.Севастополь, з 2015 року – також окремих районів Донецької та Луганської областей

НАШ РИНОК ТА РЕФОРМИ

Низькі темпи впровадження структурних та інституційних реформ в країні та, як наслідок, невисокі темпи економічного зростання позначаються на діяльності нафтогазового сектору та групи Нафтогаз. З огляду на невеликий розмір української економіки стає більш зрозумілим, чому на групу Нафтогаз припадає така велика частка в українській економіці: 14% доходів Державного бюджету та 6–7% ВВП в 2017 році. Це пояснюється не тим, що група Нафтогаз є великою компанією, порівняною з міжнародними інтегрованими нафтогазовими компаніями, а тим, що економіка України є порівняно невеликою. Що ж стосується групи Нафтогаз, то вона залишається значно меншою, аніж світові компанії-лідери в нафтогазовій індустрії, та є більш порівнюваною з національними компаніями відносно невеликого розміру.

В иручка найбільших енергетичних компаній світу і групи Нафтогаз, млрд дол. Sinopec

284 238

PetroChina

234

Shell 198

Exxon Mobil 183

BP 128

TOTAL S.A. Газпром

107

Chevron

103 92

ЛУКОЙЛ Роснєфть Група Нафтогаз

84 7

Джерело: 2017 S&P Global Platts Top 250 Global Energy Company Rankings, Нафтогаз

Міжнародні організації відзначають слабкий прогрес в проведенні інституційних реформ в Україні. Прикладом може слугувати реакція міжнародних орга-

нізацій та кредиторів країни на демарш наглядової ради Нафтогазу у вересні 2017 року, спричинений збереженням політичного впливу на компанію, відсутністю

прогресу з реформою корпоративного урядування та супротивом реформі газового ринку, з незатвердженням корпоративної стратегії групи Нафтогаз.

Хронологія попереджень щодо згортання реформ Наглядова Рада Нафтогазу до В. Кістіона щодо наміру піти через блокування реформи корпуправління

ЄБРР обмежив доступ до кредиту через незатвердження фінплану та затримку реформи корпуправління

квітень 2017

липень 2017

Президент ЄБРР до Президента Порошенка щодо блокування реформи корпуправління 18

Незалежний директор Ч. Проктор щодо відставки

серпень 2017

Секретаріат Енергоспівтовариства та Світовий банк щодо монополізації ринку поставки газу для населення та блокування реалізації закону про ринок газу

Секретаріат Енергоспівтовариства до В. Кістіона щодо законопроекту 6778 та анбандлінгу

Незалежні директори Нафтогазу до В. Кістіона щодо відставки

вересень 2017

Перший заступник голови МВФ щодо ризику зриву програми МВФ

Президент ЄБРР щодо відсутності прогресу у реформі держпідприємств 19

БАЛАНС ГАЗУ 2017 рік, млрд куб. м

8,7

5,4

Нафтогаз

Приватні імпортери з Європи

1,9** ТКЕ для бюджетних організацій, релігійних організацій, промислових споживачів

0,5

9,3

11,2

4,6***

Бюджетні та релігійні організації

Промисловість

Населення безпосередньо

ТКЕ для населення

14,1 Імпорт

27,5

34,6 31,9

Використання споживачами

Надходження Використання газу газу

15,8 Населення

20,5 Видобування

4,4 ВТП

15,3

4,1

1,1

2,7

0,1

0,3

Укргазвидобування

Інші

Укрнафта

ПСГ

Інші

Укрнафта

* враховуючи оцінку обсягів використаного газу як несанкціоновано відібрані (≈0,8 млрд куб. м) ** враховуючи оцінку обсягів використаного газу як несанкціоновано відібрані (≈1 млрд куб. м) *** за даними Департаменту реалізації газу НАК «Нафтогаз України»

0,8

1,0*

2,2

Укргаз- Розподільні Укртрансгаз видобування мережі

НАШ РИНОК ТА РЕФОРМИ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2017

Постачання та переробка твердого палива (щомісячні дані) – Eurostat [nrg_103m] Джерело: Thomson Reuters Eikon (сукупний щомісячний імпорт ЄС GWH/D). Частка РФ, розрахована як сума транспортування основними трубопроводами, а також поставки до Польщі.

9 7

2016

Грудень

Листопад

Жовтень

Вересень

Серпень

Липень

Червень

Травень

Квітень

Березень

Лютий

Січень

2017

Обсяги валового імпорту до ЄС 70 60 50 40 30 20 10

2016

Грудень

Листопад

Жовтень

Вересень

Серпень

Липень

Червень

Травень

Квітень

Березень

Лютий

2017

Імпорт газу до ЄС за регіоном походження у 2016-2017 роках 13% 14%

2016

13% 46%

27%

13%

2017 27%

РФ (Газпром) Норвегія СПГ (Європа, Африка, Азія, Америка)

8,6 млрд куб. м видобутку газу на родовищі Аста Ганстін6. 6

Джерело: Rystad Energy https://www.rystadenergy.com/newsevents/news/press-releases/ Norway-Russia-gas-volumes/

47%

Північна Африка

В 2017 році поставки скрапленого природного газу (СПГ) до країн ЄС в середньому зросли на 5%. Водночас продовжувалась

Після стабільно високих поставок газу з країн Північної Африки у 1 кв. 2017 року, у 2 та 3 кв. 2017 року вони знизились на 30% проти аналогічного періоду 2016 року. Ця тенденція зумовлена комбінацією факторів, а саме високих цін на природний газ, що поставляється з північно-африканських країн за довгостроковими контрактами з прив’язкою до ціни нафтопродуктів, а також більш вигідною ціною на СПГ у зазначений період. З вересня до кінця 2017 року спотова ціна СПГ на азійському ринку послідовно зростала, незважаючи на нову пропозицію з терміналів США (Sabine) і початок поставок з Австралії (Wheatstone) та російського проекту «Ямал». Зниження температури повітря у 4 кв. 2017 року, аварії на атомних електростанціях у Південній Кореї та інтенсивна політика 7

Джерело: LNG Outlook 2018 Reuters

600

400

0 Жовтень

Липень

Грудень

800

Листопад

Серпень

1 000

Червень

Травень

1 200

Квітень

Вересень

10 8

Прогнозується, що у найближчі роки Росія продовжуватиме зміцнювати свою домінуючу позицію, в той час як обсяг видобутку природного газу Норвегією зменшиться. Очікується, що щорічний обсяг виробництва газу кількох ключових газових родовищ у Норвегії – Ормен Ланге, Асгард та Квітебджорн – зменшиться до 2020 року на 10 млрд куб. м проти рівня видобутку 2017 року. Вказаний тренд буде частково компенсований очікуваним збільшенням на 4

1 400

Березень

млрд куб. м

Лютий

У минулому році світовий рівень пропозиції СПГ зріс на 38 млрд куб. м або 11% завдяки початку роботи нових проектів зі скраплення газу в Австралії та США. Проте спотові ціни на СПГ в Північно-Східній Азії зросли значно вище рівня 2016 року, оскільки Китай, який зараз є другим за величиною в світі споживачем скрапленого природного газу, поглинає величезні обсяги поставок в умовах інтенсивної програми заміщення вугілля газом у забруднених та густонаселених містах уздовж східного узбережжя країни7.

1 600

Січень

Слід зазначити, що зміцнення попиту на природний газ в країнах Європи та зростання обсягів його споживання призвело до подальшого збільшення частки природного газу з Росії в загальному обсязі імпорту до країн Європи. Газпром має монопольне право на експорт газу з Росії трубопроводами та залишається основним постачальником природного газу до країн Європи5.

Обсяги видобутку в ЄС

млрд куб. м

На європейському ринку на початку 2017 року під впливом погодних факторів розпочалось різке нарощування обсягів трубопровідного імпорту, який за результатами першого кварталу 2017 року збільшився майже на 9% у порівнянні з аналогічним періодом 2016 року. Така тенденція зберігалась протягом усього 2017 року4.

Динаміка поставок СПГ та цін на Азійському ринку, 2017 рік

Поставки СПГ, ГВт-год/д (ліва шкала) Ціна СПГ на спотовому ринку в Азії дол./MMBtu (права шкала)

Обсяги зберігання газу в ПСГ в ЄС 1 000 900 800 700 600 500 400 300 200 100 0

ТВт-год

ЄВРОПЕЙСЬКИЙ РИНОК ПРИРОДНОГО ГАЗУ

тенденція сезонності поставок та залежності їх від цін на азійському ринку, що в свою чергу не дозволяє поставкам СПГ повною мірою конкурувати з трубопровідним транспортом на європейському ринку.

105

131

157

183

2016

заміщення вугілля газом на північному сході Китаю підтримали попит на СПГ та спровокували суттєве зростання цін на 85% з 6,05 дол./MMBtu наприкінці серпня до трирічного максимуму 11,20 дол./MMBtu на кінець 2017 року. Окремої уваги потребує ситуація, що склалася з використанням обсягів газу в підземних сховищах (ПСГ). Упродовж зими, як наслідок довготривалих низькотемпературних режимів, було зафіксовано підвищені темпи відбору природного газу з ПСГ для використання в енергетичному секторі. На кінець опалювального сезону 2016-2017 рівень наповненості ПСГ склав близько 25%, що на 10% менше показника

209

235

261

287

313

339

2017

365 дні

відповідного періоду 2016 року8, що спричинило підвищення попиту на імпортні поставки природного газу у веснянолітній період. Сезон закачування до ПСГ розпочався раніше ніж зазвичай, але з огляду на низький початковий рівень наповненості, станом на кінець вересня 2017 року рівень наповненості ПСГ складав близько 90% від показника відповідного періоду 2016 року. Цінова ситуація на основних європейських хабах протягом літніх місяців спонукала учасників ринку постійно відкладати плани нарощування обсягів закачування, оскільки влітку ціна на газ з поставкою наступного дня (day-ahead) була з премією 8

Джерело: Reuters Eikon (щоденні запаси UK,SLO, POL, POR, NLD, ITA, HUN, FRA, ESP, DK, DEU, CZE, BUL, BEL, AUT)

НАШ РИНОК ТА РЕФОРМИ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2017

Джерело: Reuters Eikon

Транзит газу на європейський ринок

0,5 0

–0,5 –1,0

–1,5

Грудень

Листопад

Жовтень

Вересень

Серпень

Липень

Червень

Травень

Квітень

Березень

Лютий

–2,0 Січень

Премія TTFD1 до ціни з поставкю в наступному місяці (права шкала) Ціна TTFD1 з поставкою наступного дня (ліва шкала) Ціна TTF поставка зимовий період 2017 (ліва шкала)

Основні фундаментальні фактори, такі як низький рівень наповненості підземних сховищ газу в Європі на початок сезону закачки, невизначеність щодо обсягів виробництва в Голландії, стабільно зростаючий попит на природний газ та високі світові ціни на нафту і вугілля будуть здійснювати підтримку ціни на природний газ на основних європейських хабах у 2018 році. З урахуванням запланованих зупинок на технічне обслуговування трубопровідних маршрутів поставки природного газу з

Росії в липні 2018 року та технічного обмеження виробництва природного газу на норвезьких родовищах, можна очікувати суттєвих цінових коливань, які загалом є нехарактерними для літнього сезону. З точки зору забезпечення природним газом потреб українських споживачів та наповнення українських ПСГ такі тенденції на європейських ринках ускладнюватимуть процес вибору стратегії закупівлі природного газу Нафтогазом та вимагатимуть постійного аналізу і коригування механізму ціноутворення.

Обсяг транзиту газу територією України у 2017 році сягнув рекордного значення за останні 6 років і становив 93,5 млрд куб. м, що на 14% перевищує аналогічний показник 2016 року10. Цей високий результат ще більш цінний, зважаючи на те, що Газпром не дотримувався контрактних рівнів тиску на вході в українську ГТС. Такий підхід Газпрому до формування добових заявок на транзит газу територією України суперечить умовам чинного контракту, 10

Джерело: за даними Укртрансгазу

93,5

2014

2015

2016

2017

Ф ізичні потоки в газопроводах в точках Грайфсвальд/OPAL та Ужгород/Вельке Капушани 2 500

2 000

1 500

1 000

500

Грайфсвальд / OPAL

02.01.2018

1,0

82,2

02.12.2017

1,5

67,1

02.11.2017

2,0 20

62,2

02.10.2017

2,5

02.09.2017

02.08.2017

Д инаміка цін на природний газ на хабі TTF, євро/МВт-год, 2017

100

02.01.2017

Грудень

Листопад

Жовтень

2017

О бсяги транзиту газу територією України, 2014–2017 роки

млрд куб. м/рік

2016

Вересень

Серпень

Липень

Червень

Травень

Квітень

Березень

Лютий

Січень

Поставки через Північний потік зросли на 17%, а транзитні поставки через Білорусь – на 6%. Завантаженість Північного потоку була близькою до 87%, причому протягом 130 днів газопровід був завантажений майже на 100%, протягом 10 днів у вересні – перебував на плановому ремонті і не використовувався. Більше того, саме в 2017 році суд ЄС дозволив використання всіх потужностей трубопроводу OPAL, через який природний газ з Північного потоку транспортується в Чехію, що призвело до збільшення використання потужностей Північного потоку. Завантаженість трубопроводу Ямал перевищила 96%, опускаючись нижче 90% лише влітку протягом ремонтних робіт та майже повної зупинки трубопроводу у липні 2017 року у зв’язку з погіршенням якості газу на вході в Польщу.

кВт-год/день

70 60

02.07.2017

90 80

склали від 25% до 71% максимальної потужності, в той час, як південний напрямок в середньому використовувався на 68%, а коливання склали від 22% до 94% використання добової потужності.

02.06.2017

110 100

02.05.2017

120

02.04.2017

130

а для їхнього виконання оператор газотранспортної системи (ГТС) повинен залучати додаткові виробничі ресурси та нести незаплановані витрати. Український маршрут був завантажений в середньому

02.03.2017

За даними Європейської комісії у 2017 році розподіл обсягів транзиту газу на ринок ЄС був таким: Україна – 44% (43% у 2016 році), Північний потік – 30% (28% у 2016 році) та Білорусь – 24% (26% у 2016 році).

140

Серед змін на європейському енергетичному ринку, які в подальшому матимуть вплив на обсяги використання та транспортні потоки природного газу, варто відзначити: – За результатом тривалих обговорень у Італії було прийнято законодавчий акт (Італійська енергетична стратегія), яким встановлено, що до 2050 року країна має намір вивести з експлуатації всі потужності з виробництва енергії, що працюють на вугіллі. – Країни Балтійського регіону зробили черговий крок до створення конкурентного та лібералізованого ринку. Литва, Латвія та Естонія створили спільну регіональну біржу, на якій учасники ринку мають змогу здійснювати торгівлю природним газом на денній та місячній основі та використовувати цей інструмент для балансування. Фінляндія має намір приєднатися до зазначеної майданчику до 2020 року. – З 1 жовтня 2017 року увійшов у пілотну фазу проект Trading Region Upgrade (TRU), який має на меті створити єдиний ринок природного газу Австрії та Чехії. Запропонований механізм дозволить учасникам ринку здійснювати торгівлю газом через віртуальні точки поставки, минаючи Словаччину. – СПГ-термінал Дюнкерк у Франції розпочав свою роботу з січня 2017 року. Загальна потужність регазифікуючих СПГ-установок у Франції на сьогодні складає вже близько 37 млрд куб. м/рік.

В ідносна динаміка цін на природний газ на хабі TTF у 2016–2017 роках (ціна TTFD1 станом на 1 січня 2016 та 2017 року = 100%)

02.02.2017

до ціни форвардних контрактів. Ефект «відкладеного» попиту призвів до підвищеного попиту на природний газ для закачування в ПСГ восени та відповідного рівня підтримки цін9.

Ужгород (Україна) – Вельке Капушани (Словаччина)

на 54%. Добове завантаження при цьому коливалося від 35% до 70% потужності системи. При цьому основний транзитний напрямок (точка виходу на Словаччину) був завантажений в середньому на 52%, при цьому коливання

Основною причиною зростання транзиту було зростання попиту на природний газ в Європі, особливо в перші місяці 2017 року і влітку через нетипову спеку та низьке виробництво електроенергії на європейських ГЕС. 25

НАШ РИНОК ТА РЕФОРМИ

https://platform.prisma-capacity.eu/#/network-point/details/5865472

Джерело: ENSOG data, Reuters Eikon. Технічне обслуговування газопроводу Ямал в першій та другій частині серпня компенсувалося збільшенням фізичних потоків через Північний потік, а також через український маршрут. Технічне обслуговування на Північному потоці у вересні було забезпечено шляхом направлення більших обсягів газу через трубопроводи Ямал та Братство.

не як пріоритетний напрям, а як газотранспортний коридор для балансування поставок газу до ЄС.

70 60 50 40 30 20 10

Січень 2016 Лютий 2016 Березень 2016 Квітень 2016 Травень 2016 Червень 2016 Липень 2016 Серпень 2016 Вересень 2016 Жовтень 2016 Листопад 2016 Грудень 2016 Січень 2017 Лютий 2017 Березень 2017 Квітень 2017 Травень 2017 Червень 2017 Липень 2017 Серпень 2017 Вересень 2017 Жовтень 2017 Листопад 2017 Грудень 2017

Українська ГТС

Ямал-Європа

Північний потік

С піввідношення між маршрутами поставки газу з РФ, серпень–жовтень 2017 року 80

71%

70 60 50

44%

45%

46%

21%

40 30 20

21%

25%

Українська ГТС Північний потік OPAL

газопроводу Північний потік після його щорічного технічного обслуговування. 22 вересня (що є кінцевою датою технічного обслуговування газопроводу Північний потік) транзитний потік Україною почав знижуватися та досяг мінімального рівня на початку жовтня. У той же час обсяги газу, що транспортуються через трубопровід NEL та OPAL, збільшились протягом останніх днів вересня та початку жовтня, відповідна тенденція тривала до

10.10.2017

03.10.2017

26.09.2017

19.09.2017

12.09.2017

05.09.2017

29.08.2017

22.08.2017

15.08.2017

Ямал-Європа Північний потік NEL

кінця 2017 року та на початку 2018 року. Аналіз функціонування всіх маршрутів транспортування російського газу до країн Центральної Європи демонструє, що на відміну від майже 100% завантаженості потоків Ямал (РФ-БілорусьПольща-Німеччина) і Північний потік (РФ-Німеччина: по дну Балтійського моря), ГТС України Газпромом використовується

Без сухопутного відведення новий газопровід Північний потік-2 не матиме сенсу. Адже сам він, як і його попередник, закінчиться в німецькому місті Грайфсвальді в декількох метрах від узбережжя – далеко від діючих газотранспортних мереж і потенційних споживачів російського газу. Тому спеціально для Північного потоку проклали газопроводи OPAL і NEL, а для Північного потоку-2 планується будівництво газопроводу EUGAL. Його протяжність складе 485 км, він пройде з Грайфсвальда на південь територією трьох східнонімецьких земель до кордону з Чехією в районі Дойчнойдорф. Сумарна потужність двох його гілок складе 51 млрд куб. м газу на рік. 6 березня 2017 року на щорічних аукціонах на платформі PRISMA були продані нові потужності з поставкою до зони GASPOOL та від GASPOOL на захід і південь13. На новій точці мережі Lubmin II (точка виходу Північного потоку-2 та початок газогону EUGAL) транспортні потужності до 55 млрд куб. м (приблизно 73 ГВт) на рік у довгостроковій перспективі (до 2039 року) були куплені на аукціоні14. Таким чином, природний газ планується отримувати з газопроводу Північний потік-2 і в подальшому транспортувати на європейський ринок через газопровід EUGAL та інші існуючі газопроводи, безпосередньо пов’язані з EUGAL. 13

https://platform.prisma-capacity.eu/#/network-point/details/6193154

https://www.gascade.de/en/press/press-releases/press-release/news/successful-booking-of-new-transport-capacities/

Імпорт природного газу в Україну У 2017 році поставки імпортованого газу в Україну здійснювались виключно з європейського газового ринку. У порівнянні з 2016 роком імпорт газу збільшився на 27% – з 11,1 млрд куб. м до 14,1 млрд куб. м. Попри те що Нафтогаз є найбільшим імпортером, він зіткнувся з посиленням конкуренції з боку незалежних імпортерів, що здійснюють поставки споживачам на лібералізованому ринку. У 2014 році, окрім Нафтогазу, лише 5 компаній імпортували природний газ в Україну. На кінець 2016 року кількість імпортерів, що конкурували з Нафтогазом, зросла до 33. Ріст продовжився і у 2017 році, сягнувши на кінець року позначки у 66 імпортерів. Поява нових учасників на ринку призвела до зменшення частки Нафтогазу в імпорті з 74% у 2016 році до 62% у 2017 році.

У 2017 році Нафтогаз імпортував з європейського ринку 8,7 млрд куб. м газу, що на 0,5 млрд куб. м (6%) більше, ніж у попередньому році. Кількість європейських постачальників, у яких Нафтогаз закуповував природний газ у 2017 році, склала 13 компаній (у 2016 році – 15 компаній). Жодна з цих компаній не постачає більше ніж 25% обсягу імпортованого газу. Слід зазначити, що протягом останніх трьох років використання природного газу в Україні стрімко скоротилося, що, відповідно, призвело до зниження потреби у імпортних поставках. Загалом у 2017 році використання природного газу в Україні скоротилось на 1,3 млрд куб. м. У 2017 році Словаччина залишалась основною транзитною країною для поставок природного газу в Україну з європейського напряму. Угорщина стала другим за величиною транзитним маршрутом поставок газу до України у 2017 році.

І мпорт газу в Україну упродовж 2015–2017 років 18 16 14 млрд куб. м

08.08.2017

Наприкінці липня 2017 року суд Дюссельдорфа в Німеччині відхилив позов польської компанії і постановив, що причин для обмеження доступу Газпрому до газопроводу OPAL немає. Суд повідомив, що позивачам не вдалося довести незворотної шкоди, яка виникає від доступу Газпрому до потужностей OPAL. Як результат, вже починаючи з серпня 2017 року на платформі з продажу/ резервування потужностей з транспортування були розпочаті аукціони з продажу «додаткових» потужностей газопроводу OPAL11, що відповідно призвело до максимального рівня завантаженості як газопроводу OPAL, так і газопроводу Північний потік12. Зниження фізичних потоків транзиту російського газу територією України спостерігалось відразу ж після відновлення роботи

Д инаміка співвідношення між маршрутами транзиту газу з РФ у 2016–2017 роках, %

01.08.2017

Водночас обсяги транзиту Україною могли бути ще вищими у 2017 році. Так, за результатами рішення Єврокомісії від 28 жовтня 2016 року щодо збільшення частки використання потужностей газопроводу OPAL, потік газу по зазначеному газопроводу після проведення відповідних аукціонів почав зростати та в січні 2017 року досяг свого максимуму. Польська компанія PGNiG Supply&Trading та Нафтогаз звернулись до Загального суду Європейського суду справедливості з позовом проти Європейської комісії з вимогою скасувати рішення від 28 жовтня 2016 року.

РІЧНИЙ ЗВІТ 2017

12 10 8 6 4 2 0 2015

2016

2017

І мпортовано Нафтогазом

З Угорщини (інші імпортери)

з Європейського ринку

Зі Словаччини (інші імпортери)

І мпортовано Нафтогазом з РФ

З Польщі (інші імпортери) 27

НАШ РИНОК ТА РЕФОРМИ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2017

Виробництво природного газу

Джерела постачання і використання газу в Україні 60

20 10 0 2011

2012

В нутрішній видобуток

І мпорт всього

2014

2015

2016

Імпортовано Нафтогазом

2017

Використання

І ндекс Херфіндаля-Хіршмана за кількістю компаній-імпортерів* 5 000

HHІндекс

4 000 3 000 2 500**

Чорноморнафтогаз у 2017 році видобув 10,5 млн куб. м газу, що відповідає рівню 2016 року (10,4 млн куб. м). Товариство розробляє одне родовище – Стрілкове, газ з якого направляється для забезпечення потреб міста Генічеськ у Херсонській області.

2 000 1 000 0 2015

2016

2017

* Індекс може варіюватися від 100 до 10000, де 100 вказує на дуже велику кількість малих компаній, а 10000 – на єдиного монополіста. Зменшення HHI означає збільшення конкуренції та зменшення ринкової сили “market power”. ** Рівень вище за 2500 вказує на наявність високої концентрації серед компаній-імпортерів

Д инаміка поставок природного газу зі Словачиини та Угорщини у 2017 році 1 400 1 200

Укрнафта у 2017 році скоротила обсяг видобування газу на 17% – з 1,3 до 1,1 млрд куб. м. Основною причиною скорочення Укрнафтою обсягів видобутку вуглеводнів стало блокування з боку Держгеонадр

4,2

4,1

1,5

1,3

1,1

14,5

14,6

15,3

2015

2016

2017

16 14 12 10 8 6 4 2 0

Укргазвидобування

Приватні підприємства

процесу продовження дії спецдозволів компанії15. Якби спецдозволи були продовжені вчасно, рівень видобутку нафти, конденсату та газу залишився б стабільним протягом року. Через вимушену зупинку виробництва на 6 родовищах Укрнафта втратила понад 92 тис. т нафти і конденсату та 76 млн куб. м газу. 15

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

Укрнафта

Разом з тим, у 4 кв. 2017 року Укрнафта збільшила рівень видобутку вуглеводнів. Показник середньодобового видобутку нафти та конденсату зріс на 15% – з 3,3 тис. т на добу в жовтні до 3,8 тис. т на добу в грудні. За цей же період рівень видобутку газу збільшився на 12% – з 2,6 млн куб. м до 2,9 млн куб. м на добу, а середньодобовий обсяг виробництва скрапленого газу зріс на 30% до 325 т на добу. Збільшення виробничих показників стало можливим після продовження спецдозволів та відновлення видобутку на 6 родовищах, які були зупинені протягом 2017 року. Обсяг видобутку газу приватними виробниками у 2017 році склав 4,1 млрд куб. м що майже відповідає рівню 2016 року (4,2 млрд куб. м).

1 000 800

Використання та реалізація газу

600 400 200

З Словаччини ГВС Будінце

Грудень

Листопад

Жовтень

Вересень

Серпень

Липень

Червень

Травень

Квітень

0 Березень

млн куб. м

Диверсифікація джерел постачання імпортованого газу сприяла збільшенню кількості приватних постачальників та посиленню конкуренції на ринку, яка, в свою чергу, робить внутрішній ринок більш ефективним та допомагає кінцевим споживачам отримувати вигоду від прийнятних конкурентних цін. Ринок став суттєво конкурентнішим, адже HH індекс знизився від позначки у понад 4800 у 2015 році до близько 2500 у 2017 році. Отже, як зменшення ринкової частки Нафтогазу, так і падіння індексу HH підтверджують той факт, що постачання газу за останні три роки стало суттєво конкурентнішим. Але зазначене стосується лише поставок газу в лібералізованому сегменті ринку природного газу, оскільки ситуація з конкурентним середовищем в сегменті постачання газу для побутових споживачів докорінно не змінилася з причини подальшого існування регульованих граничних роздрібних цін, що знижує комерційну привабливість цього сегменту для нових учасників ринку.

2013

Лютий

2010

Січень

2009

Укргазвидобування у 2017 році видобуло 15,25 млрд куб. м газу (73% від загального обсягу видобутку в Україні). Ці обсяги включають також видобуток в рамках договорів про спільну діяльність та видобутий газ, використаний підприємством для власних виробничо-технологічних витрат. Компанії вдалося досягти стабілізації обсягів видобутку газу за рахунок заходів, передбачених програмою «Стратегія 20/20».

3,9

18 млрд куб. м

В 2017 році в Україні було видобуто 20,5 млрд куб. м газу (в 2016 році – 20,1 млрд куб. м). Збільшення видобутку газу у порівнянні з 2016 роком склало 0,45 млрд куб. м або 2%.

40 млрд куб. м

24 22

В идобуток газу в Україні, 2015–2017 роки

З Угорщини ГВС Берегдароц

Статистичні дані свідчать про суттєве зниження використання газу в Україні упродовж 2014– 2017 років, яке відбулось як у регульованому, так і

нерегульованому сегментах ринку. Протягом 2017 року побутові споживачі використали 11,2 млрд куб. м газу, що на 0,7 млрд куб. м менше, ніж у 2016 році (–6%).

Підприємства теплокомуненерго (ТКЕ), що виробляють теплову енергію для населення, використали 4,6 млрд куб. м газу, що на 1,1 млрд куб. м менше, ніж у 2016 році (–19%). 29

НАШ РИНОК ТА РЕФОРМИ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2017

Обсяг використання газу, поставленого ТКЕ для виробництва тепла для бюджетних установ та промисловості, склав 1,0 млрд куб. м газу.

птові ціни Нафтогазу з січня 2015 року, грн без ПДВ/тис. куб. м, О середньозважені за категоріями 10 000 9 000

механізму функціонування ринку, створюються передумови для формування структурних диспропорцій в галузі та економіці в

цілому та нераціонального спрямування капіталу. Така ситуація не стимулює зниження використання газу, обмежує обсяги інвестицій у

розвідування нових запасів нафти та газу і переорієнтацію оптових продавців в сегмент реалізації кінцевим побутовим споживачам.

8 000

Релігійні установи минулого року використали 19 млн куб. м порівняно з 17 млн куб. м у 2016 році. Використання газу цією категорією споживачів у загальному обсязі використання газу складає 0,06%.

7 000

ПСГ

6 000 5 000

Україна ввійшла в 2018 рік з найбільшими порівняно з початком 5 останніх років запасами газу в підземних сховищах – 14,7 млрд куб. м.

3 000 2 000 1 000

Відповідно до законодавства, а саме статті 11 Закону України «Про ринок природного газу», Укргазвидобування продає видобутий природний газ Нафтогазу, а Нафтогаз зобов'язаний виконувати покладені на нього спеціальні обов'язки з забезпечення продажу газу регіональним постачальникам газу, релігійним організаціям та підприємствам ТКЕ, які обслуговують домогосподарства та релігійні організації. Вперше режим поставок газу в рамках спеціальних обов’язків (ПСО) був встановлений постановою Кабінету Міністрів №758 від 1 жовтня 2015 року, і строк його дії мав закінчитися 1 квітня 2017 року. Згодом ці заходи були продовжені до 1 квітня

Промисловість

Побутові споживачі

2018 року, а потім – до 31 травня 2018 року.

Листопад 2017

Вересень 2017

Липень 2017

Травень 2017

Січень 2017

Березень 2017

Листопад 2016

Вересень 2016

Липень 2016

Травень 2016

Січень 2016

Березень 2016

Листопад 2015

Вересень 2015

Липень 2015

Травень 2015

Березень 2015

Січень 2015

ТКЕ (тепло для населення)

для населення та для релігійних організацій здійснюється Нафтогазом за регульованими державою цінами відповідно до покладених на компанію спеціальних обов’язків, а також без забезпечення дійсного рівного доступу до газорозподільчих мереж для нових учасників ринку, без формування конкурентного середовища роздрібних постачальників, без прозорого та повного

Встановлення режиму ПСО призвело до формування відчутної різниці між регульованою ціною та ціною імпортного паритету. Станом на кінець 2017 року вона сягала 50%. За існуючих умов, коли забезпечення поставок природного газу для потреб населення, виробництва тепла

120 100

безпеки постачання при різких змінах у обсягах пропозиції газу в короткостроковому періоді. Окрім того, ПСГ мають важливе значення для балансування системи, завдяки своїй гнучкості та можливості швидкого реагування на зміни в потоках газу.

Підземні сховища газу (ПСГ) відіграють важливу роль в забезпеченні надійності постачання, особливо в зимовий період. Вони забезпечують покриття тимчасового зростання попиту в пікові періоди, а також гарантують певний рівень

Вибір відмінної від типової для країн ЄС політики щодо темпів та обсягів наповнення ПСГ в 2017 році в Україні виявився вірним з огляду на розвиток цінової ситуації протягом опалювального сезону 2017 року.

В подальшому достатній рівень наповненості ПСГ відіграв одну із ключових ролей у процесі збалансування роботи української газотранспортної системи на початку березня 2018 року під час критичної ситуації, що виникла через недотримання Газпромом умов контрактів, невиконання рішення Стокгольмського арбітражу та чергове зниження тиску (до 49,8 кгс/см2 замість мінімальних 60 кгс/см2 за умовами контракту) в магістральних газопроводах на вхідній точці ГВС «Суджа».

О бсяги закачування та відбору природного газу з ПСГ у квітні–грудні 2017 року 25

ЗАКАЧУВАННЯ

60 20 40

євро/МВт-год

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

Укртрансгаз у 2017 році закачав до підземних сховищ 9,2 млрд куб. м газу, що на 43,2% більше ніж в 2016 році. За січеньгрудень 2017 року з українських ПСГ відібрано 6,4 млрд куб. м. Це на 23,2% менше, ніж у 2016 році.

0 10

млн куб. м

4 000

–20

80 –40

5 ВІДБІР

40 20

–80 Квітень

Грудень 2017

Листопад 2017

Жовтень 2017

Вересень 2017

Серпень 2017

Липень 2017

Червень 2017

Травень 2017

Квітень 2017

Березень 2017

Лютий 2017

Січень 2017

Грудень 2016

Листопад 2016

Жовтень 2016

Вересень 2016

Серпень 2016

Липень 2016

Червень 2016

Травень 2016

Квітень 2016

Березень 2016

Лютий 2016

Січень 2016

–60

Травень

Червень

Липень

Серпень

Вересень

Жовтень

Листопад

Грудень

Закачування/відбір газу, млн куб. м (права шкала) Ціна NCG хаб, євро/МВт-год (ліва шкала)

УКРАЇНА НА ГАЗОВОМУ РИНКУ ЄВРОПИ

2,5

8,2

2,5 0,01

0,1

ВИКОРИСТАННЯ ГАЗУ ВЛАСНОГО ВИРОБНИЦТВА, ІМПОРТ З ІНШИХ ДЖЕРЕЛ В 2017 РОЦІ, МЛРД КУБ. М

0,1 Швеція

0,5

1,1

2,3 46,4

3,0 17,8

ІРЛАНДІЯ

Нідерланди

17,8 Бельгія

0,8 0,01

49,1

104,9

Чехія

14,1 1,2

4,4

Словенія

69,3

11,1 1,4 9,7

8,6 1,7 1,3 1,6

2,9

Угорщина

4,1 0,01

Іспанія Італія

Україна 590,9 Норвегія 1 763,4 Румунія

3,1 0,09

Хорватія

63,6 5,6

Великобританія 207

Україна

10,3

0,8

33,6

ПОРТУГАЛІЯ

14,1 20,5

Словаччина Австрія

Франція

5,1

4,3 0,09

15,3

0,8

33,6 0,06

34,6 Польща

Німеччина

4,1

3,2

Нідерланди 696,7

Болгарія

використання газу

КРАЇНИ З НАЙБІЛЬШИМИ ЗАПАСАМИ ГАЗУ

1 763

Норвегія Греція

ЗАГАЛЬНА ПОТУЖНІСТЬ ПІДЗЕМНИХ СХОВИЩ ГАЗУ, млрд куб. м, 2017 рік 5,1

Німеччина Польща 35,4 90,7 Інші Італія Румунія 203 Данія 34,9 110 13

17 536

8,0 0,2

0,9

Близький Схід 79 377

АзіатськоТихоокеанський регіон

14,5 4,2

8,2

Люксембург

Литва

18,7

97,1 7,8

49,1 0,04

Африка 17 536

2,3

43,3 ВЕЛИКОБРИТАНІЯ

5,1

Латвія

Данія

5,0

Північна Америка 11 129

Естонія

1,1

0,7 4,8

48,5 42,8 2,0 2,0

5,6

Норвегія

(ЗА ДАНИМИ BP)

Південна та Центральна Америка 7 589

0,5 91,3

Континентальна Азія 52 947

Європа 3 745

Фінляндія

122,8

114,6

(ЗА ДАНИМИ ЄВРОПЕЙСЬКОЇ КОМІСІЇ, УКРАЇНА — ДЖЕРЕЛО НАФТОГАЗ)

ОБСЯГ ДОВЕДЕНИХ ВИДОБУВНИХ ЗАПАСІВ ГАЗУ НА КІНЕЦЬ 2016 РОКУ, МЛРД КУБ. М

Нігерія

5 284

Китай

5 366

Венесуела

5 702

США

8 714

(ЗА ДАНИМИ ОГЛЯДУ «UNDERGROUND GAS STORAGE IN THE WORLD – 2017», CEDIGAZ)

ПІДГОТОВЛЕНОМУ КОМПАНІЄЮ

Росія

32 271

Іран

33 500

імпорт газу видобуток газу експорт газу 30,9

23,9

17,2

14,3

11,7

8,4

6,3

3,5

3,4

3,2

2,6

1,4

УКРАЇНА

НІМЕЧЧИНА

ІТАЛІЯ

НІДЕРЛАНДИ

ФРАНЦІЯ

АВСТРІЯ

УГОРЩИНА

ЧЕХІЯ

СЛОВАЧЧИНА

ПОЛЬЩА

ІСПАНІЯ

ВЕЛИКОБРИТАНІЯ

ДАНІЯ

НАШ РИНОК ТА РЕФОРМИ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2017

Попит на нафту

2016

2017

Пропозиція

Джерело: щомісячний звіт ОПЕК про стан ринку нафти, грудень 2017

Січень 2017

99%

Лютий 2017

97% 109%

Березень 2017

104%

Квітень 2017

109%

Травень 2017 Червень 2017 Липень 2017 Серпень 2017 Вересень 2017 Жовтень 2017

82% 86% 96% 93% 103% 129%

Листопад 2017 Грудень 2017 Січень 2018 Лютий 2018 Березень 2018

Поступове відновлення рівня цін на нафту з літа 2017 року та поява впевненості у довготривалості зазначеного тренду призвели до запуску фінансування світовими нафтовими компаніями 18 великих видобувних проектів, рішення щодо яких раніше відкладалося18.

Цільовий показник зменшення обсягів виробництва нафти країнами ОПЕК

1,176 млн барелів/день

135% 136%

148% 164% 18

Джерело: https://www.bloomberg.com/graphics/2017-opec-production-targets/

Країни виробники нафти (члени ОПЕК та інші) укладеною угодою «Declaration of Cooperation» об’єдналися з метою зменшення постачання нафти на світовий ринок на 1,8 млн барелів/день 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 з 26 до 55 дол./барель. Rystad Energy (http://www.offshore-mag.com/ articles/2018/01/analyst-finds-18-delayedprojects-reached-fid-last-year.html)

2015

2016

дол./барель

2017

Ціна нафти Brent (права шкала)

К омерційні запаси нафти в країнах ОЕСР та нафта «на воді» за період, тис. барелів

Водночас зростання виробництва та пропозиції США, Бразилії, Ірану, Лівії та Нігерії дещо обмежили темпи відновлення рівноваги на ринку.

3 100 3 050 3 000 2 950

На відміну від 2016 року17, у 2017 році цінова ситуація на ринку була більш стабільною протягом 1–3 кв. Однак після отримання учасниками ринку чіткого підтвердження щодо зменшення профіциту на ринку та скорочення комерційних запасів нафти, ціни почали зростати у 4 кв.

Виконання Угоди про зменшення виробництва нафти країнами ОПЕК

2014

2 900 2 850 2 800 2 750

1 120 1 100 1 080 1 060 1 040 1 020 1 000 980 960 940

Комерційні запаси в сховищах (ліва шкала) В танкерах (нафта «на воді») (права шкала) Джерело: щомісячний звіт ОПЕК про стан ринку нафти, грудень 2017

Ц іни на нафту Brent, 2017 рік 70

0,6 0,4

0,2

0 –0,2

–0,4 30

–0,6

млн барелів/день

2015

IV кв 2017

2014

–1,0

Б аланс попиту і пропозиції (ліва шкала)

дол/барель

2013

90 89

–0,5

III кв 2017

II кв 2017

0,5

I кв 2017

1,0

IV кв 2016

100

1,5

III кв 2016

2,0

II кв 2016

97 96

120

I кв 2016

2,5

IV кв 2015

Світовий попит та пропозиція на нафту

млн барелів/день

У 2017 році зберігся тренд зростання світового попиту на нафту, який фіксується уже третій рік поспіль, а в минулому році зростання попиту склало близько 1,6 млн барелів/день (Мб/д). Загальний світовий попит на нафту наприкінці 2017 року був близький до позначки у 97,0 Мб/д. На тлі загального «оздоровлення» та зростання світової економіки у 2014-2017 роках зростання попиту на нафту склало близько 5 Мб/д.

С вітовий баланс попиту й пропозиції та ціна на нафту

млн барелів/день

СВІТОВИЙ РИНОК НАФТИ

Оголошені у 2017 році угоди про скорочення видобутку нафти між країнами-членами ОПЕК у координації з іншими країнами, в тому числі Російською Федерацією, призвели до зменшення обсягів виробництва нафти та відповідно надлишкової пропозиції на ринку16. Це дозволило розпочати процес балансування ринку, що у кінцевому підсумку призвело до певної рівноваги на ринку та поступового зменшення комерційних світових запасів нафти.

–0,8

–1,0

–1,2

–1,4 I кв

II кв

Ціни на нафту Brent (ліва шкала)

III кв

IV кв

Баланс попиту і пропозиції (права шкала)

Джерело: Platts

НАШ РИНОК ТА РЕФОРМИ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2017

Світові відкриття нових родовищ конвенційного типу, млрд т н.е

Основні події, що вплинули на цінову ситуацію на ринку нафти у 2017 70

7 1

55 50

40 Січень

Лютий

Березень

Квітень

Травень

2,5

5 Червень

2 Липень

Серпень

Вересень

Жовтень

Листопад

Грудень

1,3

0,6

При цьому у 2017 році зафіксовано рекордно низький рівень нових відкритих видобувних запасів, середній рівень яких становив близько 550 млн барелів нафтового еквівалента на місяць19. Тривожним є той факт, що коефіцієнт відновлення запасів20 19

Rystad Energy https://www.rystadenergy. com/newsevents/news/press-releases/ all-time-low-discovered-resources-2017/

Коефіцієнт відновлення запасів (reserve replacement ratio) вимірює кількість виявлених запасів протягом року відносно кількості видобутку вуглеводнів у цьому році в глобальному масштабі.

у 2017 році досяг лише 11% (для нафти і газу) у порівнянні з більш ніж 50% у 2012 році. Такий низький рівень коефіцієнту відновлення запасів може мати негативний вплив на рівень пропозиції в найближчі десять років, що відповідно впливатиме на світові ціни на енергоресурси. Загалом у 2017 році спостерігався стійкий тренд до зростання ціни на ринку нафти, який обумовлений, в першу

чергу, замороженням обсягів видобування країнами ОПЕК. Поточні високі ціни на нафту роблять більш привабливими інвестиції у виробництво нафти, в тому числі і в Україні. Але в той же час, оскільки Україна є нетто-імпортером нафти та продуктів нафтопереробки, вона змушена витрачати додаткові валютні ресурси на їх закупівлю. Так, тільки у 2017 році загальні витрати країни на закупівлю імпортних нафти та нафтопродуктів зросли

2012

ЗАГАЛЬНИЙ ОБСЯГ НА РІК

2013

2014

на 33%. У разі подальшого зростання світових цін на нафту та без нарощування

Рідкі вуглеводні

2016

Квітень

Січень

Жовтень

Липень

Квітень

Січень

Жовтень

Липень

Квітень

2015

Газ

Січень

Жовтень

Липень

Квітень

Січень

Жовтень

Липень

Квітень

Січень

Жовтень

Квітень

Липень

0 Січень

1. Протягом більшої частини 1 кв. 2017 року ціни були стабільними на тлі прийнятої у кінці 2016 року угоди країнами-членами ОПЕК щодо «замороження» рівня виробництва нафти. 2. Ціни почали знижуватись в березні 2017 року після публікації декількох послідовних звітів Адміністрації енергетичної інформації США стосовно збільшення комерційних запасів нафти у США. 3. В результаті зупинки низки великих нафтопереробних заводів у США та інших країнах світу на технічне обслуговування в травні 2017 року відбувся черговий спад цін та нарощування комерційних запасів нафти у США. 4. В червні 2017 року ціни почали зростати на очікуваннях учасників ринку щодо подальшого скорочення виробництва нафти країнами-членами ОПЕК з метою балансування ринку. 5. Ринок відреагував на рішення ОПЕК щодо збереження обсягів виробництва нафти на поточному рівні швидким зменшенням цін у липні 2017 року. 6. З початку 3 кв. 2017 року з’явились перші підтвердження ефективності угоди про зменшення виробництва нафти країнами-членами ОПЕК. Окрім того, спостерігався високий рівень завантаженості нафтопереробних заводів та попит на продукти нафтопереробки. Рівень завантаженості європейських нафтопереробних заводів зріс з 89% у 2 кв. 2017 до 92% у 3 кв., загалом загальносвітовий приріст обсягів переробки нафти у 3 кв. склав 1,1%). 7. В листопаді 2017 року країни-члени ОПЕК на своєму черговому засіданні прийняли рішення щодо подовження рішення стосовно обмеження обсягів видобутку нафти до кінця 2018 року. Крім того, Лівія та Нігерія домовились обмежити виробництво на рівні 2017 року.

0,6 Жовтень

Липень

дол./барель

2017

Середньорічний показник

внутрішнього виробництва нафти та нафтопродуктів в Україні, ця тенденція негативно

відобразиться на платіжному балансі країни та може призвести до зменшення ВВП.

Європейський ринок нафти та нафтопродуктів 2017 рік можна вважати вдалим для нафтопереробних підприємств Європи. За рахунок вищої, ніж у 2016 році, маржі нафтопереробки протягом 2017 року рівень завантаженості європейських НПЗ був стабільно високим21. Європейські потужності з переробки нафти знизилися на 15% у період 2010–2017 років (з 865 млн т на рік до 740 млн т на

Щомісячний звіт ОПЕК (2017 рік), МЕА Світовий індикатор маржі переробки

рік)22 і у 2017 році складали близько 14% загальносвітових. Враховуючи світові тенденції, можливе подальше скорочення виробничих потужностей у період до 2025 року за рахунок: – збільшення обсягів виробництва нафтопродуктів та будівництва нових нафтопереробних підприємств на інших континентах23; 22

Міжнародна нафтопереробна та нафтохімічна конференція (IRPC) в Європі 2017 (із виступу члена правління OMV Манфреда Літнера)

Global Data

– збільшення частки імпорту готових нафтопродуктів до Європи на фоні зменшення квот на викид шкідливих речовин. Одним з факторів, які позитивно вплинули на діяльність нафтопереробних підприємств в Європі, стало скорочення обсягів виробництва та надлишкової пропозиції на ринку після досягнутої у 2017 році домовленості між країнамичленами ОПЕК. Механізм впливу зазначеного фактору полягає в тому, що скорочення обсягів 37

НАШ РИНОК ТА РЕФОРМИ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2017

IV кв 2017

III кв 2017

II кв 2017

I кв 2017

IV кв 2016

III кв 2016

II кв 2016

I кв 2016

3 IV кв 2015

78 III кв 2015

4 II кв 2015

дол./барель

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

та середньостроковій перспективі матимуть значний вплив на європейських переробників. Зокрема

запровадження Міжнародною морською організацією (ІМО) нового обмеження на використання морського

140

Південна Америка

120

Океанія Північна Америка

100

Близький Схід

Пострадянські країни

Європа

Карибський р-н

Азія 2012

Джерело: GLOBAL DATA

2013

2014

2015

2016

Ціни на нафту Brent Ціна на дизельне паливо (ліва шкала) Ц іна на бензин А-95

Вересень 2017

Грудень 2017

0 Листопад 2017

–10 Жовтень 2017

1 Серпень 2017

–5 Липень 2017

Червень 2017

Квітень 2017

5 0

дол./барель

М аржа нафтопереробки Brent Північно-Західна Європа (права шкала)

Розподіл потужностей нафтопереробки за регіонами (млн барелів/день)

25 20

Травень 2017

Р івень завантаженості НПЗ ЄС-16, маржа нафтопереробки

Березень 2017

Ціни на нафту Brent (ліва шкала)

Лютий 2017

Рівень завантаженості НПЗ, ЄС-16 (права шкала)

Січень 2017

IV кв. 2016

В ідносна динаміка цін на нафту та нафтопродукти та маржа нафтопереробки у країнах Європи, 2017 до 4 кв. 2016

30 IV кв 2017

III кв 2017

II кв 2017

I кв 2017

IV кв 2016

III кв 2016

II кв 2016

I кв 2016

IV кв 2015

III кв 2015

II кв 2015

I кв 2015

дол./барель

палива з високим вмістом сірки з 1 січня 2020 року з метою скорочення викидів оксидів сірки з суден для зменшення забруднення повітря і захисту навколишнього середовища спонукає нафтопереробні підприємства Європи здійснювати модернізацію виробничих потужностей, змінювати конфігурацію технологічних процесів НПЗ та переробляти сировину з меншим вмістом сірки (легкі сорти нафти). Зазначене, безумовно, призведе до збільшення капітальних та операційних витрат НПЗ та відповідно збільшить собівартість та ціну нафтопродуктів для кінцевих споживачів.

2017

2018

2019

2020

2021

2022

Африка

З огляду на те, що формування імпортних закупівельних та внутрішніх оптових цін на нафтопродукти в Україні відбувається на основі котирувань на нафтопродукти у Європі, рівень завантаженості

європейських НПЗ та відповідно достатній рівень ресурсного наповнення ринку нафтопродуктів у Європі безпосередньо впливає на рівень закупівельних цін в Україні. Як зазначалось вище, посилення екологічних

Ринок нафти та нафтопродуктів України Загальний обсяг видобутку нафти та газового конденсату в Україні знижується вже п’ятий рік поспіль. Так, у 2017 році в Україні видобуто близько 2,1 млн т нафти та газового конденсату, що на 6% менше показника 2016 року. Основною причиною стало зменшення видобутку Укрнафтою на близько 9%. В Укрнафті середньодобовий видобуток нафти з конденсатом збільшився на 2% до 4,1 тис. т на добу в період з січня до червня 2017 року, а в липніжовтні – знизився до близько

норм та загострення конкуренції може призвести до подальшого зменшення виробничих потужностей у Європі та відповідно більшої волатильності цін на нафтопродукти, в тому числі в Україні.

С труктура ринку нафти та конденсату в розрізі видобувних компаній, 2013–2017 роки 3,50 3,00 CAGR –6,75%

2,50 2,00 млн т/рік

Загалом ми очікуємо, що більш жорсткі норми і цілі граничного вмісту викидів окису вуглецю та більш високі квоти на біопаливо в короткостроковій

65 60

I кв 2015

У 3 та 4 кв. 2017 року тренд зміни цін на нафтопродукти в країнах Європи був значно повільнішим, ніж тренд зміни світової ціни на нафту. Зокрема, приріст ціни нафти упродовж серпня – грудня 2017 року склав близько 30% (з 49 до 64 дол./ барель), в той же час приріст цін на нафтопродукти в країнах Європи склав для бензину та дизельного палива близько 10%, що відповідно відобразилось на кривій маржі нафтопереробки на НПЗ Європи.

Р івень завантаженості НПЗ ЄС-16, ціна нафти Brent

виробництва відбувалося в основному за рахунок важких сортів нафти, які зазвичай переробляють нафтопереробні заводи з високим рівнем комплексності, розташовані поза межами Європи. Європейські нафтопереробні заводи переробляють переважно нафту легких сортів, яка є логістично доступною для поставки (на нафту з Казахстану, Азербайджану, Лівії та Нігерії не розповсюджувались умови угоди зі скорочення обсягів видобутку країнами-членами ОПЕК).

1,50 1,00 0,50 0,00

2013

2014

Укрнафта

3,3 тис. т на добу через вимушені зупинки видобутку на 6 родовищах. Добовий рівень видобутку відновився, хоча і не повністю, в листопаді-грудні

2015

2016

Укргазвидобування

2017

Інші

2017 року. Основною причиною зменшення обсягів видобутку вуглеводнів в Укрнафті стало блокування процесу продовження спецдозволів 39

НАШ РИНОК ТА РЕФОРМИ

Укргазвидобування здійснює переробку нафти і газового конденсату на власних виробничих потужностях, а Укрнафта реалізовує нафту і газовий 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 видобутку і скрапленого газу, затвердженого постановою Кабінету Міністрів України від 16.10.14 №570. З огляду на регуляторний характер механізму реалізації Укрнафтою нафти і конденсату власного видобутку, в Україні склалась непроста ситуація на ринку реалізації нафти. У 2017–2018 роках дванадцять аукціонів з продажу нафти сирої 24

В 2017 р завершився термін дії 9 спецдозволів компанії. Спроби продовжити спецдозволи були заблоковані Держгеонадр, і в період з квітня по червень 2017 року компанія була змушена зупинити видобуток на 6 родовищах. Компанія виграла ряд судових позовів, оскарживши бездіяльність регулятора в питанні продовження спецдозволів. В кінці жовтня і листопаді 2017 року, після продовження спецдозволів, Укрнафта відновила видобуток на зупинених родовищах.

350 300

200

150

тис. т

250 55

100 45

50 Грудень

Листопад

Жовтень

Вересень

Серпень

Липень

Червень

Травень

Квітень

Березень

Лютий

0 Січень

Реалізовано, тис. т (права шкала) Розрахункова середня ціна реалізації на аукціоні приведена за 1 барель, дол. (ліва шкала) Ціна Platts Urals, дол./барель середньомісячна (ліва шкала)

Б аланс ринку нафтопродуктів України (оцінка), млн т 11,5 11,0

Баланс 9,0 8,5

Імпорт

Експорт

бензоловмісної фракції, риформату та скрапленого вуглеводневого газу. Таким чином баланс виробництва світлих та темних нафтопродуктів покращився у порівнянні з минулими періодами, за рахунок збільшення виробництва світлих нафтопродуктів.

імпортувала нафтопродуктів на суму 4,2 млрд дол., що на 27,3% більше показника 2016 року. При цьому в натуральному вираженні імпорт нафтопродуктів в країну в минулому році збільшився на 5,6% до 7,8 млн т. Основною тенденцією останніх років, як і в 2017 році, на ринку нафтопродуктів України є зменшення споживання

За даними Державної фіскальної служби в 2017 році Україна

Д инаміка обсягів переробки Шебелинським ГПЗ 520

515

510

500

За 2017 рік на Шебелинському ГПЗ вироблено 133,8 тис. т бензинів та 97,4 тис. т дизельного палива, що відповідно на 14% та 16% менше показника 2016 року. В той же час збільшено виробництво

490 480 470

473

460 450

2016

2015

2017

С труктура виходу нафтопродуктів Шебелинського ВПГКН у 2015–2017 роках, тис. т 9,7 9,7 9,1

Технологічні втрати

2,9 2,7

Виробництво

переробки відбулось за рахунок збільшення надходжень імпортної сировини на Кременчуцький НПЗ. В той же час обсяги переробки Укргазвидобуванням на Шебелинському ГПЗ залишились стабільними у 2017 році (510 тис. т нафти та газового конденсату та компонентів). Після набуття чинності новими нормами технологічного регламенту, якими забороняється реалізація дизельного палива Євро-4 в 2018 році, на заводі повністю перейшли на випуск дизельного палива класу Євро-5, що призвело до деяких змін у структурі виробництва нафтопродуктів.

тис. т

В той же час показник видобування нафти і конденсату іншими підприємствами зріс на 6% у 2017 році.

І нформація про реалізацію нафти та конденсату Укрнафтою у 2017 році

дол./барель

компанії24. Якби спецдозволи були продовжені вчасно, рівень видобутку нафти, конденсату та газу залишився б стабільним протягом року, а скорочення обсягів видобутку в 2017 році в порівнянні з попереднім роком було б втричі менше. У зв'язку з зупинкою виробництва на 6 родовищах, за час вимушеного простою Укрнафта втратила більше 92 тис. т нафти і конденсату і 76 млн куб. м газу. Укргазвидобуванням у 2017 році видобуло 470,1 тис. т газового конденсату та нафти, що на 15 тис. т менше показників 2016 року.

РІЧНИЙ ЗВІТ 2017

18,1

–0,41 –0,23

Інші темні н/п 2016

та газового конденсату аукціонним комітетом визнано такими, що не відбулися. Основними причинами виникнення такої ситуації є: 1) вкрай обмежений попит на нафту, оскільки сьогодні єдиним працюючим нафтопереробним заводом в Україні є Кременчуцький НПЗ. Діяльність інших п’яти заводів призупинена і відновлення їх роботи у короткостроковій перспективі малоймовірне; 2) законодавчо обмежені можливості інших способів та шляхів реалізації нафти та газового конденсату;

9,5 9,5

2017

3) перехід Укртатнафти на виробництво бензинів і дизельного палива підвищеної якості та збільшення обсягів переробки за рахунок закупівлі нафти сорту Azeri Light. В той же час за результатами аукціонів, що відбулись, ціна реалізації нафти і конденсату була на рівні світових цін нафти. У 2017 році обсяги виробництва нафтопродуктів та скрапленого вуглеводневого газу на працюючих НПЗ та ГПЗ зросли на близько 6% до 2,9 млн т. Зазначене збільшення обсягів

34,0 Мазут

51,1 51,1 177,5

Інші світлі н/п

139,1 104,0 14,9 11,2

Скраплений газ 4,0

97,4 Дизельне паливо

116,8 108,7 133,8

Бензини

156,3 176,8 2015

2016

2017 41

НАШ РИНОК ТА РЕФОРМИ

Транспортування сирої нафти Враховуючи історичні особливості та технологічну пов’язаність нафтотранспортних 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, а також від політики ресурсного забезпечення та технічного стану нафтопереробних підприємств Чехії, Словаччини та Угорщини. Зазначені залежності 42

15 10 5 0 –5

Грудень

Листопад

Жовтень

Вересень

Серпень

Липень

Червень

Травень

Квітень

Березень

Лютий

Січень

–10

Бензин А-95 (Україна) Котирування Gasoline 10 ppm (Північно-Західна Європа) Джерело: UPECO, Platts

орівняльна динаміка зміни оптових цін на дизпаливо в Україні П та Північно-Західній Європі (ціна на 01.01.2017 = 100%) у 2017 році25 40 30 20 10 0

Грудень

Листопад

Жовтень

Вересень

Серпень

Липень

Червень

Травень

Квітень

Березень

Лютий

–10

Дизпаливо (Україна) без податків та зборів Котирування ULSD 10 ppm (Північно-Західна Європа) Джерело: UPECO, Platts

характерні для усіх нафтотранспортних сервісних компаній світу оскільки обсяги транспортування нафти та відповідно обсяги замовлених послуг залежать від попиту на сировину. Значні потужності системи магістральних нафтопроводів України сьогодні не використовуються використовуються (див. інфографіку Потужності НПЗ України стор. 122).

Водночас обсяг транзиту нафти територією України у 2017 році порівняно з 2016 роком збільшився на 8%, обсяг транспортування для вітчизняних споживачів збільшився на 49% за рахунок нарощування постачання імпортної сировини на Кременчуцький НПЗ та 25

Оптові ціни на нафтопродукти в Україні, в дол. США (за середньомісячним курсом НБУ гривні до дол. США та Євро) за вирахуванням ПДВ, акцизного податку.

Основною причиною збільшення обсягів транзиту було відновлення нормального режиму роботи НПЗ Litvinov у Чехії у 2017 році та збільшення транзиту нафти на зазначене підприємство на близько 18%. Оскільки компанія Unipetrol, яка управляє НПЗ в Чехії, продовжила дію довгострокових контрактів з Росією щодо поставок нафти до липня 2019 року, є підстави розраховувати на продовження стабільних поставок нафти через український транзитний коридор до чеських НПЗ. В той же час, як результат диверсифікації джерел постачання сировини з боку нафтопереробних підприємств, продовжується подальше зниження обсягів транзиту до НПЗ Словаччини та Угорщини на 4% та 7% відповідно у 2017 році. Крім того, одним із факторів ризику, що може негативно вплинути на обсяги транзиту нафти нафтотранспортною системою України, є погіршення якісних характеристик російської нафтової суміші, яка поставляється до країн Європи. РФ наприкінці 2017 року та початку 2018 року переорієнтувала великі обсяги малосірчаної нафти із заходу на схід, щоб закріпити свою першість на ринку Китаю. Як результат, якість основного російського експортного сорту нафти Urals різко знизилась, викликавши невдоволення європейських переробників26. В кінці 2017 року офіційними представниками російського оператора магістральних нафтопроводів повідомлялось, що вміст сірки в нафті з відвантаженням з порту Приморськ виросте в 26

https://ru.reuters.com/article/businessNews/ idRUKBN1FP1FO-ORUBS

15,2

CAGR -2,7%

15 14 млн т

–20

О бсяги транзиту нафти у 2015–2017 роках

13,8

13,9

2016

2017

13 12 11 10

2015

О бсяги внутрішнього транспортування нафти у 2015–2017 роках* 2,5 CAGR 9,27%

2,1

2,0

млн т

–15

відповідно відновлення маршруту Одеса-Кременчуцький НПЗ.

Січень

З огляду на те, що Україна є імпортозалежною, зростання світової ціни нафти та нафтопродуктів спричинило підвищення оптових цін на ринку України: на кінець 2017 року ціна бензину та дизпалива зросла на близько 25% у порівнянні з початком 2017 року. Менша волатильність оптових цін нафтопродуктів на внутрішньому ринку України у порівнянні зі зміною цін на основних хабах Північно-Західної Європи насамперед пов’язана з особливостями системи закупівлі імпортних нафтопродуктів, а саме закупівлі на основі середньомісячних котирувань та наявністю в ціні закупівлі нафтопродуктів торгової надбавки постачальників.

П орівняльна динаміка зміни оптових цін на бензин в Україні та Північно-Західній Європі (ціна на 01.01.2017 = 100%) у 2017 році25

автомобільних бензинів та заміщення їх скрапленим вуглеводневим газом (у період 2014–2017 років споживання скрапленого вуглеводневого газу зросло на близько 65%). За інформацією Державної служби статистики України, в 2017 році реалізація бензинів через АЗС знизилась на 12,3%, до 1,61 млн т, промислове споживання збільшилось на 5% до 548 тис., в той час як обсяги споживання скрапленого вуглеводневого газу за той же період зросли на 9%.

РІЧНИЙ ЗВІТ 2017

1,5

1,6

1,4

1,0 0,5 0,0

2015

2016

2017

* Включаючи обсяги транспортування нафти для компаній групи

2018 році до 1,63%, з постачанням нафтопроводом «Дружба» і через Усть-Лугу – до 1,8%, через Новоросійськ – до 1,55%. За результатом проведеного аналізу перспективних проектів розвитку нафтотранспортної системи РФ27 можна зробити висновок, що тенденція щодо переорієнтування легкої малосірчаної нафти на східні ринки та заміщення експорту нафти нафтопродуктами є довготривалою, і в перспективі погіршення якісних характеристик російської нафтової суміші та збільшення обсягів експорту нафти нафтопровідною системою у західному напрямку є малоймовірними. 27

Основные инвестиционные проекты Группы Транснефть (станом на 30.09.17) http://www.transneft.ru/u/section_file/28354/ tn_mda_09m2017_rus.pdf

Зниження якісних характеристик нафти може призвести до зниження попиту на суміш, а також спонукати європейських споживачів до пошуку альтернативних шляхів постачання. Крім того, негативно на обсяги транзиту нафти нафтотранспортною системою України може вплинути підписана наприкінці 2016 року рамкова угода між чеською компанією Unipetrol та хорватським оператором магістральних нафтопроводів Jadranski Naftovod щодо налагодження співпраці та транспортування нафти до Чехії нафтопроводом «Адрія». Вказаний нафтопровід є альтернативою традиційним поставкам нафтопроводом «Дружба».

НАШ РИНОК ТА РЕФОРМИ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2017

ІСТОРИЧНА ПЕРЕМОГА УКРАЇНИ: СТОКГОЛЬМСЬКИЙ АРБІТРАЖ

Основні результати арбітражу за контрактом на постачання газу Вимоги Газпрому

485 $ за тис. куб. м

Після чотирьох років арбітражного провадження між Нафтогазом та Газпромом за двома контрактами Стокгольмський арбітраж ухвалив два доленосних рішення: перше 22 грудня 2017 року щодо контракту на постачання газу за принципом «бери або плати», а друге 28 лютого 2018 року стосовно транзитного контракту.

Стокгольмський арбітраж також задовольнив вимоги Нафтогазу щодо компенсації у сумі 4,63 млрд дол. за недопоставку Газпромом погоджених обсягів газу для транзиту.

За результатами двох проваджень Газпром повинен сплатити Нафтогазу 2,56 млрд дол. з урахуванням заліку у розмірі 2,1 млрд дол., який Нафтогаз вже отримав у вигляді газу, що був поставлений в 2014 році.

прив’язка до нафтопродуктів

56 52

Річний контрактний обсяг закупівлі газу

млрд куб. м

ОРДЛО

#Нафтогазпереміг

Контрактна ціна на газ у ІІ кварталі 2014 року

Сума вимог Газпрому за положенням «Бери або плати» за 2009-2017

млрд $

Ініційовані у 2014 році провадження стали найбільшим в історії комерційним арбітражем. Взаємні претензії склали біля 125 млрд дол., що загрожувало банкрутством як Газпрому, так і Нафтогазу.

Рішення суду

Сплатити за газ, який начебто був поставлений на окуповані території

352 $ за тис. куб. м

Ціна газу за ІІ квартал 2014 року знижена прив’зка до ринкової ціни на німецькому хабі

Вимоги «Бери або плати» повністю скасовано за 2009-2017

млрд куб. м

Контрактний обсяг знижено у відповідності до фактичних потреб

ОРДЛО

Ми не мусимо платити за ОРДЛО

млрд $

у Стокгольмському арбітражі з Газпромом $ 44,3

млрд

Максимальний можливий виграш Нафтогазу

3,1

$ млрд

На користь Нафтогазу

2,6 0,5 $ 81,4

млрд

компенсація від Газпрому зниження ціни у 2018-2019 рр

Максимальний можливий виграш Газпрому

22 грудня 2017 року Арбітражний суд ухвалив рішення на користь Нафтогазу у всіх спірних питаннях щодо контракту на поставку газу з Газпромом: ціноутворенню, положенню «бери або плати» та визнанню недійсними інших положень, які є необґрунтованими і суперечать принципам конкуренції, а саме: • Арбітражний суд повністю відхилив ретроспективні вимоги Газпрому на суму 56 млрд дол. згідно з положенням «бери або плати» (що встановлює зобов’язання здійснити оплату за невідібрані обсяги газу) за 2009–2017 роки. Нафтогаз домігся зменшення

у 10 разів майбутніх обов’язкових річних обсягів закупівлі газу у Газпрому з 42–52 млрд куб. м до 4–5 млрд куб. м, що відповідає фактичним потребам у імпорті газу. • Нафтогаз домігся перегляду в бік зменшення ціни газу відповідно до ринкових умов, а також компенсації за переплату за періоди після квітня 2014 року, коли Нафтогаз ініціював перегляд ціни. Зокрема, ціна газу, отриманого Нафтогазом у 2 кварталі 2014 року, знижена на 27% – з 485 дол./тис. куб. м до 352 дол./тис. куб. м. Завдяки перегляду

контрактної ціни Нафтогаз зекономив 1,8 млрд дол. на закупівлі газу, придбаного у 2014–2015 роках. Також арбітри вказали, що Нафтогаз не мусить платити за обсяги газу, які були поставлені на тимчасово окуповані території Луганської та Донецької областей, оскільки обсяги цих поставок визначити неможливо. Крім того, арбітраж визнав недійсними інші положення контракту, зокрема положення про заборону на реекспорт. Нафтогаз отримав можливість перепродавати газ за кордон.

НАШ РИНОК ТА РЕФОРМИ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2017

Основні результати арбітражу за контрактом на транзит газу

Невиконання Газпромом рішень арбітражу

28 лютого 2018 року Стокгольмський арбітражний трибунал ухвалив рішення на користь Нафтогазу щодо більшості важливих питань в спорі з Газпромом щодо контракту на транзит газу. • Трибунал підтвердив порушення Газпромом зобов’язань щодо обсягів транзиту, які відповідно до контракту становлять 110 млрд куб. м на рік, та присудив компенсацію в розмірі 4,63 млрд дол. Арбітражне рішення підтвердило юридичні зобов’язання Газпрому щодо поставок за транзитним контрактом.

1 березня 2018 року Газпром без попередження, у період аномальних холодів, не виконав контрактні зобов’язання і відмовився постачати газ Україні. Російська компанія

• Обсяг транзиту зберігається до завершення терміну дії контракту 31.12.2019 року (у 2017 році Газпром прокачав через Україну біля 95 млрд куб. м газу). • Трибунал не підтримав вимогу Нафтогазу щодо перегляду тарифу на транзит, оскільки заявка на перегляд, подана Нафтогазом у 2009 році, не відповідала процесуальним вимогам. Трибунал також не задовольнив вимогу Нафтогазу переглянути транзитний контракт відповідно до європейського та українського енергетичного й конкурентного законодавства, зауваживши, що

впровадження регуляторної реформи на території України є справою української влади і не входить до компетенції трибуналу в цій справі. Нафтогаз одержав фінансову перемогу і отримав право купувати газ за набагато кращою ціною, яка повністю відповідає європейському ринку. Газпром має виконувати зобов’язання щодо поставок за транзитним контрактом, але зі збереженням рівня тарифу на транзит. Нафтогаз також повинен знову купувати певний обсяг газу напряму в Газпрому на умовах попередньої оплати.

повернула Нафтогазу передоплату за березень, а також знизила на 20% тиск у газопроводах на своєму боці системи і звела до мінімуму продаж газу іншим клієнтам.

Відповідь Нафтогазу й України

Терміново замовили поставки з ЄС

Заміщення іншими видами палива

#ПРИКРУТИ Українці відгукнулися на заклик «прикрути». На 14% зменшено споживання газу у великих містах

Підтримували безперервний транзит до країн ЄС

Демарш Газпрому

50 атм Відмовився постачати газ в Україну

Відсутність поставок

Попередив Україну про намір припинити дію контрактів на поставку і транзит

Зниження тиску Знижено тиск для транзиту до Європи (50 атм замість обумовлених контрактом 60-65 атм)

єс

Звернення щодо скасування контрактів

Ціни на газ у Європі сягали 1000 дол/тис. куб. м

Нафтогаз протягом фактично однієї доби повністю замістив обсяги газу від Газпрому на газ від європейських постачальників та вжив заходів щодо скорочення споживання.

Крім того російський монополіст почав оскаржувати рішення арбітражу в шведських судах, висуваючи необґрунтовані претензії, та ініціював новий арбітраж, намагаючись скасувати результати попереднього.

З огляду на небажання Газпром виконувати свої юридичні зобов’язання за остаточними рішеннями Стокгольмського арбітражу в справах щодо постачання і транзиту газу Нафтогаз ініціював примусове

стягнення присуджених йому 2,6 млрд дол. Компанія звернулася до швейцарських судів з вимогою примусового стягнення коштів, і швейцарська влада вже вжила заходів щодо активів Газпрому на території країни.

(Нафтогаз не купував за такими цінами)

Загроза припинення транзиту

Зростання цін

Створення кризи через невиконнаня контрактів на поставку і транзит

НАШ РИНОК ТА РЕФОРМИ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2017

ВІДОКРЕМЛЕННЯ ФУНКЦІЇ ОПЕРАТОРА ГТС (АНБАНДЛІНГ) Відповідно до Закону України «Про ринок природного газу» діяльність із транспортування природного газу повинна бути відокремленою та незалежною від постачання та видобутку. Згідно з цим же законом, за виконання цих вимог відповідають вертикальноінтегрована компанія та оператор газотранспортної системи. Це імплементація принципів функціонування європейських ринків енергетики, які гарантують, що всі гравці знаходяться в рівних умовах, і вертикальноінтегрована компанія не може зловживати своїм становищем у разі отримання доступу до газотранспортної системи. На сьогодні вимоги щодо відокремлення не можуть бути виконані українською стороною через небажання Газпрому застосовувати українське та європейське законодавство у відносинах із Нафтогазом. У 2014 році Нафтогаз звернувся до Газпрому з проханням про застосування відповідного законодавства до контракту на транзит російського газу територією України на період 2009–2019 років, включно із правом передати права та зобов’язання Нафтогазу за цим контрактом до призначеного оператора ГТС. Це прохання не було задоволене Газпромом, що стало підставою для звернення 48

Нафтогазу до Стокгольмського арбітражного трибуналу. 28 лютого 2018 року трибунал оголосив остаточне рішення в справі Нафтогазу проти Газпрому щодо транзитного контракту. Трибунал задовільнив частину вимог у цьому провадженні, зокрема, зобов’язавши Газпром виплатити Нафтогазу 4,63 млрд дол. за недопоставку узгоджених обсягів газу для транзиту. За результатами двох арбітражних проваджень (щодо контрактів на транзит та на поставку природного газу) у Стокгольмі Газпром мав сплатити 2,56 млрд дол. на користь Нафтогазу.

матеріальних можливостей для надання послуг із транзиту природного газу, а також право користування газотранспортною системою. Технічну реалізацію контракту за зобов’язаннями Нафтогазу здійснює Укртрансгаз. У результаті Україна наразі знаходиться в ситуації 2014 року, коли, попри зусилля Нафтогазу, відокремлення функції транспортування є малоймовірним до завершення дії транзитного контракту. Виконання Нафтогазом вимог щодо анбандлінгу можливе лише за письмової згоди Газпрому. В іншому випадку втрата контролю Нафтогазу над

Однак, на жаль, трибунал не задовольнив вимогу Нафтогазу переглянути контракт у частині передачі прав та обов'язків на користь призначеного оператора, зауваживши, що впровадження регуляторної реформи на території України є справою української влади й не входить до компетенції трибуналу в цій справі.

Поточний контракт на транзит газу між Нафтогазом і Газпромом діятиме до 1 січня 2020 року. За контрактом Нафтогаз самостійно забезпечує належне функціонування ГТС України та гарантує надійний та безперебійний транзит, що означає наявність у компанії відповідних технічних та

газотранспортними активами представлятиме ризик невиконання зобов’язань щодо транзиту для європейських покупців газу. Компанія продовжує пошук рішення, проте слід наголосити, що саме український енергетичний регулятор НКРЕКП, за допомогою ЄС, має відігравати ключову роль і змусити

Газпром привести контракт у відповідність до норм права ЄС, імплементованих в українське законодавство. Разом із цим держава, в особі уряду, і далі зосереджує активні зусилля на визначенні технічних питань реструктуризації групи Нафтогаз із метою анбандлінгу, хоча, як зазначено вище, закон виставляє вимоги щодо відокремлення та незалежності саме перед оператором ГТС, який на сьогодні знаходиться в її структурі. Рішення Трибуналу не перешкоджає компанії продовжувати активну підготовку до відокремлення після 2019 року. Міжнародна компанія PricewaterhouseCoopers Polska Sp. z o.o. (PwC) стала радником Нафтогазу в процесі відокремлення діяльності з транспортування газу. Фахівцями Нафтогазу та Укртрансгазу спільно з експертами PwC було проведено інвентаризацію, визначено категорії основних засобів та нематеріальних активів, які мають бути передані новому оператору ГТС, розроблено детальну послідовність кроків для реалізації постанови Кабінету Міністрів України № 496 «Про відокремлення діяльності з транспортування та зберігання (закачування, відбору) природного газу». Створена та почала працювати філія «Оператор ГТС України» (ОГТСУ), як філія в структурі Укртрансгазу. У філії сконцентровані декілька десятків тисяч активів, необхідних для транспортування газу, переведені відповідні працівники та налагоджені бізнес процеси. За висновком

«Запропонована внутрішня реструктуризація – це дуже правильний і перший реальний крок у напрямку відокремлення оператора ГТС, який ми бачимо з української сторони» Янеш Копач, голова Секретаріату Енергетичного Співтовариства

консультантів, філія поєднує всі ключові процеси, необхідні для сертифікації оператора газотранспортної системи за моделлю OU, що передбачена законодавством України. Отже, функція транспортування природного газу, фактично, готова до відокремлення. Якби не протидія Газпрому, Нафтогаз зміг би передати її новій юридичній особі та виконати вимоги законодавства. Зусилля Нафтогазу під час проведення анбандлінгу зосереджені на тому, щоб Україна отримала максимальні вигоди від використання транзитної інфраструктури, як за укладеними контрактами, так і тими, що будуть укладені після 2019 року. Разом із цим, балансова вартість газотранспортних активів на кінець 2017 року склала майже 190 млрд грн. Відокремлення цих активів має бути проведене у такий спосіб, щоби не призвести ні до зменшення цінності цих активів, ні до втрат групи Нафтогаз. Головною метою створення незалежного оператора газотранспортної системи є сприяння розбудові ефективного ринку газу. Такий оператор виступає сполучною ланкою між сторонами, які подають газ у систему та сторонами, які відбирають газ із системи, і не може брати на себе ризики будь-якої зі сторін. Водночас компетентний та незалежний енергетичний регулятор

контролює незалежність оператора ГТС, дотримання правил конкуренції та належне функціонування ринку газу. Очевидно, що відокремлення функції транспортування без виконання чітких передумов, не забезпечить бажаної незалежності оператора ГТС та успіху реформи ринку природного газу в Україні загалом. Для того, щоб оператор був дійсно незалежним, необхідно виконати такі умови: • щоби Кабінет Міністрів України не міг здійснювати контроль над незалежним оператором газотранспортної системи і відповідно він не міг бути визнаним вертикальноінтегрованою організацією відповідно до Закону України «Про ринок природного газу» а) мають бути внесені зміни до законодавчих актів, що регулюють діяльність Міністерства енергетики та Кабінету Міністрів України, та б) оператор ГТС повинен мати впроваджену систему корпоративного управління згідно з принципами та рекомендаціями ОЕСР, і, зокрема, наглядову раду з більшістю незалежних членів та широкими повноваженнями для забезпечення максимальної автономії компанії (включно із затвердженням стратегії, планів розвитку, фінансових планів та призначень);

НАШ РИНОК ТА РЕФОРМИ

• має бути створена законодавча база, що максимально наблизить права оператора ГТС щодо газотранспортної інфраструктури до прав власності (включно із правом вносити майно у заставу); • вторинне законодавство, зокрема, мережеві кодекси (в першу чергу, Кодекс газотранспортної системи України, який встановлює «правила гри» на ринку) має відповідати стандартним мережевим кодексам ЄС, і, відповідно, вимогам Третього енергетичного пакету; • мають бути розв’язані проблеми нежиттєздатності бізнес-моделі підприємств теплопостачання та операторів ГРМ, які, користуючись недосконалістю законодавства, перекладають ризики та збитки на оператора ГТС, що

РІЧНИЙ ЗВІТ 2017

забезпечує балансування системи; • за результатами проекту технічної допомоги ЄК має бути впроваджена програма оптимізації підземних сховищ природного газу, визначено найбільш ефективний спосіб їх використання. Окрім іншого, необхідно вирішити питання про закупівлю і фінансування майже 4,7 млрд куб. м природного газу Нафтогазу, що на разі безкоштовно використовуються Укртрансгазом для забезпечення нормативного рівня буферного газу; • новий склад Енергетичного регулятора має здобути довіру учасників ринку та міжнародних партнерів щодо своєї незалежності та компетентності. На сьогодні оператор ГТС у структурі Нафтогазу

забезпечує вільний доступ до газотранспортної інфраструктури. Про це свідчить відсутність звернень від замовників послуг транспортування. Разом із цим, відокремлення функції транспортування без забезпечення перелічених передумов може становити загрозу дискримінації окремих учасників ринку природного газу, і зокрема, дискримінації Нафтогазу. Прикладів такої дискримінації достатньо. Це і функція гарантованого постачальника, покладена на Нафтогаз до 2015 року; і, фактично, роль суб’єкта, на якого записуються відбори найбільш проблемних суб’єктів ринку, починаючи із 2016 року тощо. Унаслідок такої дискримінаційної політики на кінець 2017 року сумарна прострочена заборгованість підприємств ТКЕ, ТЕЦ та прямих промислових споживачів перед Нафтогазом склала майже 28 млрд грн.

ЛІБЕРАЛІЗАЦІЯ СЕГМЕНТУ ПОСТАЧАННЯ ГАЗУ ПОБУТОВИМ СПОЖИВАЧАМ, ПСО ТА СИСТЕМА СУБСИДІЙ

Лібералізований та конкурентний роздрібний ринок газу за европейським зразком був і залишається для групи Нафтогаз головною ціллю реформи ринку газу. Її досягнення буде відчутним результатом реформи ринку газу для кожного споживача. За визнанням самих учасників ринку, уже зараз сегмент постачання газу непобутовим споживачам став повністю лібералізованим та висококонкурентним. На українському ринку працює

понад 400 постачальників, а також понад 60 незалежних імпортерів природного газу. Зміна цінової політики в сегменті постачання газу побутовим споживачам, розпочата в 2014, стала очевидною причиною скорочення використання природного газу населенням майже на третину в період з 2014 до 2017 року. Зростання ціни сприяло як зміні поведінки споживачів, що призвело до зменшення марнотратного використання газу, так і стало стимулом до підвищення

енергоефективності та енергоощадності, а також створило умови для заміщення природного газу іншими видами палива чи енергії. Водночас сегмент постачання газу побутовим споживачам (населенню) залишається нелібералізованим та неконкурентним. Цьому перешкоджають дві основні системні проблеми: недосконалі та неефективні діючі моделі спеціальних обов’язків (ПСО) на ринку газу та житлових субсидій.

Спеціальні обов’язки на ринку газу ПСО – це спеціальні обов’язки, суть яких у тому, що уряд встановлює ціну на газ на рівні нижче ринкової і зобов’язує окремі компанії продавати газ за регульованою ціною. Виконавці спеціальних обов’язків мають право на компенсацію пов’язаних із їх виконанням витрат. 50

Діюча модель спеціальних обов’язків зобов’язує Нафтогаз реалізувати газ власного видобутку та імпортований газ визначеним регіональним газопостачальним компаніям (облгаззбутам), які є єдиними постачальниками для населення в певному регіоні. Компанія не має права відмовити облгаззбуту, незважаючи на борги за

раніше наданий йому газ. Ці компанії де-факто монопольно працюють на пільгових умовах у сегменті постачання газу населенню та не несуть жодних фінансових ризиків, оскільки не зобов’язані оплачувати газ за передоплатою чи сплачувати фінансові санкції при невчасній післяплаті. Де-факто облгаззбут є посередником. 51

НАШ РИНОК ТА РЕФОРМИ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2017

Головні вади діючої системи ПСО

РИЗИК ОБСЯГУ

1. Продаж газу за ціною нижчою за ринкову та відсутність механізмів компенсації витрат

забезпечення фінансових розрахунків між суб’єктами ринку. Чинні процедури не дозволяють Нафтогазу обмежити постачання газу облгаззбутам за несплату. Як наслідок, облгаззбути за близько 2,5 роки свого існування накопичили більше 34 млрд грн боргу.

Встановлені урядом ціни є нижчими за ринкові, що повністю виключає виникнення комерційного інтересу в незалежних постачальників до цього сегменту. Діюча модель ПСО не містить ефективних механізмів

оцінює належну їй компенсацію за виконання спеціальних обов’язків в період з 1 жовтня 2015 до 31 грудня 2017 року в більш ніж 111 млрд грн та змушена в судовому порядку захищати своє законне право на її отримання. Суд зобов’язав уряд визначити джерела фінансування, а також порядок компенсації за виконання ПСО, але на сьогодні це рішення не виконано.

Крім того, уряд не визначив механізми компенсації та джерела фінансування. Група Нафтогаз

УГВ Збиток від неринкової ціни

млрд грн

74,8 млрд грн

Нафтогаз Пов’язаний резерв на сумнівну заборгованість

24,1 млрд грн

Нафтогаз Пов’язані збитки

12,1

РИЗИК ЦІНИ ВИТРАТИ НА ФІНАНСУВАННЯ ТА ЗБЕРІГАННЯ

податки та дивіденди

OБЛГАЗЗБУТИ

НАСЕЛЕННЯ

Нафтогаз та УГВ вимагають компенсацію витрат від ПСО у 2015–2017 роках

111 зокрема

НАФТОГАЗ

РИЗИК ВАЛЮТНИЙ

ОПЛАТА ГРОШИМА

Спожито і не оплачено

Спожито і оплачено ПРОБЛЕМА

Нафтогаз недоотримує гроші, сплачені людьми за його газ

ПРОБЛЕМА

Неефективна робота з боржниками

ОПЛАТА СУБСИДІЯМИ

«Мертві душі» ПРОБЛЕМА

Газ пішов іншим споживачам; Нафтогаз ніколи не отримує гроші

Реально спожито людьми ПРОБЛЕМА

Ризик того, що Нафтогаз недоотримає гроші, перераховані державою

Додаткові обсяги за нормативами ПРОБЛЕМА

Газ пішов іншим споживачам; держава фінансує надмірний обсяг субсидій

млрд грн

Схема постачання газу населенню в рамках ПСО Компенсація витрат від ПСО, яку вимагають УГВ та Нафтогаз

• Відповідно до Закону «Про ринок природного газу» УГВ та Нафтогаз мають право на компенсацію витрат від ПСО • КМУ не визначив порядок компенсації, коли покладав спецобов’язки в 2015 та 2017 роках • Суд та апеляційний суд: КМУ повинен визначити порядок та джерела фінансування

2. Продаж газу через посередників, що значно ускладнює процес контролю використання газу за цільовим призначенням та забезпечення розрахунків

ціальних обов’язків отримують не лише вразливі споживачі, а й ті, які мають достатній рівень доходів для оплати газу та тепла за власний кошт, що призводить до неефективного використання коштів державного бюджету.

Відсутність ефективних механізмів контролю за цільовим використанням газу створює підґрунтя для зловживань. Необгрунтовані вигоди від спе-

На сьогодні відсутній будь-який дієвий механізм підтвердження облгаззбутом постачання певних об’ємів газу конкретним споживачам в рамках виконання спе-

ціальних обов’язків. Не відомо, чи дійсно весь газ за зниженою ціною постачається саме населенню. Нафтогаз зацікавлений у підтвердженні фактичних обсягів постачання газу населенню, оскільки від цього залежить розмір витрат групи Нафтогаз на виконання спеціальних обов’язків. В умовах відсутності компенсації за виконання спеціальних обов’язків ці витрати перетворюються на збитки групи Нафтогаз.

Проблема №1 Нема прозорості та доступу до бази даних споживачів

Проблема №2 Робота зі збору боргів

Проблема №3 Маніпуляція обсягами споживання

Нафтогаз як постачальник газу населенню має багато ризиків: коливання ціни, обсягів та валютного курсу, а також витрати на зберігання газу. Облгаззбути як посередники лише виставляють рахунки кінцевим споживачам. При цьому вони не надають Нафтогазу даних щодо фактичних обсягів використання газу. Споживачі платять не безпосередньо Нафтогазу, а на рахунки облгаззбутів. З 1 червня 2017 року Нафтогаз втратив доступ до даних про фактичні розрахунки споживачів за газ.

Нафтогаз не має даних щодо боржників і не може стягувати з них борги, оскільки це є функцією облгаззбутів, але вони виконують її неефективно. Оскільки облгаззбути не несуть фінансових витрат на обслуговування боргу за газ перед Нафтогазом, то в них немає дієвого стимулу ефективно працювати з боржниками, що призводить до накопичення боргів за газ перед компанією.

Перевірка діяльності ВАТ «Кіровоградгаз» після відновлення оперативного контролю та зміни керівництва в червні 2017 року показала, що більше 9,8 млн куб. м газу було записано на неіснуючих абонентів або так звані «мертві душі». Кіровоградгаз повідомив про виявлені факти правоохоронні органи, але подібні випадки можуть бути і в інших облгазах та облгаззбутах, що завдає збитків Нафтогазу.

НАШ РИНОК ТА РЕФОРМИ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2017

Проблема №4 Часткова монетизація субсидій Система розрахунків за газ, який використовують отримувачі житлових субсидій, є недосконалою. З 1 січня 2018 року розпочалася так звана «монетизація» житлових субсидій, хоча фактично, як і до цього, кінцеві споживачі не отримують та не розпоряджаються коштами належної їм державної допомоги. Після запровадження «монетизації» держава перераховує кошти на казначейські рахунки облгаззбутів, але ефективного та дієвого механізму контролю їх цільового використанням так і не створено. Хоча Міністерство фінансів і намагається забезпечити

контроль та черговість розрахунків за газ, але є ризики того, що його Наказ №1 від 4 січня 2018 року «Про порядок проведення органами казначейства розрахунків та фінансування видатків місцевих бюджетів на здійснення заходів з виконання державних програм соціального захисту населення за рахунок субвенцій з державного бюджету» може бути оскаржений в судовому порядку. Проблема №5 Надмірні норми споживання Одночасно з ціновою лібералізацією уряд розширив систему адресних субсидій для населення. На кінець 2017 нею користувались близько 6,9 млн домогосподарств, що

становило близько 45% від їх загальної кількості. З одного боку, це дозволило пом’якшити вплив зростання цін на населення, особливо для категорій із низькими доходами. З іншого боку, вади системи субсидій призвели як до надмірного витрачання коштів державного бюджету на оплату субсидій, так і до надмірних некомпенсованих фінансових втрат Нафтогазу. Першопричинами цих вад були недостатня адресність субсидій, завищені соціальні нормативи, за якими призначаються субсидії, а також низька мотивація до ощадного споживання газу у отримувачів субсидії. Проведений аналіз показав, що отримувачі субсидій споживають удвічі більше газу за споживачів,

які сплачують власними коштами та проживають у будинках такої ж площі. Неринкові ціни та відсутність ефективного контролю за використанням газу і розрахунками знищують потенційний інтерес у незалежних постачальників до цього сегменту ринку. Побутові споживачі не можуть обирати постачальника, а тому цей

Використання газу на потреби опалення за категоріями абонентів*

З 1 жовтня 2017 року мав би діяти механізм автоматичного перегляду ціни на рівні імпортного паритету, який, на жаль, не запрацював, хоча це було зобов'язання уряду перед МВФ. Секретаріат Енергетичного співтовариства неодноразово звертав увагу уряду на вади діючої

моделі спеціальних обов’язків на ринку газу щодо її дискримінаційності, непропорційності та недостатньої визначеності з правової точки зору. За відсутності належних дій з боку уряду з усунення цих вад Секретаріат Енергетичного співтовариства розпочав процедуру вирішення спорів у справі ECS-2/1728. 28

https://www.energy-community.org/legal/ cases/2017/case0217UE.html

Як вирішити проблему З огляду на зазначені проблеми, задля розвитку лібералізованого та конкурентного роздрібного ринку постачання газу побутовим споживачам необхідно зробити такі кроки: 1. Врегулювати питання надання компенсації суб’єктам ринку, на яких покладено спеціальні обов’язки, або скасувати державне регулювання цін на природний газ та перейти до ринкового ціноутворення.

Отримувачі субсидій використовують удвічі більше газу, ніж споживачі, які оплачують газ самостійно

ринок залишається неконкурентним.

2. Усунути посередників у сегменті постачання газу побутовим споживачам. Нафтогаз готовий скласти конкуренцію регіональним газопостачальним компаніям та забезпечувати населення природним газом без посередників. 3. Вдосконалити систему нарахування та фінансування житлових субсидій, зокрема провести грошову монетизацію субсидії на рівні кінцевого споживача.

Виконання цих кроків дозволить: – залучити на цей сегмент ринку незалежних постачальників, що дозволить споживачу реалізувати на практиці його право вибору постачальника; – уникнути надмірних витрат як коштів платників компанії, так і збитків компанії; – підвищити ефективність використання природного газу, що підвищить енергетичну безпеку країни, покращить її торговельний баланс та наблизить країну до самозабезпечення природним газом.

73% У 2,1 раза більше

У 1,6 раза більше

Квартира

2016/2017 Кіровоградська обл.

20% Будинок

НІЖ ТІ, ХТО НЕ ОТРИМУЄ СУБСИДІЇ АБО ПІЛЬГИ

ОТРИМУВАЧ СУБСИДІЇ

У 1,6 раза більше У 1,3 раза більше Квартира

Будинок

ОТРИМУВАЧ ПІЛЬГ

* за результатами аналізу абонентської бази Центргазу (Кіровоградська область)

НАШ РИНОК ТА РЕФОРМИ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2017

ВАЖЛИВІ РЕГУЛЯТОРНІ ЗМІНИ 2017 РОКУ У 2017 році значно уповільнився процес приведення законодавства України до європейських правил функціонування ринку природного газу та Закону України «Про ринок природного газу».

Регуляторні зміни

Розпочато впровадження нової моделі корпоративного управління держкомпаніями. Постановою Кабінету Міністрів України від 10.03.17 № 142 «Про деякі питання управління державними унітарними підприємствами та господарськими товариствами, у статутному капіталі яких більше 50 відсотків акцій (часток) належать державі» було затверджено: Порядок утворення, організації діяльності та ліквідації наглядової ради державного унітарного підприємства та її комітетів;

Регуляторні зміни

Знижено ставки ренти на видобуток природного газу. Прийнято Закон України «Про внесення змін до Податкового кодексу України та деяких законодавчих актів України щодо забезпечення збалансованості бюджетних надходжень у 2018 році» від 07.12.17 № 2245-VIII. Таким чином, для нових свердловин рента на видобуток природного газу знижена до 12% (для свердловин глибиною до 5000 м) і до 6% (для свердловин глибше ніж 5000 м). Також Закон передбачає зниження з 1 січня 2019 року ставки на газоконденсат з 21–45% до 14–29%. Прийняті ставки законодавчо закріплено до 2023 року.

Затверджено ліцензійні умови провадження господарської діяльності на ринку природного газу. Прийнято Постанову НКРЕКП від 16.02.17 № 201 «Про затвердження Ліцензійних умов провадження господарської діяльності на ринку природного газу».

Дію Закону України «Про запобігання корупції» поширено на членів наглядових рад юридичних осіб публічного права, зокрема, державних підприємств та державних організацій, що мають на меті одержання прибутку. Прийнято Закон України «Про внесення змін до деяких законів України щодо особливостей фінансового контролю окремих категорій посадових осіб» від 23.03.17 № 1975-VIII.

Вплив змін на функціонування ринку

Позитивна подія для ринку, що сприятиме розвитку видобувної галузі, виконанню Програми з видобутку 20/20 з метою забезпечення енергетичної незалежності країни

що стосується виконання положень Закону України «Про ринок природного газу» і спрямована на формування ринку природного газу шляхом встановлення вичерпного переліку вимог щодо провадження господарської діяльності з транспортування/зберігання/розподілу/ постачання природного газу, газу (метану) вугільних родовищ, які є обов’язковими для виконання ліцензіатом та яким має відповідати здобувач ліцензії для її одержання.

Негативна подія для ринку. Зміни до Закону України «Про запобігання корупції» створили ризики для залучення кваліфікованих осіб до наглядових рад суб’єктів господарювання державного сектору.

Позитивна подія для ринку. Урядом розпочато впровадження нової моделі корпоративного управління держкомпаніями для підвищення ефективності діяльності суб’єктів господарювання державного сектору економіки. Очікується, що нова модель створить фінансову вигоду для державного бюджету, позитивно вплине на національну економіку та бізнессередовище, що посилить привабливість України для іноземних інвесторів, забезпечить деполітизацію роботи держкомпаній.

Порядок проведення конкурсного відбору кандидатів на посаду незалежного члена наглядової ради та Вимоги до незалежного члена наглядової ради державного унітарного підприємства та їх призначення, а також проведення конкурсного відбору кандидатів на посаду незалежного члена наглядової ради господарського товариства, у статутному капіталі якого більше 50 відсотків акцій (часток) належать державі.

Здійснено заходи, спрямовані на приведення до європейських стандартів обліку природного газу.

Позитивна подія для ринку,

Вплив змін на функціонування ринку

Постанова НКРЕКП від 26.01.17 № 84 «Про затвердження Змін до деяких постанов НКРЕКП щодо запровадження на ринку природного газу використання одиниць енергії» зобов’язує операторів газорозподільних систем надавати споживачам природного газу у платіжних документах, поряд з обсягами природного газу в куб. м, інформацію про кількість спожитого газу в енергетичних одиницях. При цьому, переходу ринку природного газу на розрахунки в енергетичних одиницях на даному етапі не відбулося.

Подовжено період встановлення індивідуальних лічильників споживачам природного газу. Законом України «Про внесення змін до Закону України «Про забезпечення комерційного обліку природного газу» щодо порядку встановлення лічильників споживачам природного газу» від 21.12.17 № 2260-VIII продовжується період установки газових лічильників населенню до 1 січня 2021 року. Передбачено, що встановлення лічильників відбуватиметься за кошти Державного бюджету. Споживачам, які самостійно встановили лічильники на газ протягом 2018 року, відповідна компенсація буде надана протягом 12 місяців.

Нейтральна подія для ринку, оскільки на сьогодні облік природного газу в Україні здійснюється у куб. м за стандартних умов відповідно до «ГОСТ 2939-63 Газы. Условия для определения объема» (температура 20° С та абсолютний тиск 101,325 кПа). Облік природного газу в країнах ЄС здійснюється в одиницях енергії. Таким чином, в Україні та країнах ЄС застосовуються різні одиниці вимірювання обсягів природного газу, що створює перешкоди для налагодження бізнесу з європейськими партнерами та уповільнює процес інтеграції газового ринку України до газового ринку ЄС.

Позитивна подія для ринку. Подовження строків встановлення лічильників газу у побутових споживачів було обумовлено неефективністю державної регуляторної політики в період дії Закону в попередній редакції в частині, зокрема, тарифного регулювання, яке не забезпечило достатнього обсягу фінансування заходів із встановлення лічильників для виконання вимог Закону у визначені ним строки, а також недостатньої дієвості заходів регуляторного контролю за ефективністю використання операторами ГРМ тарифної виручки для фінансування заходів із встановлення лічильників. Однак, є складнощі в практичній реалізації норми Закону про компенсацію побутовим споживачам витрат в разі самостійного встановлення індивідуальних лічильника природного газу.

НАШ РИНОК ТА РЕФОРМИ

Регуляторні зміни

Внесено зміни до Кодексу ГТС щодо балансування на ринку природного газу. НКРЕКП 27.12.17 ухвалила постанову № 1437 «Про затвердження Змін до деяких постанов НКРЕКП щодо впровадження добового балансування на ринку природного газу та процедури розробки, подання і затвердження Плану розвитку газотранспортної системи на наступні 10 років».

РІЧНИЙ ЗВІТ 2017

Вплив змін на функціонування ринку

Негативна подія для ринку. Зазначена постанова була прийнята з порушенням статті 33 Закону України «Про ринок природного газу», якою закріплено право Оператора ГТС розробляти Кодекс ГТС. Так, Оператор ГТС ПАТ «Укртрансгаз» розробив новий проект Кодексу ГТС з метою впровадження в Україні добового балансування у відповідності до Регламенту (ЄС) 312/2014 і подав його на розгляд до робочої групи при НКРЕКП 30.06.17. Під час роботи над цим проектом в рамках цієї робочої групи виникла необхідність доопрацювати проект Кодексу. Не дочекавшись оновленого проекту від Оператора ГТС, НКРЕКП самостійно розробила зміни до Кодексу ГТС щодо добового балансування і оприлюднила їх 21.09.17 на своєму веб-сайті для публічного обговорення. При цьому проект Кодексу ГТС, доопрацьований Оператором ГТС і направлений до НКРЕКП 28.09.17, був залишений Регулятором без розгляду. Компанія і ПАТ «Укртрансгаз» брали участь у всіх нарадах, проведених НКРЕКП з питань добового балансування, і неодноразово висловлювали зауваження щодо невідповідності змін, розроблених НКРЕКП, Регламенту (ЄС) 312/2014 як по формі, так і по суті. Незважаючи на ці критичні зауваження, НКРЕКП затвердила зміни, що ставлять під загрозу існування системи балансування як такої та загрожують створити суттєві фінансові втрати для оператора ГТС та інших учасників ринку. Це безпосередньо стосується неправильно визначеного механізму нейтральності як основи для добового балансування та включення обсягів несанкціонованого відбору до процесу балансування всупереч вимогам Регламенту (ЄС) 312/2014. До того ж, зміни, затверджені Регулятором, є дискримінаційними по відношенню до постачальників зі спеціальними обов’язками (ПСО), оскільки затверджена нова редакція Кодексу ГТС передбачає, що споживачів, які мають право на отримання природного газу в рамках ПСО, визначатиме оператор ГТС шляхом заповнення інформаційної платформи, у той час як решта постачальників будуть здійснювати реєстрацію своїх споживачів самостійно. Така автоматична реєстрація суперечить положенням Закону України «Про ринок природного газу», згідно з якими саме Кабінет Міністрів України визначає умови постачання природного газу за ПСО. Нова редакція Кодексу ГТС, прийнята НКРЕКП, також не враховує пропозиції Оператора ГТС, які значно покращили б роботу ринку природного газу (зокрема, щодо усунення обмежень у розподілі потужності внутрішньодержавних точок, впровадження механізму реалізації права великих промислових споживачів мати декількох постачальників протягом однієї газової доби тощо).

Регуляторні зміни

Покладено спеціальні обов΄язки на компанію і газовидобувні підприємства групи Нафтогаз (ПАТ «Укргазвидобування», ПАТ «ДАТ «Чорноморнафтогаз»). Постановою КМУ від 22.03.17 № 187 «Про затвердження Положення про покладення спеціальних обов’язків на суб’єктів ринку природного газу для забезпечення загальносуспільних інтересів у процесі функціонування ринку природного газу» (далі – ПСО) на газовидобувні підприємства групи Нафтогаз покладено спеціальні обов’язки продавати газ власного видобутку компанії для формування ресурсу природного газу для побутових споживачів, релігійних організацій та виробників теплової енергії (в рамках визначених категорій використання природного газу), а на Компанію покладено обов’язок реалізовувати цей газ постачальникам для забезпечення потреб побутових споживачів, релігійних організацій, та виробникам теплової енергії (за умови виконання ними визначених умов)

Постановою КМУ № 166 від 28.02.18 до споживачів категорії ПСО також було включено Міжнародний дитячий центр «Артек». Постановою КМУ від 28.03.18 № 228 дію ПСО було продовжено до 01.06.18. Постановою КМУ від 30.05.18 № 415 дію ПСО було продовжено до 01.08.18.

Затверджено непрозорий механізм розподілу коштів зі спеціальних рахунків регіональних постачальників природного газу. 01.10.17 вступила в дію Постанова КМУ від 23.08.17 №667 «Про внесення змін до постанови Кабінету Міністрів України від 26.04.17 № 296 «Деякі питання розрахунків за спожитий природний газ». Положеннями постанови №667 затверджено непрозорий механізм розподілу коштів зі спеціальних рахунків, який на практиці дозволив недобросовісним постачальникам отримувати більше коштів, ніж встановлений Урядом розмір максимальної торговельної націнки.

Вплив змін на функціонування ринку

Негативна подія для ринку. Чинний режим ПСО є надмірним і виходить за межі того, що є мінімально достатнім для досягнення реальної мети задоволення загальносуспільного інтересу у процесі функціонування ринку природного газу. Натомість, він спотворив конкуренцію на роздрібному ринку природного газу, створивши преференції для окремих регіональних постачальників («облгаззбутів»). Прийняття цієї постанови поставило під сумнів належне виконання Україною зобов’язань за Договором про заснування Енергетичного Співтовариства, що змусило Секретаріат Енергетичного Співтовариства ініціювати відповідне провадження щодо України (Case ECS-2/17). Більше того, ціна, за якою здійснюється продаж і постачання природного газу в рамках ПСО, не відповідає ринковій, що суперечить Меморандуму щодо економічної і фінансової політики, погодженим Міжнародним валютним фондом 01.09.16.

Впроваджений механізм ПСО в цілому завдає значних збитків компанії і підприємствам групи Нафтогаз, у тому числі через високий рівень заборгованості перед компанією за природний газ, що реалізується в рамках ПСО (станом на 08.05.18 заборгованість регіональних постачальників перед компанією складає близько 25,4 млрд грн, заборгованість виробників теплової енергії складає близько 27,3 млрд грн), та відсутність механізму компенсації суб’єктам, на яких покладені ці спеціальні обов’язки (що вимагається Законом і є невід’ємною частиною механізму ПСО).

Негативна подія для компанії. Втрата чинності з 01.04.17 ч.6 ст.11 Закону України «Про ринок природного газу» з одночасним продовженням дії режиму спеціальних обов’язків призвела до продовження дії механізму спеціальних рахунків, шляхом прийняття постанови КМУ від 26.04.17 №296, відповідно до якої кошти зі спецрахунків облгаззбутів перераховувались уповноваженими банками за затвердженими раніше НКРЕКП нормативами. Проте постановою КМУ від 23.08.17 №667 з 05.09.17 механізм спецрахунків було суттєво змінено та передбачено, що постачальники природного газу («облгаззбути») одноосібно визначають нормативи та суми перерахування коштів без погодження з іншими учасниками розрахунків, та надають установам уповноважених банків платіжні доручення для перерахування коштів. Зміна порядку призвела до подальшого накопичення заборгованості «облгаззбутів» перед Компанією, яка станом на 08.05.18 становить 25,4 млрд грн.

НАШ РИНОК ТА РЕФОРМИ

Регуляторні зміни

Змінено порядок фінансування пільг та житлових субсидій населенню. Уряд України постановою від 08.11.17 № 951 «Про внесення змін та визнання такими, що втратили чинність, деяких постанов Кабінету Міністрів України» з 01.01.18 змінив порядок виплати коштів субвенції на фінансування пільг та житлових субсидій.

Вплив змін на функціонування ринку

Негативна подія для компанії. Позитивна ідея щодо спрощення порядку фінансування субсидій та їх монетизації на рівні надавачів житловокомунальних послуг в результаті впровадження недоопрацьованого механізму, який містить низку прогалин та недоліків, може призвести у 2018 році до накопичення боргів за природний газ перед Компанією як оптовим продавцем та постачальником із спеціальними обов’язками. Окрім того, прийняття постанови призведе до зменшення сум перерахування коштів на рахунки Компанії із спеціальних рахунків теплопостачальних підприємств згідно з постановою КМУ від 18.06.14 №217.

Внесення змін до порядку розподілу коштів зі спецрахунків ТКЕ. Протягом 2017 року до постанови КМУ від 18.06.14 № 217 тричі внесено зміни (Постанови КМУ №70, 492, 951), спрямовані виключно на зменшення обсягу розрахунків ТКЕ з компанією та збільшення частки коштів у розпорядженні ТКЕ

Негативна подія для компанії. Постановою КМУ №70 зменшено коригуючий коефіцієнт при розрахунках за природний газ з компанією та, відповідно, норматив перерахування їй коштів. Постановою КМУ №492 збільшено граничний норматив перерахування коштів ТКЕ та, відповідно, зменшено норматив перерахування коштів для компанії. Загальний негативний економічний ефект для компанії від прийняття цих двох постанов склав за 2017 рік 0,4 млрд грн. Постановою КМУ №951 ТКЕ надано право зменшувати обсяг розрахунків «живими» коштами на 25-30% від будь-якої суми розрахунків з компанією пільгами та субсидіями.

НАШІ РЕЗУЛЬТАТИ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2017

НАПРЯМКИ БІЗНЕСУ ГРУПИ НАФТОГАЗ

ГЕОГРАФІЧНИЙ РОЗПОДІЛ ЗАПАСІВ ПРИРОДНОГО ГАЗУ В УКРАЇНІ Група Нафтогаз володіє найбільшими запасами нафти і газу в Україні. Відповідно до оцінки, виконаної компанією Miller and Lents та компанією

DeGolyer and MacNaughton згідно з класифікацією PRSM30, запаси природного газу групи 30

Petroleum Resources Management System

Природний газ, млрд куб. м

Нафтогаз (доведені та ймовірні) складають 308 млрд куб. м, запаси нафти та газового конденсату (доведені та ймовірні) становлять 51 млн т. Нафта та газовий конденсат, млн т

Природний газ (млн барелів нафтового еквіваленту)*

Нафта та газовий конденсат (млн барелів)*

Нафтогаз**

ЗМІНИ У ПРЕДСТАВЛЕННІ БІЗНЕСІВ

доведені розроблені

–

доведені нерозроблені

–

ймовірні

–

видобуток вуглеводнів

–

приріст запасів вуглеводнів

–

104,85

15,21

620,43

110,71

104,85

15,21

620,43

110,71

–

Запаси станом на 31.12.2017

У 2018 році Нафтогаз змінив підхід до структурування бізнесів (див. Примітку 4 до консолідованої фінансової звітності за 2017 рік). Зміна підходу пояснюється: 1) відповідними змінами в оцінці та моніторингу керівництвом операційної ефективності ключових бізнесів; 2) необхідністю надати чітку картину результатів діяльності компанії шляхом розбивки її діяльності за клієнтами на різні сегменти (які охоплюють усі витрати ланцюга створення цінності з метою надання певних послуг та/або товарів клієнту або клієнтам сегменту29). Що стосується інших ключових змін, Нафтогаз почав: в изначати чотири основні групи клієнтів сегментів, пов'язаних з виробництвом,

Зокрема, результат сегменту «Виробництво, імпорт та продаж природного газу ГПП для потреб населення» включає не лише вартість видобутого, купленого та проданого газу, а також відповідні алоковані витрати, пов’язані зі зберіганням і транспортуванням, тим часом як результати бізнесу зі зберігання газу відображають ланцюг створення цінності послуг зі зберігання газу, наданих лише зовнішнім третім сторонам (наприклад, зовнішнім користувачам підземних сховищ газу)

імпортом, продажем та постачанням газу: • продаж регіональним газопостачальним підприємствам для потреб населення • постачання муніципальним теплогенеруючим підприємствам для потреб населення • постачання іншим клієнтам згідно ПСО • постачання іншим клієнтам поза межами ПСО Для кожної групи зазначених вище клієнтів існує окрема процедура встановлення ціни реалізації газу, кожна з них має свою економічну характеристику, як-от поставка товару до кінцевого споживача, його кредитні ризики тощо. Таким чином, на думку керівництва, ці чотири групи складають окремі бізнеси; показувати результати бізнесу з транзиту газу окремо від бізнесу з внутрішнього транспортування газу, а також бізнесу з транзиту нафти окремо від бізнесу з внутрішнього транспортування нафти (внаслідок високої

концентрації ризиків у бізнесі з транзиту газу від єдиного клієнта – ПАТ «Газпром»; у бізнесі з транзиту нафти від єдиного клієнта АТ «Транснафта»); р озкривати рух грошових коштів від операційної діяльності для кожного бізнесу групи, оскільки це допомагає продемонструвати проблеми з неплатежами, притаманні окремим сегментам (зокрема, при продажу газу регіональним газопостачальним компаніям i постачанні газу муніципальним теплогенеруючим підприємствам та при транспортуванні газу магістральними газопроводами); р озкривати інформацію щодо чистого оборотного капіталу та вартості основних засобів для кожного сегменту, оскільки це допомагає розрахувати ставку доходності на інвестований капітал для основних бізнесів (з належним коригуванням для відображення вірної вартості інвестованого капіталу).

Ресурси станом на 01.01.2017 ресурси в зоні АТО та анексовані Ресурси станом на 01.01.2016 (без АТО і анексованих територій) Укргазвидобування доведені розроблені

205,80

4,18

1 218

37,60

доведені нерозроблені

19,76

1,18

117

10,90

ймовірні

40,92

2,01

242

16,70

7,77

0,23

1,67

15,40

0,24

1,75

видобуток вуглеводнів у другому півріччі 2017 року приріст запасів вуглеводнів у 2017 року Запаси станом на 31.12.2017

274,10

7,38

1 622

53,71

Ресурси станом на 30.06.2017

186,20

6,40

1 102

48,40

14,52

14,48

85,89

105,39

7,50

9,66

44,38

70,31

10,72

16,28

63,46

118,50

1,75

2,10

10,37

15,27

–

Запаси станом на 31.12.2017

30,99

38,32

183,36

278,94

Ресурси станом на 01.01.2017

18,16

84,73

–

доведені розроблені

0,76

1,20

4,50

8,76

доведені нерозроблені

0,30

0,91

1,78

6,61

ймовірні

0,47

0,80

2,80

5,82

видобуток вуглеводнів

0,51

0,92

3,02

6,71

Запаси станом на 31.12.2017

1,04

2,05

6,12

14,95

Ресурси станом на 01.01.2017

0,96

2,43

5,67

17,66 151,75

Укрнафта доведені розроблені доведені нерозроблені ймовірні видобуток з 01.07.2016 до 31.12.2017 приріст запасів вуглеводнів з 01.07.2016 до 31.12.2017

Єгипет

Група доведені розроблені

221,08

19,86

1308

доведені нерозроблені

27,73

11,63

164

87,03

ймовірні

52,15

19,21

309

141,92

видобуток вуглеводнів

9,53

2,39

17,42

16,44

2,29

16,69

Запаси станом на 31.12.2017

307,86

50,61

1822

379,97

Ресурси станом на 31.12.2017***

205,32

93,56

1215

681,09

приріст запасів вуглеводнів

Джерела: З віт з оцінки доведених, ймовірних та можливих запасів вуглеводнів ПАТ «Укргазвидобування», підготовлений компанією Miller and Lents станом на 30.06.2017 (у тому числі

перспективні ресурси та позабалансові запаси). Звіт станом на 1 липня 2016 року оцінки запасів і виручки та умовних ресурсів на деяких родовищах Укрнафти, підготовлений компанією DeGolyer and MacNaughton. Наведені значення розрахункові, отримані в результаті віднімання обсягів видобутку протягом другого півріччя 2017 року та додавання обсягів приросту запасів за цей же період від величини оцінки резервів. * Для переводу обсягів нафти і газового конденсату в барелі використано коефіцієнт 7,28 за 1 метричну тонну нафти. Для переведення обсягів природного газу в нафтовий еквівалент використано коефіцієнт 169 куб. м на барель. ** У 2017 році Держгеонадра анулювали спеціальні дозволи на користування надрами та право розробки Нафтогазу на Будищансько-Чутівській, Оболонській та Писарівській газоносних площах, у зв’язку з цим запаси вуглеводнів станом на 31.12.17 по компанії Нафтогаз дорівнюють нулю. *** До складу ресурсів не включені ресурси групи розташовані на тимчасово окупованій території.

КАРТА РОДОВИЩ УКРГАЗВИДОБУВАННЯ

2,2

СХІДНИЙ НАФТОГАЗОНОСНИЙ РЕГІОН

обсяг видобутку з яких складає понад 2/3 загального видобутку

1,0

Видобуток за 2017 рік, млрд куб. м Запаси станом на 30.06.20172, млрд куб. м. % виснаження родовища

17,2

7,4

0,9

ліцензійні ділянки

500-600

32%

млрд куб. м

3%** 17%**

31%

2,4

Куличихинське НГКР

18%

0,9

0,4 5,3

ЗАХІДНИЙ НАФТОГАЗОНОСНИЙ РЕГІОН

Яблунівське НГКР1

5,2 Комишнянське ГКР1

0,07 1,5

22%

3,1

0,08

38%

45%

75%

Ліцензії видані за 10 років*

Активні ліцензійні ділянки*

Видобувні запаси нафти і газу

Видобуток 2017, млн куб. м

2,2 Хідновицьке ГР

85%

Свидницьке ГР

0,05 36% 1,2

Інші приватні видобувні компанії

Летнянське ГКР

ТОП-7 приватних компаній

0,5 67%

ХАРКІВСЬКА ОБЛАСТЬ

16,0

91%

4,9

Зах.-Хрестищенське ГКР

0,08 1,2

Березівське ГКР1

42% 0,4 4,1 67%

Машівське ГКР

38%

Мелихівське Медведівське ГКР ГКР Єфремівське ГКР

Шебелинське ГКР

Кегичівське ГКР Більче-Волицьке ГР

Укрнафта

2,5

0,4 73%

ПОЛТАВСЬКА ОБЛАСТЬ

ЛЬВІВСЬКА ОБЛАСТЬ

Юліївське НГКР

0,6

0,3

54%

73%

3,8 74%

64%

Котелевське ГКР1

3% 16%

85% 0,3 13,8 0,9

22,2

62% 0,4

21%

18%

63%

Тимофіївське НГКР

13% 59%

0,3

20,5

млн т н.е.

0,3

67%

СУМСЬКА ОБЛАСТЬ

БЕЗ НОВИХ ЛІЦЕНЗІЙ З 2020 РОКУ УГВ НЕ ЗМОЖЕ НАДАЛІ НАРОЩУВАТИ ВИДОБУТОК ГАЗУ 464

85%

1,0

50%

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

223

90,9

Кобзівське ГКР

УГВ *станом на 2016 рік **оціночно

0,1 2,9

Володіючи ~ 45% видобувних запасів газу, УГВ забезпечує 75% видобутку. УГВ отримало усього 15% (36 із 223) усіх ліцензій за останні 10 років.

ЗАКАРПАТСЬКА ОБЛАСТЬ

90%

ІВАНОФРАНКІВСЬКА ОБЛАСТЬ

Битків-Бабчинське НГКР

ДОНЕЦЬКА ОБЛАСТЬ

ЧЕРНІВЕЦЬКА ОБЛАСТЬ

ДНІПРОПЕТРОВСЬКА ОБЛАСТЬ

Третина усіх нових ліцензій видана приватним компаніям, які забезпечують усього 3% видобутку. 2

1 Родовища з покладами газу, що залягають на глибині понад 5000 м Незалежна оцінка запасів і ресурсів вуглеводнів, підрахованих компанією Miller and Lents Ltd (США)

НАШІ РЕЗУЛЬТАТИ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2017

ВИРОБНИЦТВО, ІМПОРТ ТА ПРОДАЖ ПРИРОДНОГО ГАЗУ ГПП ДЛЯ ПОТРЕБ НАСЕЛЕННЯ КЛЮЧОВІ РЕЗУЛЬТАТИ ЦЬОГО БІЗНЕСУ: Другий за розміром бізнес групи Нафтогаз за доходом від реалізації (23,9% від загального). Видобуток Укргазвидобування (який у 2017 році збільшився на 4% до 24-річного максимуму) є основним джерелом газу для цього сегменту. Обсяг продажу газу регіональним постачальним компаніям у 2017 році склав 11 млрд куб. м (-5% порівняно з минулим роком). Згідно із режимом ПСО, Нафтогаз все ще не може постачати газ безпосередньо населенню. Основною проблемою цього сегменту є непрозорі та недобросовісні посередники між групою Нафтогаз та населенням. Внаслідок накопичення боргу регіональними постачальними компаніями (більше ніж на 1 млрд дол. США за останні два роки), середня маржа операційного грошового потоку31 у 2016–2017 роках склала близько 3%. Дохідність на інвестований капітал цього бізнесу у 2017 році була в чотири рази нижчою, ніж ставка вартості капіталу (4,5% та 18,7% відповідно). Така різниця свідчить про те, що поточна модель цього бізнесу не дозволяє реалізувати його потенціал створення цінності для акціонера компанії. 31

Маржа операційного грошового потоку була розрахована шляхом ділення операційних грошових потоків від продажу газу роздрібним газопостачальним компаніям (за мінусом відповідних операційних витрат) на виручку

У 2018 році Нафтогаз змінив підхід до презентації бізнесів. Зокрема, результат цього бізнесу розраховується на основі доходу від продажу газу клієнтам цього бізнесу, а також з урахуванням всіх витрат, понесених уздовж ланцюга створення цінності. Вони складаються з витрат на розвідку, видобування, закупівлю та продаж газу, а також відповідні алоковані витрати, пов'язані з веденням цього бізнесу без застосування трансфертних цін між ланцюгами створення цінності. Основним джерелом газу для цього сегменту, а саме для продажу регіональним газопостачальним підприємствам (ГПП), є газ, що видобувається 66

дочірньою компанією групи Укргазвидобування (100% акцій якої належить Нафтогазу). У 2017 році Укргазвидобування видобуло 15,3 млрд куб. м газу (74,3% від загального видобутку в Україні), що на 0,64 млрд куб. м або на 4,2% більше у порівнянні з 2016 роком. За останні два роки компанії вдалося збільшити видобуток газу завдяки оптимізації розробки родовищ, збільшенню обсягів експлуатаційного буріння і геолого-технічних заходів, включаючи гідророзриви пласта, колтюбінг тощо. В той же час більш високому рівню зростання видобутку газу перешкоджали затримки у подовженні та наданні ліцензій Державною

службою геології та надр України, блокування процесу ліцензування обласними радами та занадто зарегульована процедура виділення земельних ділянок. У 2018 році Укргазвидобування планує збільшити валовий видобуток до 15,9 млрд куб. м газу (+650 млн куб. м до 2017 року). Попередній план видобутку на 2018 рік був 16,5 млрд куб. м, однак він був скоригований у зв’язку із проблемами з видачею нових ліцензій обласними радами і повільним ходом процесу дерегуляції галузі. З метою збільшення видобутку газу Укргазвидобування планує збільшити обсяг буріння майже удвічі до 460 тис. м.

Весь товарний газ, добутий Укргазвидобуванням у 2017 році, був придбаний Нафтогазом за ціною 4 849 грн/тис. куб. м та проданий за ціною 4 942 грн/тис. куб. м з метою задоволення попиту споживачів ПСО (домогосподарств та теплогенеруючих компаній). Ціни, умови та процедури поставки викладені у Положенні Кабінету Міністрів України. Зокрема, внаслідок існування регуляторного режиму Нафтогаз постачає газ не напряму населенню, а призначеним КМУ приватним посередникам, які перепродають його населенню. В результаті, газопостачальні компанії, так звані «облгаззбути», які постачають газ населенню і контролюються переважно групою одного з одіозних олігархів, залишаються монопольним посередником між Нафтогазом та споживачами на роздрібному ринку газу за рахунок преференцій з боку держави. Фактично, все, що ці «постачальники» роблять, це виставляють рахунки і збирають гроші з населення. За це посередники отримують передбачену урядом комісію, що збільшує ціну на газ для населення. Ніяку додану вартість вони не створюють, оскільки мережами, лічильниками, ремонтами мереж опікуються окремі компанії – облгази, а не облгаззбути, причому облгаззбути не несуть жодних ризиків, пов‘язаних із замовленням обсягів природного газу та ціновими коливаннями при постачанні природного газу побутовим споживачам. Проблема полягає у тому, що бізнес облгаззбутів

Видобуток газу Укргазвидобуванням, млрд куб. м 2016

2017

14,6

15,3

13,0

13,9

спільні підприємства

0,9

0,5

виробничо-технологічні потреби (ВТП)

0,7

0,9

Усього: товарний газ (для населення та інших споживачів ПСО)

непрозорий. Ці посередники, з одного боку, накопичують величезні борги за газ, який вони беруть у Нафтогазу. У 2017 році сумарна заборгованість регіональних постачальників за природний газ, проданий їм компанією в рамках діючого механізму спеціальних обов’язків (ПСО), зросла на 8,3 млрд грн (або на 38%), з яких 65% припадає на компанії, що входять до Групи РГК (кінцевим бенефіціаром якої є Дмитро Фірташ). За інформацією облгаззбутів, ці борги сформовані за рахунок того, що населення заборгувало перед ними. Але перевірити, чи на борги населення не списується газ, який був проданий іншим сторонам облгаззбутами Нафтогаз не має можливості. Саме через цю непрозорість є обґрунтована підозра, що на побутових споживачів, чиє споживання покривається субсидіями, облгаззбути приписують об’єми, які вони не використовували (що в свою чергу збільшує суму субсидій і витрати державного бюджету). Існують підстави вважати, що регіональні газопостачальні підприємства та споріднені оператори газорозподільної системи (далі - оператор ГРМ) використовують свою ринкову позицію в сегменті роздрібного постачання газу та можливості, що базуються на

різниці в цінах для споживачів ПСО та промислових споживачів, щоб незаконно реалізовувати промисловим споживачам обсяги газу, що обліковуються як використані в рамках режиму ПСО, а також використовувати його для покриття виробничотехнологічних потреб операторів ГРМ. Поки є можливість «брати» газ у Нафтогазу на пільгових умовах, цю проблему навряд чи можна вирішити. Має також бути централізована база абонентів, але вона ніколи на практиці не запрацює, поки є вагомі економічні стимули не передавати дані абонентів. В такій ситуації Нафтогаз логічно вимагає переходу на прямі відносини з споживачами та приведення цін до ринкового рівня.

Т оргова дебіторська заборгованість за газ, проданий ГПП для потреб населення, млрд грн 30,1 21,8

3,2 31.12.2015

31.12.2016

31.12.2017

НАШІ РЕЗУЛЬТАТИ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2017

3,1% 4,7%

КМУ

на різниці в цінах. Головна «схема» ГПП

ЗОБОВ'ЯЗАВ

НАФТОГАЗ

ДАВАТИ ГАЗ ЗІ ЗНИЖКОЮ

ГПП

* Розраховується на високому рівні за фактичне використання

СПИСУЄ ГАЗ

МОЖЕ БУТИ НАПРАВЛЕНИЙ

НАСЕЛЕННЮ*

НА ПРОМИСЛОВІСТЬ, ЗА ГРОШІ

ЗА ГАЗ З НАФТОГАЗОМ НІХТО НІКОЛИ НЕ РОЗРАХОВУЄТЬСЯ

Борг висить на ГПП ГПП – пустишка без активів Газ записаний на мертві душі, які винні ГПП

ПРОБЛЕМИ, ПОВ’ЯЗАНІ З ТИМ, ЩО ЦІНА ЗА ПСО ВСТАНОВЛЮЄТЬСЯ НА РІВНІ, НИЖЧОМУ ЗА ЦІНУ НА ОПТОВОМУ РИНКУ УКРАЇНИ 1. Збитки для держави. Недоотримання доходу у порівнянні з альтернативою реалізації газу за ринковою ціною. У свою чергу, менше доходів компанії означає менше доходів держбюджету. Навіть збільшення витрат на субсидії не змінює це просте правило, оскільки субсидії отримують далеко не всі споживачі. 2. Соціальна несправедливість. Занижені порівняно з ринковими ціни для населення фактично є прихованими субсидіями для споживачів газу, які отримують навіть ті, хто здатний платити ринкову ціну. Причому чим більше використання, тим більше прихована субсидія. Ті, хто не споживає газ, взагалі не отримують таку субсидію. Такий розподіл суспільних благ є несправедливим. 3. Викривлення економічних стимулів для енергоефективності та енергозбереження. 4. Неможливість створити справжній роздрібний ринок газу. Ніякі сурогати не здатні замінити вільне ціноутворення як ключовий чинник розвитку ринку. Без ринкового ціноутворення не буде конкуренції. Світовий досвід доводить, що в середньостроковій і довгостроковій перспективі конкурентне ціноутворення для споживачів краще за державне регулювання цін. 5. Зниження інвестиційної привабливості видобутку газу в Україні. Вже зараз приватний видобуток в Україні покриває всіх споживачів з прийнятним кредитним ризиком. Тому інвестори розуміють, що додаткові обсяги видобутого газу потрібно буде реалізовувати населенню та ТКЕ. При цьому Інвестори не можуть прогнозувати ціни, які для цих категорій споживачів встановлює держава. Непрогнозованість цін зменшує інвестиційну привабливість галузі. 6. Стимули для арбітражу (перепродажу) та корупції, яку створюють різні ціни на однаковий товар. 7. Проблеми у відносинах з міжнародними кредиторами та з отриманням відповідного фінансування та залученням дешевих кредитів.

Маржа операційного грошового потоку32 бізнесу з виробництва, імпорту та продажу природного газу ГПП для потреб населення за 2017 рік у порівнянні з 2016 роком значно покращилась, що в основному пояснюється збільшенням фінансування субсидій. Оскільки операційні грошові потоки за 2017 рік включають погашення боргів за газ, проданий у попередніх фінансових роках (в основному у 2016 році), середня маржа операційних грошових потоків за 2016–2017 роки краще відображає фінансовий результат цього сегменту на відміну від показників маржі операційного грошового потоку окремо за 2016 та 2017 роки. Така середня маржа операційних грошових потоків склала всього 3,1%. Цей незначний результат відображає проблему низької платіжної дисципліни регіональних газопостачальних компаній. Як зазначено вище, протягом 2016– 2017 років торгова дебіторська заборгованість за газ, проданий ГПП для перепродажу населенню, збільшилась на 1 млрд дол. США.

Маржа операційного грошового потоку була розрахована шляхом ділення чистих грошових потоків сегменту від операційної діяльності на виручку сегменту згідно з даними консолідованої фінансової звітності за рік, що закінчився 31.12.2017.

СЕРЕДНЯ МАРЖА ОПЕРАЦІЙНОГО ГРОШОВОГО ПОТОКУ БІЗНЕСУ «Виробництво, імпорт та продаж природного газу ГПП для потреб населення» за 2016–2017 роки СЕРЕДНЯ ДОХІДНІСТЬ НА ІНВЕСТОВАНИЙ КАПІТАЛ БІЗНЕСУ «Виробництво, імпорт та продаж природного газу ГПП для потреб населення» за 2016–2017 роки

П орівняння ROIC та ставки вартості капіталу деноміновані в грн, % 18,7

18,7 14,5

НАДПРИБУТКИ

10,1

5,0

4,5

0 2016

ROIC

Гіпотетичний ROIC

Низька дохідність33 на інвестований капітал бізнесу «Виробництво, імпорт та продаж природного газу ГПП для потреб населення» зберігалась у 2016–2017 роках у середньому на рівні 4,7% внаслідок нижчої за ринкову ціни продажу газу (встановленою Положенням про ПСО) та через накопичення боргів. 33

2017

Дохідність на інвестований капітал розраховується діленням операційного прибутку після оподаткування (NOPLAT) на ринкову вартість інвестованого капіталу, яка була визначена на основі оцінки ринкової вартості капіталу, інвестованого в основні засоби, і суми чистого оборотного капіталу на кінець року. Оцінка ринкової вартості капіталу, інвестованого в основні засоби і представленого в основному видобувними активами, була визначена як грошова вартість балансових видобувних запасів газу на основі їх аудиту та оцінки незалежною нафтогазовою консалтинговою компанією.

Ставка вартості капіталу

У 2018 році група Нафтогаз звернулась до Кабінету Міністрів України з вимогою компенсувати збитки в розмірі 111 млрд грн, завдані постачанням газу за ПСО. Право компаній вимагати визначення джерел фінансування та процедури компенсації урядом за ПСО підтверджено судом. Згідно із Законом «Про ринок природного газу», група має право отримати компенсацію за економічно обґрунтовані витрати, зменшені на суму прибутку, отриманого в ході виконання ПСО, та з урахуванням прийнятного рівня дохідності. Якби Нафтогаз отримав компенсацію за газ, проданий 69

НАШІ РЕЗУЛЬТАТИ

Ставка капіталу була оцінена незалежними оцінювачами для визначення справедливої вартості активів, пов’язаних з цим бізнесом ПАТ «Національна акціонерна компанія “Нафтогаз України”» станом на 31.12.2017.

оцінені за ринковою вартістю) та оборотний капітал. Згідно з очікуваннями, закладеними в корпоративну стратегію групи Нафтогаз, ефективною альтернативою діючій системі забезпечення населення газом є створення прозорого ринку газу для населення з можливістю вибору постачальника. Це дозволить групі Нафтогаз отримувати кошти за видобутий газ і дозволить монетизувати прибуток, який є в газовому бізнесі. Поки що газовий бізнес субсидується за рахунок транзиту. Щоб це зробити, потрібно позбутися монопольних посередників в особі

облгаззбутів або змусити їх розраховуватися з Нафтогазом. Натомість посередники намагаються відвернути увагу від того факту, що їхнє положення на ринку призводить до недопущення конкуренції у постачанні газу населенню та утиску інтересів інших учасників ринку, що було б неможливо за умов існування значної конкуренції. У разі, якщо будуть усунуті ризики неплатежів (у тому числі невчасного фінансування або нефінансування державою нарахованих субсидій), відкриття ринку побутових споживачів призведе до створення значної конкуренції і появи приватних постачальників.

ринку. Тим споживачам, які з якихось причин не захочуть обирати собі іншого постачальника, Нафтогаз може постачати газ напряму. 2. Монетизувати субсидії. Гроші за субсидіями мають отримувати не посередники, а споживачі. Споживачі мають отримати право витрачати ці гроші як на сплату за газ, так

і на енергоефективні заходи. А частину заощаджених коштів вони повинні мати можливість залишити собі. Це буде найкращим стимулом скорочувати використання газу. У свою чергу, це допоможе взагалі позбутися необхідності імпортувати газ і сприятиме тому, що ринкова ціна в Україні буде на рівні експортного паритету, а не імпортного.

ОСНОВНА ПРОБЛЕМА: · Неефективний роздрібний ринок газу (внаслідок регулювання ринку та низької платіжної дисципліни гравців)

ІНІЦІАТИВИ, СПРЯМОВАНІ НА ВИРІШЕННЯ ПРОБЛЕМИ: · Лібералізація роздрібного ринку газу (перегляд ПСО, монетизація субсидій, прозорість роздрібних гравців) · Присутність на роздрібному ринку постачання газу населенню · Стратегічне партнерство з існуючими роздрібними гравцями або провайдерами роздрібних послуг (наприклад, Укрпошта, Приватбанк, Ощадбанк)

ЦІННІСТЬ ДЛЯ ВСЬОГО РИНКУ: · Підвищення ефективності використання газу · Зниження ринкових цін та краща якість послуг для кінцевих споживачів (посилення конкуренції, нижчі трансакційні витрати внаслідок усунення неефективності, стимулювання енергоефективності) · Зменшення витрат уряду на субсидії 70

КЛЮЧОВІ РЕЗУЛЬТАТИ БІЗНЕСУ: Четвертий бізнес групи Нафтогаз за доходами (10% від загального обсягу). Обсяг продажів теплогенеруючим підприємствам (ТГП) для потреб населення у 2017 році становив 4,6 млрд куб. м (-20% порівняно з минулим роком). Для цього бізнесу використовується імпортний природний газ та газ, видобутий підприємствами групи. Фінансово нестійка модель бізнесу теплогенеруючих підприємств виливається у низьку платіжну дисципліну клієнтів, що в свою чергу є ключовою проблемою для даного сегменту. Середня маржа операційного грошового потоку у цьому бізнесі в 2016-2017 роках була негативною, а середня дохідність на інвестований капітал (ROIC) у 6 разів нижча за вартість капіталу (3% і 18,7%, відповідно).

ЩО ПРОПОНУВАВ І ПРОПОНУЄ НАФТОГАЗ? 1. Переглянути накладений КМУ на Нафтогаз обов’язок продавати газ за пільговою ціною та без гарантії оплати монополістамипосередниками, облгаззбутами. Споживачі мають самі обирати собі постачальника газу. А ці постачальники мають самі видобувати газ або купувати його на вільному

ВИРОБНИЦТВО, ІМПОРТ ТА ПОСТАЧАННЯ ПРИРОДНОГО ГАЗУ ТГП ДЛЯ ПОТРЕБ НАСЕЛЕННЯ

Чинне регулювання визначає право теплогенеруючих підприємств, що виробляють теплоенергію для потреб населення, купувати природний газ у Нафтогазу відповідно до положення про ПСО, і зобов’язання Нафтогазу постачати газ цій категорії споживачів за субсидованими цінами. За останні два роки загальна заборгованість за газ, що постачався ТГП для потреб населення збільшилася удвічі на приблизно 7 млрд грн. Майже нульове зростання боргу протягом 2017 року в основному пояснюється накопиченням боргів за газ, який був несанкціоновано відібраний та який відноситься до іншого бізнесу (докладніше див. розділ «Внутрішнє

Т оргова дебіторська заборгованіть за газ, поставлений ТГП (що виробляють теплову енергію для населення), млрд грн

транспортування природного газу»). Вищезгадане накопичення заборгованості пояснюється фінансово нестійкою моделлю бізнесу теплопостачання для потреб населення, що призводить до низької платіжної дисципліни клієнтів цього бізнесу. Крім того, Нафтогаз був зобов’язаний законом35 реструктуризувати борги ТГП за поставки газу до липня 2016 року на п’ять років без будь-якої індексації.

14,15

14,13

31.12.2016

31.12.2017

14 12 млрд грн

регіональним газозбутовим підприємствам на умовах ПСО для перепродажу населенню упродовж 2016 та 2017 років, гіпотетична дохідність на інвестований капітал цього бізнесу склала б 10,1% та 14,5% відповідно. Така гіпотетична дохідність була б значно вищою у порівнянні із нескоригованим показником, але вона все ще нижча за ставку вартості капіталу (18,7%34) з огляду на високий показник капіталу, інвестованого в основні засоби (представлені в основному видобувними активами, які були

РІЧНИЙ ЗВІТ 2017

10 8

6,76

6 4 2 0

Закон України "Про заходи, спрямовані на врегулювання заборгованості теплопостачальних та теплогенеруючих організацій та підприємств централізованого водопостачання і водовідведення за спожиті енергоносії" N 1730-VIII від 03.11.2016 р.

31.12.2015

НАШІ РЕЗУЛЬТАТИ

СЕРЕДНЯ МАРЖА ОПЕРАЦІЙНОГО ГРОШОВОГО ПОТОКУ БІЗНЕСУ «Виробництво, імпорт та постачання газу ТГП для потреб населення» у 2016–2017 роках СЕРЕДНЯ ДОХІДНІСТЬ НА ІНВЕСТОВАНИЙ КАПІТАЛ БІЗНЕСУ «Виробництво, імпорт та постачання газу ТГП для потреб населення» у 2016–2017 роках

Середня маржа операційних грошових потоків36 у сегменті «Виробництво, імпорт та постачання газу ТГП для потреб населення» у 2016–2017 роках була від’ємною (–1,1%), хоча в 2017 році вона покращилась порівняно з 2016 роком, переважно завдяки збільшенню обсягу фінансування субсидій державою. Оскільки операційні грошові потоки за 2017 рік включають погашення боргів за газ, який був проданий у попередні фінансові роки (головним чином у 2016 році), а також внаслідок значного скорочення поставок газу до ТГП для потреб населення – на 20% у 2017 році порівняно з 2016 роком, середня маржа операційних грошових потоків за 2016– 2017 роки краще відображає ситуацію у цьому сегменті. Середня дохідність на інвестований капітал (ROIC)37 Середня маржа операційного грошового потоку розраховується як Чисті грошові потоки сегмента від операційної діяльності, поділені на доходи сегмента від третіх сторін відповідно до консолідованої фінансової звітності станом на кінець року, що закінчився 31.12.2017.

Виробництво, імпорт та постачання газу ТГП для потреб населення: порівняння ROIC та ставки вартості капіталу деноміновані в грн, % 18,7

18,7

13,3

12,1 %

–1,1% 3,0%

РІЧНИЙ ЗВІТ 2017

3,1

3,0

0 2016

2017

Д охідність на інвестований капітал (ROIC), % Г іпотетична дохідність на інвестований капітал (ROIC), % В артість капіталу, %

бізнесу «Виробництво, імпорт та постачання газу ТГП для потреб населення» у 2016–2017 роках становила 3%, в першу чергу через субсидовану (нижчу за ринкову) ціну продажу газу, встановлену Постановою про ПСО для Нафтогазу. Якби компенсація витрат, пов'язаних із виконанням спеціальних обов'язків, яку вимагає Нафтогаз за газ, поставлений ТГП для потреб населення, була сплачена повністю, то гіпотетичне значення ROIC становило б 12,1% за 2016 рік і 13,3% –за 2017 рік. Але навіть така гіпотетична дохідність на інвестований капітал (ROIC) була б нижчою, ніж ставка

вартості капіталу, яка становить 18,7%38. Таку практику для цього бізнесу Нафтогазу неможливо продовжувати у фінансово стабільний спосіб. Механізми врегулювання заборгованості учасників газового ринку, які дозволять вирішити питання комунального теплопостачання, повинні бути забезпечені не за рахунок дестабілізації фінансового стану Нафтогазу шляхом списання цієї заборгованості (що також за своїм 38

Ставка вартості капіталу визначена незалежним оцінювачем для оцінки справедливої вартості основних засобів ПАТ «НАК Нафтогаз України» станом на 31.12.2017.

змістом є прихованою субсидією), а також субсидованих цін. Тому, щоб досягти корінного перелому та довгострокової життєздатності бізнесу теплогенеруючих підприємств, необхідно вирішити низку питань. Зокрема, вирішення цих питань може включати зміну тарифів на опалення з метою: i) скасування прихованих субсидій, які впливають на недофінансування витрат на газ, експлуатацію та технічне обслуговування, а також на низьку дохідність на інвестований капітал підприємств комунального теплопостачання; ii) забезпечення необхідного рівня прибутку на новий інвестований капітал, потрібний для підтримки і відновлення системи. Проте, немає легкого способу досягнути поставленої мети лише через зміну тарифів. Підняття тарифів має соціальні обмеження, оскільки багато людей в Україні не бажають платити повний тариф, який покриває всі витрати теплопостачання, враховуючи поточні витрати та рівень використання теплової енергії в Україні. Такі заходи, як покращення енергоефективності, оптимізація системи комунального теплопостачання, інформаційні кампанії та посилення ролі національного регулятора можуть сприяти «корінному перелому» у фінансово сталий спосіб, забезпечуючи при цьому доступність послуг з постачання теплової енергії для кінцевих споживачів. Нинішня бізнес-модель теплогенеруючих підприємств створює хибне коло, у якому

підприємствам не вистачає грошей для підтримання своїх активів та інвестування у відновлення та модернізацію системи. Погіршення інфраструктури централізованого теплопостачання, у свою чергу, призводить до зниження якості обслуговування. Як наслідок, бажання платити у споживачів послуг падає, а деякі клієнти39 повністю відключаються від системи централізованого теплопостачання, що призводить до зменшення доходів, які навіть не покривають поточні регульовані доходи підприємств централізованого теплопостачання. Щоб розірвати це хибне коло, необхідно застосовувати тарифи, які відображають повну вартість надання послуг40. Поліпшення якості послуг має сприяти збільшенню готовності платити, а збереження кількості споживачів сприятиме підвищенню доходів ТГП. Окрім цього, поведінка керівництва деяких ТГП, які здійснюють постачання тепла населенню, викликає недовіру, і це є ще однією проблемою цього бізнесу. Надання фінансових гарантій ТГП Нафтогазу (наприклад, фінансова гарантія від власника мережі централізованого теплопостачання) може частково вирішити цю проблему. З 30.11.2016 набрав чинності Закон України № 1730-VІІІ «Про заходи, спрямовані на врегулювання заборгованості теплопостачальних та теплогенеруючих організацій та підприємств водопостачання 39

Особливо непобутові клієнти, хоча раніше побутовим клієнтам також дозволялось відключатися.

Зокрема, збільшення тарифів дозволить ліквідувати газові субсидії та дозволить ТГП виділити достатнє фінансування на підтримку та інвестування у централізовану теплопостачальну мережу, а також оплачувати свої рахунки.

і водовідведення за спожиті енергоносії» (Закон 1730), яким закладено негативні наслідки для компанії, пов’язані з подальшим зростанням і накопиченням заборгованості споживачів через зниження мотивації вчасних розрахунків, та значною втратою активів через списання заборгованості за наявними штрафними санкціями. У 2017 році Закон 1730 мав негативний вплив і на поточну роботу компанії, надаючи можливість боржникам не підтримувати рівень розрахунків за спожитий газ на належному рівні. Так, як було зазначено вище, відповідно до Положення про ПСО на компанію покладено обов’язок з постачання природного газу виробникам теплової енергії (навіть при наявних боргах) за певних умов, у т.ч. за наявності у контрагента договору про реструктуризацію заборгованості перед компанією за спожитий природний газ в рамках Закону 1730, у зв’язку з чим значна кількість виробників теплової енергії мала сподівання проходити опалювальний сезон 2017–2018 рр. шляхом виконання саме цієї умови. Дія Закону розповсюджується на теплопостачальні організації, включені Мінрегіоном до Реєстру підприємств, які беруть участь у механізмах, передбачених цим Законом (на кінець 2017 року 198 учасника, з яких 182 мають заборгованість перед компанію), протягом 2017 року компанією розглянуто заборгованість 144 підприємств, які звернулись для виконання Закону та повідомлено учасників про прийняті рішення про списання штрафних санкцій чи реструктуризацію заборгованості за природний газ.

НАШІ РЕЗУЛЬТАТИ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2017

ВИРОБНИЦТВО, ІМПОРТ ТА ПОСТАЧАННЯ ПРИРОДНОГО ГАЗУ ІНШИМ СПОЖИВАЧАМ ЗГІДНО ПСО

С труктура споживачів бізнесу «Виробництво, імпорт та постачання газу іншим споживачам згідно ПСО» у 2017–2016 роках за доходами, млрд грн 2 255 1 156

2016

1 146 44

6 439

У 2017 році бізнес постачання іншим споживачам за ПСО був в основному представлений теплогенеруючими підприємствами, які виробляють тепло для непобутових споживачів, (83% доходів) та роздрібні поставки населенню дочірніми підприємствами Нафтогазу (17% доходів від реалізації). Відтоді як у жовтні 2015 року було введено в дію Положення про ПСО, сфера його дії щодо регульованих поставок теплогенеруючим підприємствам зазнала суттєвих змін. Поступове розширення сфери дії Положення про ПСО та включення до неї додаткових поставок призвело до того, що з квітня 2017 року Положення охоплює 100% категорій споживачів теплоенергії.

ГОЛОВНІ РЕЗУЛЬТАТИ БІЗНЕСУ:

Обсяги продажів клієнтам цього бізнесу в 2017 році склали 1,2 млрд куб. м (+43% порівняно з минулим роком) Середня маржа операційного грошового потоку цього бізнесу в 2016–2017 роках склала всього 1,2%, а середня дохідність на інвестований капітал (ROIC) у 6 разів нижчою за вартість капіталу (3,2% проти 18,7%)

Розширення сфери дії ПСО для теплогенеруючих підприємств (ТГП) Як публічно заявили міжнародні організації, таке розширення сфери дії Постанови про ПСО виходить за межі того, що необхідно для забезпечення стабільності та доступності послуг централізованого теплопостачання

малозабезпеченим кінцевим споживачам або іншим кінцевим споживачам, які потребують спеціального захисту. У своєму відкритому умовному затвердженні41 проекту постанови про ПСО на період 41

Умовне схвалення покладання спеціальних обов’язків в газовому секторі України на період 2017–2018 рр. від 7 березня 2017 р., Секретаріат Енергетичного Співтовариства. Докладніше див. https://www.energy-com�munity.org/dam/jcr:dc82686d-91a9-4aa1-a65fb5e550b6609e/APP_2017_PSO_UE.pdf

Розширення сфери дії ПСО для теплогенеруючих підприємств (ТГП)

жовт 2015 ТГП для населення

1 269

2017

+ТГП для релігійних організацій

+ТГП для інших споживачів (у т. ч. ТЕЦ)

лист 2015

квіт 2017 жовт 2016 +ТГП для бюджетних організацій

100% категорій споживачів ТГП з квітня 2017 року підпадає під дію Положення про ПСО

ТГП для непобутових споживачів (включаючи ТЕЦ)

Одеський припортовий завод

Роздрібні поставки газу для населення

Інші споживачі

2017–2018 рр. від 7 березня 2017 року. Секретаріат Енергетичного Співтовариства висловив свою думку щодо вищезгаданих розширень сфери дії ПСО таким чином: – Розширення сфери дії спеціальних обов’язків щодо постачання природного газу на підприємства централізованого теплопостачання, окрім обслуговування побутових споживачів та релігійних організацій, зважаючи на їхній очевидний комерційний характер в інтересах окремих теплопостачальних компаній, а не у суспільних інтересах, є надмірним, а тому не є необхідним з огляду на поставлену мету. Це надасть невиправдану перевагу для промислових споживачів послуг централізованого теплопостачання та когенерованої електроенергії та спричинятиме порушення функціонування ринку електроенергії.

– Порушення функціонування ринку на користь приватних комерційних інтересів окремих учасників ринку, а не у чітко визначених суспільних інтересах не може вважатися сумірним для досягнення мети – забезпечення безпеки постачання. Отже, постачання природного газу теплогенеруючим підприємствам в рамках виконання спеціальних обов’язків може бути обґрунтоване загальним економічним інтересом лише для надання послуг централізованого теплопостачання побутовим споживачам та релігійним організаціям та, можливо, для когенерації виробництва тепло- та електроенергії (ТЕЦ). На думку Секретаріату Енергетичного Співтовариства, природний газ для будь-якої іншої діяльності теплогенеруючих підприємств, повинен бути придбаний на ринку.

Ці зміни до Постанови про ПСО вплинули на операційні результати бізнесу «Виробництво, імпорт та реалізація газу іншим споживачам згідно ПСО» у 2016–2017 роках. Загальні доходи цього бізнесу 2017 році зросли на 69% порівняно з 2016 роком, головним чином за рахунок збільшення частки теплогенеруючих підприємств (у тому числі ТЕЦ) з 49% доходу цього бізнесу у 2016 році до 83% у 2017 році. Маржа операційного грошового потоку цього сегменту в 2016 році була від’ємною (-48%), що обумовлено постачанням газу підприємству ПАТ «Одеський припортовий завод» згідно з Постановою про ПСО (25% від загального доходу від реалізації цього сегменту в 2016 році). На дату даного звіту ця компанія ще не сплатила свого боргу. З квітня 2017 року природний газ постачався ТГП для

НАШІ РЕЗУЛЬТАТИ

непобутових споживачів за регульованою ціною з коефіцієнтом 1,6 до оптової ціни для потреб побутових споживачів, яка є нижчою за ринкову ціну. Збільшення обсягів поставок газу ТГП для інших споживачів (в т.ч. ТЕЦ) в рамках розширення сфери дії ПСО та погашення боргів минулих періодів призвели до покращення операційної маржі цього бізнесу у 2017 році (30%), однак середнє значення маржі операційного грошового потоку цього бізнесу в 2016– 2017 роках склало всього 1,2%. Цей незначний результат відображає проблему низької платіжної дисципліни ТГП.

РІЧНИЙ ЗВІТ 2017

Від’ємне значення ROIC42 за 2016 рік пояснюється, в основному, нарахуванням резерву на знецінення торгової дебіторської заборгованності від постачання газу ПАТ «Одеський припортовий завод» (як зазначено вище, ця компанія досі не сплатила борг за поставлений газ). Через неринкові умови постачання газу іншим споживачам за ПСО щодо ціни на газ і умов оплати, ROIC для цього бізнесу

орівняння ROIC та П ставки вартості капіталу деноміновані в грн, % 25

18,70%

15 %

8,70%

10 5 0 –5

18,70%

ІМПОРТ ТА ПОСТАЧАННЯ ПРИРОДНОГО ГАЗУ ІНШИМ СПОЖИВАЧАМ ПОЗА МЕЖАМИ ПСО

–2,23% 2016

2017

R OIC Ставка вартості капіталу

за 2017 рік склав 8,7%, що є нижче за вартість капіталу43. 43

Вартість капіталу була оцінена незалежними оцінювачами з метою визначення справедливої вартості основних засобів ПАТ НАК Нафтогаз України станом на 31.12.2017.

Структура споживачів та обсяги реалізації бізнесу «Імпорт та постачання газу іншим споживачам поза межами ПСО» значно змінилися у 2017 році за рахунок таких ключових факторів: · розширення сфери дії Постанови про ПСО щодо поставок теплогенеруючим підприємствам (100% поставок підприємствам ТГП підлягають режиму ПСО з квітня 2017 року); · зменшення обсягів постачання промисловим споживачам (до 5% загального обсягу споживання газу промисловими споживачами, за винятком споживання ТЕЦ).

ГОЛОВНІ РЕЗУЛЬТАТИ ЦЬОГО БІЗНЕСУ: Обсяги поставок споживачам даного сегменту у 2017 році склали 0,6 млрд куб. м (-72% порівняно з попереднім роком). Ринкова частка Нафтогазу в постачанні газу промисловим споживачам зменшилася удвічі, з 9% у 2016 році до 5% у 2017 році. Дохідність на інвестований капітал (ROIC) цього бізнесу у 2017 році (11,2% деномінований в дол. США) дещо нижчий за ставку вартості капіталу в дол. США (13,4%).

Як наслідок, постачання газу споживачам, на яких не поширюється дія ПСО, стало дуже малим бізнесом

Нафтогазу – на нього припадає лише 2% загальних доходів групи у 2017 році.

С труктура клієнтів бізнесу «Імпорт та постачання газу іншим споживачам поза межами ПСО» у 2016–2017 роках, за доходом, млн грн. 6 713 4 761

2016 1 406 2 591 2017

487 1 035 Промислові споживачі

ТГП для інших споживачів

Інші споживачі

НАШІ РЕЗУЛЬТАТИ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2017

Від’ємне значення доходності на інвестований капітал (ROIC)44 бізнесу «Імпорт та постачання газу іншим споживачам поза межами ПСО» за 2016 рік було спричинене нарахуванням резерву на знецінення дебіторської заборгованості у розмірі 4 млрд грн, головним чином пов’язаної із постачанням газу регіональним розподільчим компаніям для їхніх виробничо-технологічних потреб. У 2017 році таких операцій не було, і як

Видобуток та нетто-імпорт газу, млрд куб. м

13,4%

15 10

11,2%

2015

2016

48,1

38,1

36,9

32,1

5,6

4,2

4,5

4,4

Польща

17,7

17,0

17,1

18,8

Венгрія

8,6

10,1

8,0

9,4

Чеська Республіка

8,6

7,5

7,7

8,3

Австрія

7,7

9,0

7,2

8,7

85,9

78,2

81,3

87,6

Словаччина

Німеччина

73%

200

84%

14%

180

13,4%

0 2014

–10

О бсяг релевантного ринку

–15

Обсяг продажів Нафтогазу

2015

2016

2017

ROIC Ставка вартості капіталу Дохідність на інвестований капітал розраховується діленням операційного прибутку після оподаткування (NOPLAT) на ринкову вартість інвестованого капіталу, яка була визначена на основі оцінки ринкової вартості капіталу, інвестованого в основні засоби, і суми чистого оборотного капіталу на кінець року. Оцінка ринкової вартості капіталу, інвестованого в основні засоби ґрунтується на власних оцінках альтернативної вартості вуглеводневих запасів та інших активів цього сегменту. NOPLAT та інвестований капітал були конвертовані з гривні у долари США – NOPLAT за середньорічним обмінним курсом НБУ, а інвестований капітал за обмінним курсом на кінець відповідного року (для того, щоб порівняти вартість ROIC в доларах США з вартістю капіталу в доларах США).

результат, дохідність на інвестований капітал бізнесу «Імпорт та постачання газу іншим споживачам поза межами ПСО» у розмірі 11,2% за 2017 рік була нижчою за вартість капіталу45 (13,4%), що вказує на те, що проблеми зі створенням цінності повністю не вирішені і в цьому сегменті 45

Вартість капіталу, оцінена в грн незалежними оцінювачами з метою визначення справедливої вартості основних засобів, пов’язаних з бізнесом продажу та постачання газу, ПАТ НАК «Нафтогаз України» станом на 31.12.2017, була переведена в дол. США з наступним коригуванням елементів розрахунку цієї ставки для кращого відображення ризиків, пов‘язаних із специфікою цього бізнесу, та відповідного порівняння з доходністю на інвестований капітал бізнесу.

Закупівля

Ч астка Нафтогазу на релевантному ринку, %

Фізична закупівля газу

–20,2% 2016

Хеджування операцій

20 2013

Хеджування портфеля

НАФТОГАЗ СЬОГОДНІ

· зниження ціни на закупівлю ресурсів газу (спред до європейських газових хабів); · краще управління портфелем, менший ризик.

Фінансовий інжиніринг Фінансовий трейдинг

РИЗИК

169

100

· ефективний механізм ціноутворення;

Фінансовий трейдинг газу та управління ризиками

Трейдинг, забезпечений активами 48

розвитку кваліфікацій у торгівлі газом для Нафтогазу є:

ОЧІКУВАННЯ НА 2020 РІК

–5

Фізична торгівля газом

120

–25

На зменшення своєї частки у постачанні газу промисловим споживачам Нафтогаз відреагує зміцненням та розвитком своїх кваліфікацій у торгівлі газом. Основними позитивними наслідками

140

–20

промисловим споживачам зменшилася вдвічі, з 9% у 2016 році до 5% у 2017 році.

13%

163

160

млрд куб. м

2014

Україна

І мпорт та постачання газу іншим споживачам поза межами ПСО: порівняння ROIC та cтавки вартості капіталу деноміновані в дол. США, % %

2013

у 10 разів перевищують обсяги реалізації газу компанією Нафтогаз України у 2016 році, тому приватні імпортери можуть повністю замістити обсяги Нафтогазу, якщо останній підвищить ціни вище ринкових. Крім того, внаслідок лібералізації ринку частка НАК «Нафтогаз України» у постачанні газу

(бізнес створює цінність у фінансово сталий спосіб, тільки якщо ROIC перевищує ставку вартості капіталу).

Забезпечення відповідності зобов’язань з продажу та купівлі

Хеджування всього портфеля на фінансовому ринку

Фінансовий трейдинг повязаний із фізичними позиціями

Фінансовий трейдинг не пов’язаний із фізичними позиціями

Трейдинг деривативами з метою отримання прибутку та хеджування ризику

ДОХІДНІСТЬ

Лібералізація оптового ринку газу принесла низку викликів та позитивних змін в цілому для ринку поза межами ПСО. З початком імпорту приватними трейдерами та інтеграції ринків України та ЄС, Нафтогаз більше не займає домінантне положення на релевантному газовому ринку. Вільні потужності входу доступні для альтернативних продавців, 79

НАШІ РЕЗУЛЬТАТИ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2017

КЛЮЧОВІ РЕЗУЛЬТАТИ ГАЗОВОГО БІЗНЕСУ* Група Нафтогаз видобула майже 80% усього природного газу в Україні у 2017 році. Лідерами з видобутку природного газу серед підприємств України є Укргазвидобування, з часткою у загальному видобутку в Україні 74% та Укрнафта – з часткою у загальному видобутку в Україні 5%. Найбільша частина видобутку природного газу на території України припадає на Харківську та Полтавську області, що забезпечують разом близько 90% видобутку групи. Розвідувальні роботи проводяться, головним чином, у Карпатському та Дніпровсько-Донецькому нафтогазоносних регіонах.

Валовий обсяг видобутку природного газу, млрд куб. м 15,9

Всього:

2,8%

16,4 14,6

Укргазвидобування

4,4%

15,3 1,3

Укрнафта

–14,7%

1,1 2016

2017

У 2017 році обсяг видобутку природного газу компаніями групи Нафтогаз збільшився порівняно з 2016 роком на 2,8%. Цей приріст було забезпечено Укргазвидобуванням, що за 2017 рік збільшило обсяги

2016/2017

видобутку на 4,4% – рекордний рівень за останні 24 роки, завдяки успішному виконанню Програми «Стратегія 20/20». Незважаючи на природне падіння видобутку в межах 1,4 млрд куб. м/рік кумулятивно

Географічний розподіл видобутку природного газу Укргазвидобуванням у 2017 році, млн куб. м

СУМСЬКА

528

6 116

ЛЬВІВСЬКА

ПОЛТАВСЬКА

137 0,3 ЗАКАРПАТСЬКА

7 917

ВОЛИНСЬКА

ХАРКІВСЬКА

ІВАНО-ФРАНКІВСЬКА ДНІПРОПЕТРОВСЬКА

445

ЧЕРНІВЕЦЬКА

14 ХЕРСОНСЬКА

ЛУГАНСЬКА

2 ДОНЕЦЬКА

Всього

15 253

млн куб. м

* Нафтогаз фактично не присутній у цьому сегменті ринку

Включає чотири основні групи клієнтів продажу і постачання газу

НАШІ РЕЗУЛЬТАТИ

по всім родовищам, Укргазвидобуванню вдалося компенсувати зниження та збільшити видобуток на 646 млн куб. м газу порівняно з 2016 роком. Так, у 2017 році проводилась масштабна програма з інтенсифікації видобутку газу шляхом виконання 120 операцій гідророзриву пластів (ГРП), завдяки чому додатково видобуто більше 875 млн куб. м газу. Крім того, ефективна кампанія з капітального ремонту свердловин (КРС), що включала відновлення роботи недіючих свердловин, колтюбінгові операції, обробку привибійної зони пласта, забезпечила додатковий видобуток у розмірі 550 млн куб. м газу. Для подальшої успішної реалізації Програми «Стратегія 20/20» необхідно збільшувати площі для розвідувальних робіт, вдосконалювати законодавство щодо земельних питань, забезпечувати проведення прозорих процедур з надання та подовження ліцензій, а також підтримувати передбачуваний режим оподаткування операцій з видобутку корисних копалин. Збільшення обсягів власного видобутку природного газу Укргазвидобуванням є сприятливим фактором для стабільного забезпечення споживачів природним газом і дієвим інструментом зменшення залежності України від імпорту енергоносіїв та забезпечення енергетичної безпеки держави. У 2017 році Укрнафта продовжила демонструвати падіння обсягів видобутку природного газу і завершила цей рік зі зниженням видобутку майже на 15%. Як і в минулому році, на падіння обсягів видобутку Укрнафти вплинув високий рівень виснаження більшості 82

РІЧНИЙ ЗВІТ 2017

родовищ, які знаходяться на завершальній стадії експлуатації, а також той факт, що Державна служба геології та надр України в квітні 2017 року не подовжила дію спецдозволів компанії. За оцінками Укрнафти через вимушену зупинку виробництва за оцінками Укрнафти на 6 родовищах було недоотримано близько 76 млн куб. м газу. Поновлення видобутку відбулось наприкінці жовтня і листопада після продовження ліцензій та отримання гірничих відводів. У 2014 році за активної участі Нафтогазу в Україні розпочато реформування газового ринку, в результаті чого прийняті Закон України «Про ринок природного газу» та план реформування газового сектору. Реформа ринку газу передбачала поступову лібералізацію газового ринку та запровадження цільових субсидій. Так, починаючи з листопада 2015 року ціни на газ для споживачів, що не підпадають під дію положення про покладення спеціальних обов’язків (далі – Положення про ПСО), перестали бути регульованими і визначаються Нафтогазом самостійно виходячи із ринкової кон’юктури. Водночас, з 1 жовтня 2015 року і дотепер постановами Кабінету Міністрів України від 01.10.15 № 758 (із змінами) та від 22.03.17 № 187 (із змінами) на компанію покладено спеціальні обов’язки (ПСО) щодо формування ресурсу природного газу для побутових споживачів, релігійних організацій та виробників теплової енергії та деяких інших споживачів природного газу. Категорії споживачів, яких стосувались покладені на компанію ПСО, постійно розширювались урядом, а

строк дії спецобов’язків – продовжувався. Так, з 1 жовтня 2015 року покладені на компанію спецобов’язки стосувались формування ресурсу природного газу для потреб побутових споживачів та виробників теплової енергії для виробництва теплової енергії для надання послуг з опалення та постачання гарячої води населенню, його продажу за визначеними цінами постачальникам природного газу для населення та постачання за визначеними цінами виробникам теплової енергії для населення. В подальшому обсяг покладених на компанію спецобов’язків поступово розширювався урядом: - з 4 листопада 2015 року - формування ресурсу, продаж за визначеними цінами постачальникам природного газу та постачання за визначеними цінами виробникам теплової енергії для потреб релігійних організацій; - з 29 вересня 2016 року постачання ПАТ «Одеський припортовий завод»; - з 19 жовтня 2016 року постачання виробникам теплової енергії для виробництва теплової енергії установам, що фінансуються за рахунок державного і місцевих бюджетів, а з 23 грудня 2016 грудня – за визначеною ціною; - з 1 квітня 2017 року постачання природного газу за визначеною ціною виробникам теплової енергії для всіх категорій споживачів, а також для виробництва електричної енергії такими виробниками, при цьому обов’язок постачання ПАТ «Одеський припортовий завод» виключено;

- з 16 березня 2018 року – формування ресурсу для виробників теплової енергії для всіх категорій споживачів, формування ресурсу та продаж за визначеною ціною постачальникам природного газу для державного підприємства України «Міжнародний дитячий центр «Артек». Наразі дію спецобов’язків компанії продовжено до 1 серпня 2018 року постановою Кабінету Міністрів України від 30.05.18 №415. Крім цього, у діючій редакції Положення про ПСО зазначено, якщо ціна газу, розрахована на рівні імпортного паритету станом на 1 липня 2017 року перевищує більше ніж на 10% діючу ціну, то у період з 1 жовтня 2017 року до 1 серпня 2018 року ціна продажу (постачання) газу компанією для побутових споживачів, релігійних організацій та виробників теплової енергії дорівнюватиме розрахованій ціні газу на рівні імпортного паритету. При цьому Міністерство енергетики та вугільної промисловості мало забезпечити до 1 липня 2017 року вчинення дій щодо розрахунку ціни природного газу на рівні імпортного паритету та розміщення на власному офіційному веб-сайті інформації про таку ціну. Незважаючи на те, що впродовж 2016-2017 років виникали передумови для перегляду діючої ціни для побутових споживачів, рішення із зазначеного питання не було прийнято. Загальні обсяги продажу природного газу споживачам України групою Нафтогаз зменшились у 2017 році порівняно з 2016 роком на 14%.

Споживання природного газу населенням у 2017 році знизилось на 5% в порівнянні з 2016 роком. Визначальний вплив на зміну обсягів використання мали такі фактори: • більш м’які погодні умови в опалювальний період, ніж попереднього року, що призвело до зниження потреби в опаленні в межах 5% • зниження соціальних нормативів на природний газ • тривалість опалювального періоду, в якому нараховувались субсидії для індивідуального опалення з 16.10.2017, що створило додаткові стимули для отримувачів житлових субсидій до ощадного споживання газу. Використання природного газу теплогенеруючими підприємствами для виробництва тепла для потреб населення у 2017 році знизилось на 20% в порівнянні з 2016 роком. На додачу до погодного фактору, визначальними чинниками для цієї категорії були: • відбір газу підприємствами ТКЕ без отримання номінацій, що призвело до віднесення таких обсягів газу на небаланс відповідних операторів газорозподільчих газопроводів та неврахування їх в обсягах реалізації для цієї категорії, • заміщення природного газу іншими видами палива (в першу чергу вугіллям) та • відмови окремих міст від систем централізованого теплопостачання з переходом на автономні та індивідуальні джерела, у тому числі з заміною або без такої природного газу на інші види палива чи енергії.

бсяги реалізації та О постачання природного газу групою Нафтогаз третім сторонам, млрд куб. м

20,1

–14%

17,4

2017/2016

2016

2017

Обсяги реалізації іншим споживачам поза межами ПСО, в 2017 році зменшились на 70% порівняно з 2016 роком. Основне зменшення відбулось в категорії підприємств, що виробляють тепло для інших споживачів на 89%. Суттєве зниження пов’язане з поширенням в 2017 році дії Положення про ПСО на категорії споживачів, на які воно раніше не розповсюджувалось46. Також, відбулось зменшення обсягів реалізації газу для промислових та газорозподільних підприємств на виробничо-технологічні витрати на 63% та на 13% відповідно за рахунок загального скорочення споживання природного газу в Україні та, частково, за рахунок зміни постачальника для таких підприємств.

Див. графік Розширення сфери дії ПСО для теплогенеруючих підприємств (ТГП)

НАШІ РЕЗУЛЬТАТИ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2017

Обсяги реалізації та постачання природного газу третім сторонам підприємствами групи, млрд куб. м Виробництво, імпорт та продаж регіональним газопостачальним підприємствам (ГПП) для потреб населення

11,6 11,0

Виробництво, імпорт та постачання теплогенеруючим підприємствам (ТГП) для потреб населення Виробництво, імпорт та постачання іншим споживачам згідно ПСО

Імпорт та постачання іншим споживачам поза межами ПСО

Резерв на знецінення

31.12.2016

0,9

43%

1,2

31.12.2017

57,1

65,5

–70%

0,6 2017

–0,2

30,1

20%

50%

5 342

0,8

21,6

20,2

2016

2017

14,1

МЛРД ГРН

2,4

10,1

8,2 2017

2016

ДЗ більше 365 днів

ДЗ до 90 днів

ДЗ більше 365 днів

ДЗ 90–365 днів

Резерв

ДЗ 90–365 днів

Резерв

Інші споживачі поза межами ПСО

6 484–7 148

–16,9

7 516–8 265 2016

2017

2016/2017

–1,4

–16,2

–1,4

0,3

Ціна на газ, без ПДВ, тарифів на послуги з транспортування та розподілу природного газу.

1,4

МЛРД ГРН

зросла на 8,4 млрд грн або на 15%. Приріст відбувся головним чином за рахунок регіональних газопостачальних підприємств

для потреб населення. В той же час, сума заборгованості по споживачам поза межами ПСО в 2017 році зменшилась на 16% порівняно з 2016.

4,8 0,4

0,4

0,03

3,5

1,6

3,5

18%

6 288

Імпорт та постачання іншим споживачам поза межами ПСО

Торгова дебіторська заборгованість за природний газ в цілому по групі Нафтогаз у 2017 році порівняно з 2016 роком

ДЗ до 90 днів

Інші споживачі згідно ПСО

(23,0)

-4,2

3,2

МЛРД ГРН

4 942

Виробництво, імпорт та постачання іншим споживачам згідно ПСО

–3,1

21,8

3 288

(21,5)

0,2

2016/2017

4 942

15%

0,1

9,7

4 118

2017/2016

ТГП для потреб населення

ГПП для потреб населення

Середньозважені ціни реалізації газу за категоріями, грн/тис. куб. м47 Виробництво, імпорт та продаж регіональним газопостачальним підприємствам (ГПП) для потреб населення

31.12.2017

Т оргова дебіторська заборгованість за природний газ

–1,2

1,9

2017/2016

–5%

–20%

4,6

Виробництво, імпорт та постачання теплогенеруючим підприємствам (ТГП) для потреб населення

Торгова дебіторська заборгованість

Всього

5,7

2016

Млрд грн

19,6 МЛРД ГРН

0,9

16,5 МЛРД ГРН

МЛРД ГРН

1,4

3,0

15,1

2016

2017

2016

16,0

2017

ДЗ до 90 днів

ДЗ більше 365 днів

ДЗ до 90 днів

ДЗ більше 365 днів

ДЗ 90–365 днів

Резерв

ДЗ 90–365 днів

Резерв

НАШІ РЕЗУЛЬТАТИ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2017

Рівень розрахунків за реалізований природний газ ТГП для потреб населення

ГПП для потреб населення

48,9 МЛРД ГРН

57%

Р езультат бізнесу* з продажу газу регіональним газопостачальним підприємствам для потреб населення, млрд грн

54,3

88%

МЛРД ГРН

59%

69%

18,9

37%

МЛРД ГРН

2017

2016 % розрахунків, з них

В державному бюджеті на 2017 рік було передбачено фінансування пільг та субсидій населення на оплату електроенергії, природного газу, послуг тепло-, водопостачання і водовідведення, квартирної плати (утримання будинків і споруд та прибудинкових територій), вивезення побутового сміття та рідких

% субсидій

22,8 100%

2016

2017

нечистот на загальну суму у розмірі 68 млрд грн. Протягом 2017 року групою Нафтогаз проводилась активна робота з приведення у відповідність обсягу асигнувань, що передбачені в державному бюджеті на житлові субсидії, до суми коштів, які були об’єктивно необхідні для їх фінансування, враховуючи

20,4

2016

2017

44%

МЛРД ГРН

70%

% розрахунків, з них

19,9

Результат бізнесу збільшився у 2017 році порівняно з 2016 роком на 2% або на 0,4 млрд грн. Зменшення обсягів реалізації природного газу споживачам України, внаслідок скорочення обсягів споживання, мало негативний вплив на результат і зменшило його на 2,7 млрд грн, в той час

Р езультат бізнесу48 з постачання газу тепло генеруючим підприємствам для потреб населення млрд грн

% субсидій

зміни регуляторного середовища упродовж року. Тим не менш, на кінець 2017 року проблемним залишалось питання бюджетного фінансування оформлених субсидій. Так, з підписаних протоколів на суму 64 млрд грн було профінансовано 51 млрд грн, або 80% що на 4% менше ніж у 2016 році.

Р езультат бізнесу48 з постачання іншим споживачам згідно ПСО, млрд грн

Р езультат бізнесу48 з продажу природного газу поза межами ПСО, млрд грн

1,6

4,9

0,5

3,9

–0,4 2016

2017

Результат бізнесу зменшився у 2017 році на 1 млрд грн. Так, зменшення обсягу реалізації негативно вплинуло на результат на 3,7 млрд грн, що було частково компенсовано зниженням рентної ставки.

операційний прибуток/(збиток) до оподаткування

2016

–1,7 2017

Результат цього бізнесу в 2017 році покращився порівняно з 2016 зі збитку в 0,4 млрд грн до прибутку в 1,6 млрд грн. Головним фактором впливу було збільшення обсягів реалізації в цій категорії, що пов’язано з поширенням дії ПСО на додаткових споживачів теплової та електричної енергії49. 49

як зниження ставки рентної плати мало позитивний вплив на результат бізнесу (у 2017 році ставка рентної плати з січня місяця зменшилась до 29%, в січніберезні 2016 року була 70%, з квітня по вересень 2016 року – 50% для покладів до 5 тис метрів).

2016

2017

Результат бізнесу покращився на 2,2 млрд грн в 2017 році порівняно з 2016. Зменшення обсягів реалізації, мало негативний вплив на результат. Зменшення резерву сумнівних боргів на 4,2 млрд грн у 2017 році порівняно з минулим періодом в той же час позитивно вплинуло на результати зазначеного сегменту.

Постанова КМУ від 22.03.17 N0 187 «Про затвердження Положення про покладення спеціальних обов’язків на суб’єктів ринку природного газу для забезпечення загальносуспільних інтересів у процесі функціонування ринку природного газу»

ЯК ВИДОБУВАЮТЬ ГАЗ ПОШУКИ, ВИДОБУВАННЯ ТА ПЕРЕРОБКА ГАЗУ 1. ГЕОЛОГОРОЗВІДКА

2. ПОШУКОВЕ БУРІННЯ

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

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

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

НЕОЧИЩЕНИЙ ГАЗ ОЧИЩЕНИЙ ГАЗ ТОВАРНИЙ ГАЗ

КОМПЕНСАТОР

КОНДЕНСАТ

СЕЙСМІЧНІ ВІБРАТОРИ

НИЗЬКОТЕМПЕРАТУРНИЙ СЕПАРАТОР

ПОШУКОВА СВЕРДЛОВИНА УСТАНОВКА З ОСУШУВАННЯ ГАЗУ

СТАБІЛІЗАТОР КОНДЕНСАТУ

3. ЕКСПЛУАТАЦІЙНЕ БУРІННЯ Експлуатаційні свердловини бурять для розробки відкритого родовища. Вартість свердловини залежить від глибини та коливається від 20 до 10 млн дол., а їх загальна кількість може складати від десятків до сотень, отже цей етап є найбільш капіталомістким.

4. РОЗРОБКА РОДОВИЩА 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.

СЕПАРАТОР ПРОДУКЦІЇ

КАПІТАЛЬНИЙ РЕМОНТ СВЕРДЛОВИН БУРОВИЙ МАЙДАНЧИК

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

УСТАНОВКА КОМПЛЕКСНОЇ ПІДГОТОВКИ ГАЗУ (УКПГ)

КОЙЛТЮБІНГОВА УСТАНОВКА

ЕКСПЛУАТАЦІЙНА СВЕРДЛОВИНА ДОТИСКУВАЛЬНІ КОМПРЕСОРНІ СТАНЦІЇ

6. РЕМОНТ СВЕРДЛОВИН

7. ПІДГОТОВКА ГАЗУ

Для безперебійного та безаварійного видобутку свердловини регулярно перевіряють та ремонтують.

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

НАШІ РЕЗУЛЬТАТИ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2017

ПРОДАЖ НАФТИ ТА ГАЗОВОГО КОНДЕНСАТУ

Обсяг видобутку нафти та газового конденсату Укрнафтою у 2002–2017 роках, млн т 3,5 3,0

2,8

2,9

3,0

3,1

3,2

3,1

2,8

2,5

2,3

2,1

2,0

1,9

1,7

1,5

Валовий обсяг видобутку нафти та газового конденсату на підприємствах групи, млн т

Всього

–7,6%

1,8 1,5

Укрнафта

–9,2%

1,4 0,5

Укргазвидобування

–2,7%

0,5 2016

2017

1,0

0,5

0 2002

2,0

1,4

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

Кількість введених в експлуатацію свердловин (права шкала)

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

Видобуток рідких вуглеводнів, млн т (ліва шкала)

КЛЮЧОВІ ПРОБЛЕМНІ АСПЕКТИ ВИРОБНИЧОЇ ДІЯЛЬНОСТІ БІЗНЕСУ В 2017 РОЦІ: · Видобуток рідких вуглеводнів стрімко впав, через вимушену зупинку видобутку внаслідок призупинення спецдозволів з боку Держгеонадр. • Падіння обсягів видобутку ПАТ «Укрнафта» спостерігалось незважаючи на наявність потенціалу для його нарощування – оцінка запасів рідких вуглеводнів станом на 31.12.2017 складає 38,3 млн т (базуючись на даних аудиту компанією DeGolyer & MacNaughton) · Обсяг капітальних інвестицій нижчий за мінімально необхідний для виконання програм стабілізації та нарощування обсягів видобутку.

2016/2017

· Пробурено і введено в експлуатацію всього чотири свердловини (три з яких по договорах СД), що на 90% нижче, ніж обсяги 2010-их років. Видобуток рідких вуглеводнів групою Нафтогаз на території України здійснюється Укрнафтою (75% загального видобутку рідких вуглеводнів групи) та Укргазвидобуванням (25% загального видобутку рідких вуглеводнів групи). Укрнафта реалізовує рідкі вуглеводні шляхом аукціонів і саме за рахунок цього обсягу формуються фінансові результати даного бізнесу. За результатами 2017 року видобуток рідких вуглеводнів групою Нафтогаз зменшився на 7,6% (на 152 тис. т), в тому числі видобуток Укрнафтою зменшився на 9,2% до 1,379 млн т, оновивши найнижчі історичні показники. 90

П одаткові зобов’язання Укрнафти та резерв на виплату штрафу та пені, млрд грн

· У вересні 2017 року Державна служби геології та надр України (Держгеонадр) подовжила дію 9 спецдозволів, попередній термін яких закінчився у 2017 році і був причиною зупинки видобутку на родовищах. · В 2018 році закінчується дія 27 спецдозволів, 11 з яких мають бути подовжені відповідно до рішення Київського апеляційного адміністративного суду. Проте погодження ще 16 спецдозволів викликає стурбованість.

13,3

Податкові зобов’язання

12,8

· На початку 2018 року Держгеонадра з подання ДФС зобов’язали Укрнафту у строк до 1 липня 2018 року усунути заборгованості зі сплати рентних платежів, погрожуючи призупиненням дії 77 спеціальних дозволів на видобуток вуглеводнів.

11,2

Резерв на виплату штрафу та пені

14,1

31 грудня 2016

31 грудня 2017

Впродовж 2017 року діяли незмінні норми оподаткування видобувної діяльності, а цінова ситуація покращилась: середньозважена ціна реалізації бареля нафти становила 51,8 дол. порівняно з 40,5 дол. у 2016 році. Ці фактори дозволили у 2017 році Укрнафті сплатити 10,2 млрд грн податків, що перевищує показник 2016 року, коли компанія сплатила

8,1 млрд грн. Загалом на сплату податків компанія спрямувала 52% власного грошового потоку. Причиною від’ємного ROIC50 бізнесу «Продаж нафти та 50

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

газового конденсату», який у 2016 році склав -13%, було нарахування 6 млрд грн резерву на знецінення дебіторської заборгованості Укрнафти. Без цього одноразового нарахування ROIC у 2016 році сягнув би 9,4%. У 2017 році ROIC збільшився майже вдвічі (до 16,6%), чому сприяло зростання ринкових цін на нафту і конденсат та зменшення 91

НАШІ РЕЗУЛЬТАТИ

ренти (зокрема з 45% до 29% на видобуток нафти зі свердловин глибиною до 5 тис. м). Операційний результат за 2017 рік був би ще кращим, якби Укрнафті не заблокували спецдозволи та не припинили спеціальні аукціони з продажу нафти та газового конденсату. Крім того, активи з видобутку нафти та газового конденсату системно недофінансовувалися, що призвело до низхідної тенденції у видобутку рідких вуглеводнів. Маючи в 2017 році ROIC на рівні 16,6%, цей бізнес посів друге місце серед усіх бізнесів Нафтогазу. Але він все одно нижчий за оціночну вартість капіталу, яка складає 22%51, і вказує на ознаки того, що навіть цей майже нерегульований бізнес не створює цінності у фінансово сталий спосіб. Станом на 31 грудня 2017 року податковий борг Укрнафти становив близько 13 млрд грн. Цей показник включає прострочену заборгованість самої компанії, а також борг по спільній діяльності. Ризиками для погашення податкового боргу можуть стати спроби блокування спецдозволів з боку регуляторних органів, а також зриви державних аукціонів з продажу нафти, через які вона реалізує нафту і конденсат за «регульованими» цінами*. З метою виведення Укрнафти із кризового стану без застосування процедур банкрутства та санації, зокрема для зниження соціальної напруги та збереження кадрового потенціалу, менеджмент компанії * Див. розділ Світовий ринок нафти 51

Вартість капіталу розрахована на основі незалежної оцінки альтернативної вартості капіталу для цього бізнесу.

РІЧНИЙ ЗВІТ 2017

опрацьовує декілька варіантів фінансового оздоровлення. Крім того, керівництво Укрнафти неодноразово зверталося до виконавчих органів влади з пропозицією щодо реструктуризації податкового боргу. Компанія продовжуватиме виплачувати прострочений податковий борг, обслуговувати поточні податкові зобов’язання та здійснювати критично необхідні інвестиції для забезпечення базових виробничих потреб з метою стабілізації і збільшення видобутку. Дуже важливою для цього бізнесу ініціативою уряду є зниження з початку 2019 року ставки рентної плати за видобуток конденсату – до 29% для свердловин глибиною до 5 тис. м та до 14% для більш глибоких свердловин (проти 45% та 21% відповідно, що діяли в 2015–2016 роках). Очікується, що це позитивно позначиться на пришвидшенні сплати заборгованості Укрнафтою та звільнить додатковий обсяг

афта і газовий конденсат: Н порівняння ROIC та ставки вартості капіталу деноміновані в грн, % %

22,0%

22,0% 16,6%

15 10 5 0 –5 10 –15

–13,0% 2016

2017

R OIC Ставка вартості капіталу

коштів, які зможуть бути направлені на стабілізацію видобутку вуглеводнів.

Інвестиції Через критичну обмеженість фінансових ресурсів обсяги буріння ПАТ «Укрнафта» скоротились на 90% порівняно з 2010-ми роками, що безпосередньо позначається на обсягах видобутку нафти. Капітальні вкладення за 2017 рік становили 710 млн грн при запланованих 2,4 млрд грн, нижче за мінімально необхідні для стабілізації та нарощування обсягів видобутку. У 2018 році компанія запланувала інвестиційну програму на рівні 3,2 млрд грн. Вона вважає, що ці інвестиції є критично необхідними для забезпечення базових виробничих потреб, безпеки праці та безаварійної роботи обладнання. Проте виконання інвестиційної програми залежатиме від домовленостей щодо механізму погашення податкової заборгованості. Протягом 2017 року Держгеонадра призупиняла дію спецдозволів на експлуатацію 9 родовищ. У 2018 році закінчується термін дії 27 спецдозволів, на які припадає 53% річного видобутку нафти та конденсату та 30% річного видобутку газу в компанії. В 2017 році Укрнафта заздалегідь подала до Держгеонадр заявки на продовження їх дії. Своєчасне продовження терміну дії спецдозволів є критично необхідним для компанії і матиме суттєвий вплив на виробничі та фінансові показники Укрнафти, виконання інвестиційної програми, зайнятість працівників та доходи державного та місцевих бюджетів.

На початку квітня 2018 року Київський апеляційний адміністративний суд задовольнив відповідний позов Укрнафти та зобов’язав Держгеонадра розглянути заяви компанії на продовження строку дії 11 спеціальних дозволів на видобування вуглеводнів. Йдеться про ліцензії, строк дії яких закінчується в першому півріччі 2018 року, та які дають компанії право на видобуток вуглеводнів Росільнянського, Турутинського, Миколаївського, Луквинського, Довбушансько-Бистрицького, Орів-Уличнянського, Долинського, Струтинського, Спаського, Пасічнянського та Андріяшівського родовищ. Рішення Апеляційного суду набрало законної сили 3 квітня 2018 року. За розрахунками компанії, протягом року від видобутку вуглеводнів на вищезгаданих 27 родовищах до державного та місцевих бюджетів має надійти приблизно 3 млрд грн доходів лише від рентної плати. На початку 2018 року Держгеонадра з подання ДФС виставила Укрнафті терміни на усунення порушень особливих умов спеціальних дозволів на користування надрами щодо сплати рентних платежів до Державного бюджету, погрожуючи призупиненням дії 77 спеціальних дозволів на видобуток вуглеводнів. Всього Укрнафта має 82 спецдозволи на видобування вуглеводнів.

Механізм регулювання продажу нафти Механізм державного регулювання процесу продажу нафти та конденсату власного видобутку для підприємств,

НАЙБІЛЬШИЙ

КОРОТКОСТРОКОВИЙ РИЗИК БІЗНЕСУ – ПРОБЛЕМА ЗІ СПЕЦДОЗВОЛАМИ

частка держави у статутному капіталі яких 50 відсотків та більше запроваджено з 2000-х. Група реалізує сиру нафту та газовий конденсат власного виробництва на біржових аукціонах відповідно до Закону України від 12/07/01 №2665-III «Про нафту і газ». Зазначений механізм реалізації за час свого існування перетерпів ряд змін, які часто перетворювали процес продажу нафти на непрозорий та зменшували прибутковість операцій з продажу нафти та конденсату власного видобутку. Зокрема діяли понижуючі коефіцієнти від митної вартості, розрахунок ціни, який не включав ПДВ тощо. Це призводило до недоотримання прибутків та до зниження рентабельності діяльності цього бізнесу. Ціна реалізації нафти Укрнафти у період 2007–2014 років не відповідають рівню світових цін на нафту в

зазначений період. Починаючи з кінця 2014 року були внесені зміни в механізм продажу нафти та конденсату: · переглянуто низку норм щодо механізму ціноутворення на нафту і конденсат; · скасовано понижуючі коефіцієнти; · стартова ціна на аукціонах для нафти сирої з огляду на невеликі обсяги ввезення на митну територію України нафти сортів Urals, Azeri здебільшого визначається з прив’язкою до світових котирувань на нафту. У зв’язку з відсутністю конкурентного середовища серед покупців нафти – нафтопереробних заводів, на сьогодні попит на нафту сиру та газовий конденсат в Україні обмежений, їх переробка в Україні здійснюється Кременчуцьким нафтопереробним заводом (ПАТ «Транснаціональна

Е волюція ціни реалізації нафти власного видобутку Укрнафти 120

11 аукціонів визнано такими, що не відбулися

100

Поява альтернативного ресурсу нафти для НПЗ

80 60 40

Розрахункову стартову ціну аукціонів приведено до ринкового рівня

20 0 2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

ЄС ціна імпорту нафти (на умовах CIF дол./барель) Розрахункова середня ціна реалізації на аукціоні приведена у дол./барель Ціна Platts Urals, дол./барель 93

НАШІ РЕЗУЛЬТАТИ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2017

Ринкова «вільна» ціна

фінансово-промислова нафтова компанія «Укртатнафта»), який у 2017 році частково переорієнтувався на переробку азербайджанської нафти. Комбінованим результатом існування негнучкого регуляторного механізму формування ціни та відсутності ефективного та конкурентного ринку покупців нафти став зрив в проведенні 11 аукціонів з продажу енергоносіїв у 2017 році та нереалізований обсяг нафти близько 200 тис т. З урахуванням того, що виручка за реалізовані обсяги нафти і конденсату є джерелом для фінансування інвестиційних програм з інтенсифікації видобутку та сплати рентних платежів, непрогнозованість обсягів та нерегулярність строків реалізації і відвантаження енергоносіїв несе великі ризики для функціонування бізнесу. Одним з можливих варіантів виходу із залежності від одного покупця нафти є посилення інтеграції підприємств всередині групи Нафтогаз, а саме подальший розвиток та модернізація переробних потужностей 94

Укргазвидобування та залучення ресурсів видобутку Укрнафти з метою їх переробки та виробництва нафтопродуктів. Зазначене дозволить частково диверсифікувати ланцюг реалізації нафти та посилити позиції групи Нафтогаз на ринку нафти та нафтопродуктів.

Перспективи дерегуляції ринку Ініціативи з подальшої лібералізації та дерегуляції оптового бізнесу ринку нафти та газового конденсату є логічним кроком з урахуванням тенденцій розвитку ринку нафтопереробки східноєвропейського регіону. В основному зазначене стосується очікуваних податкових змін в поставках нафти з Росії до Білорусі52. Білорусь купує нафту за цінами 52

З 2015 року Росія приступила до реформи оподаткування в нафтовій сфері. Суть реформи, що отримала назву «податкового маневру», – полягає в зниженні ставок експортного мита на нафту, їх поступове вирівнювання зі ставками експортного мита на темні і світлі нафтопродукти, а також підвищення ставок ПВКК (податок на видобуток корисних копалин).

російських виробників, адже є членом Митного союзу з Росією, тобто при експорті нафти з Росії до ціни не включається експортне мито (станом на квітень 2018 року – 111,4 дол./т, або близько 15 дол./барель) і тому відповідно має нижчу собівартість вироблених нафтопродуктів. Якщо Росія повністю замінить нафтові експортні мита податком на видобуток корисних копалин в рамках «податкового маневру», то ціна нафти для Білорусі максимально наблизиться до ринкової. У такій ситуації, коли ціна закупівлі нафти з Росії та ціна потенційних поставок нафти з альтернативних джерел буде на рівні світової, білоруські нафтопереробні підприємства будуть зацікавлені в закупівлі нафти з мінімальними логістичними затратами, в тому числі і в Україні. Розвиток ситуації за зазначеним сценарієм може мати позитивний ефект на розвиток ринку нафти, оскільки в перспективі може сформуватися конкурентний ринок покупців на нафту та конденсат вітчизняного видобутку.

На території України видобуток нафти та газового конденсату здійснюється підприємствами групи на родовищах у Полтавській, Чернігівській, Сумській, Харківській, Дніпропетровській, Львівській, Івано‑Франківській та Чернівецькій областях. У бізнесі видобування нафти та газового конденсату результати діяльності за 2017 рік демонструють загальну тенденцію до зниження обсягів видобутку. В цілому по групі видобуток нафти та конденсату скоротився на 7,6%. Найбільше скорочення видобутку на 9,2%, відбулось по Укрнафті. Це скорочення було пов’язано як з внутрішніми причинами –

Р еалізація сирої нафти та газового конденсату підприємствами групи, тис. т 1 270

–14% 2017/2016

1 479 2016

2017

2014

природним виснаженням покладів і недостатнім рівнем інвестицій в обслуговування, модернізацію обладнання та буріння, так і зовнішніми – відмова Держгеонадр подовжити термін дії ліцензій призвела до того, що з квітня до червеня 2017 був зупинений видобуток на 6 родовищах. Виробничі втрати за період простою оцінюються спеціалістами Укрнафти приблизно в 92 тис. т нафти і газового конденсату. Проте в першому півріччі 2017 року компанії вдалося стабілізувати виробництво на рівні, що перевищує природне падіння видобутку, незважаючи на обмежені інвестиції. Це відбулося завдяки низці бюджетних технічних заходів з інтенсифікації видобутку на існуючих свердловинах. Зазнали скорочення також обсяги видобутку нафти та конденсату Укргазвидобування на 2,7% порівняно з 2016 роком, в зв’язку з природним виснаженням родовищ. Видобуту нафту та газовий конденсат Укргазвидобування спрямовує на виробництво нафтопродуктів з використанням власних виробничих потужностей. Результат діяльності продажу нафтопродуктів

2015

2 016

Грудень

Листопад

Жовтень

Вересень

3,0 Серпень

Забезпечення вільного «логістичного» доступу до ресурсу Формування справедливої ціни для різних сортів нафти власного видобутку Інтегрований східноєвропейський ринок Посилення інтеграції видобувних та переробних підприємств Поява чітких ринкових та інвестиційних показників для видобутку нафти

Втрати видобутку через блокування спецдозволів

3,5

Липень

• • • • •

4,0

Червень

Регульована ціна

4,5

Травень

Лише 1 НПЗ – покупець

Група Нафтогаз видобула близько 90% усієї нафти та газового конденсату в Україні у 2017 році. Провідним підприємством групи з видобутку нафти та газового конденсату є Укрнафта, з часткою у загальному видобутку України 66%. На другому місці в Україні з часткою видобутку більше 22% знаходиться Укргазвидобування.

5,0

Квітень

• Відсутність конкурентного ринку • Затоварювання місць зберігання у несприятливі для НПЗ цінові періоди • Нафта реалізується лише за стартовою ціною • Реалізується лише якісніша нафта

5,5

Березень

АУКЦІОН

С ередньодобовий видобуток нафти з конденсатом Укрнафтою, тис. т на добу

Лютий

Нафта, конденсат

ПРОДАЖ НАФТИ ТА ГАЗОВОГО КОНДЕНСАТУ

Січень

Дерегуляція ї ринку

УКРНАФТА частка держави у статутному капіталі підприємства 50% та більше

2017

розглядаються у бізнесі Торгівля нафтопродуктами. Результат бізнесу покращився в 2017 році порівняно з 2016 роком на 9 млрд грн. Позитивний вплив на результат мало зростання цін реалізації нафти на території України відповідно до тенденцій світового ринку, так середні світові ціни на нафту марки Brent в 2016 році складали 43,7 дол./ бар, а в 2017 збільшились до 54,2 дол./бар і перевищили середні ціни 2015 року.

Результат* бізнесу Продаж нафти та газового конденсату, млрд грн 5,6

6 4 2 0 –2 –4

–3,5 2016

2017

операційний прибуток/(збиток) до оподаткування

НАШІ РЕЗУЛЬТАТИ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2017

ТРАНЗИТ ПРИРОДНОГО ГАЗУ

У 2017 році транзит російського газу територією України збільшився на 14% до 93,5 млрд куб. м.

• найбільший (32,5% доходів) та найбільш капіталомісткий (35% від балансової вартості основних засобів) бізнес групи Нафтогаз • обсяг транзиту – 93,5 млрд куб. м (+ 14% порівняно з минулим роком), шестирічний максимум • майже 50% поставок природного газу з Росії до Європи в 2017 році було здійснено транзитом через Україну • історична перемога у Стокгольмському арбітражі у справі щодо недопоставок газу на суму 4,63 млрд дол., включаючи відсотки (за період 2009-2017 років) • дохідність на інвестований капітал (ROIC) у 2017 році (3,0%) була нижчою за вартість капіталу (11,9%) • забезпечено безперебійні транзитні потоки газу протягом періоду штучної кризи, створеної Газпромом у березні 2018 року

Транзит природного газу за напрямками з 2014 року, млрд куб. м 31,4 37,8

Словаччина

48,8 53,5

Завдяки таким потокам через територію України в 2017 році, Нафтогаз закріпив позитивний баланс між вартістю послуг з транзиту газу та вартістю імпортного російського газу для Нафтогазу (2,77 млрд дол., + 19% порівняно з минулим роком).

18,0 16,8 19,3 20,9

Румунія

6,5 5,9 6,7

Угорщина

11,7

Польща

Молдова

3,5 3,7 4,5 4,7 2,9 2,9 2,9 2,7 62,2 67,1

Разом

82,2 93,5 2014

2015

Таке зростання пояснюється збільшенням споживання газу на європейському ринку через фактори, пов’язані з погодою (див. Розділ «Європейський ринок природного газу») та, цілком можливо, економічними стимулами до збільшення обсягу транзиту газу через Україну у зв’язку з ймовірними оцінками Газпромом результату розгляду справи Стокгольмським арбітражним трибуналом за транзитним контрактом (тобто через високу ймовірність того, що Нафтогаз матиме високі шанси на виграш вимоги щодо недопоставки газу).

2016

2017

Незважаючи на те що в 2017 році Газпром забезпечив рекордне постачання газу в Європу і, як наслідок, максимальні за останні 6 років транзитні потоки через Україну, такі обсяги були значно нижчими за мінімальні контрактні обсяги відповідно до транзитного контракту з Газпромом (110 млрд куб. м) або за історичні обсяги транзиту територією України до будівництва трубопроводів Північний потік та Ямал. Близько 35% потужностей на виході з української газотранспортної системи на кордоні з ЄС не використовувались.

2,33

2,77

0,38

0 млрд дол. США

ГОЛОВНІ РЕЗУЛЬТАТИ БІЗНЕСУ:

Б аланс між вартістю транзиту природного газу і вартістю витрат на імпорт російського газу для Нафтогазу, млрд дол. США

–2

–2,13

–4 –6

–4,36 –6,33

–8

–7,60

–10

–9,31 2009

2010

2011

2012

На додачу до вказаних вище недопоставок, Газпром відмовився виконати остаточне рішення арбітражного трибуналу у справі про транзит53. На сьогоднішній день застосовуваний транзитний тариф не відображає витрати і не відповідає регульованим тарифам54, і на дату складання цього звіту керівництво очікувало високу ймовірність нульових транзитних потоків з 1 січня 2020 року55. 53

Враховуючи те, що Газпром оскаржив остаточне рішення арбітражу щодо контракту на транзит газу, а також той факт, що ця сума не була погашена Газпромом, керівництво керується консервативним підходом і не визнає чисту суму заборгованості Газпрому (2,6 млрд дол.) як дебіторську заборгованість на 31 грудня 2017 року.

В результаті арбітражу у справі про транзит Трибунал відхилив вимогу Нафтогазу щодо перегляду транзитного контракту відповідно до європейського та українського законодавства (у тому числі застосування регульованого тарифу), зазначивши, що впровадження регуляторної реформи в Україні є справою органів влади України, наприклад НКРЕКП.

–2,95

Завдяки побудові альтернативних трубопроводів (наприклад, зняття обмежень щодо газопроводу OPAL, будівництво Північного потоку – 2, Турецького потоку, докази збільшення потужності Північного потоку)

2013

2014

2015

2016

2017

В результаті: – ROIC56 бізнесу транзиту газу в 2017 році був значно 56

ROIC обчислюється як відношення операційного прибутку після оподаткування (NOPLAT) за відповідний рік до інвестованого капіталу, який визначався як сума капіталу, інвестованого в основні засоби, та чистого оборотного капіталу на кінець року. NOPLAT та інвестований капітал були конвертовані з гривні у долари США – NOPLAT за середньорічним обмінним курсом НБУ, а інвестований капітал за обмінним курсом на кінець відповідного року (для того, щоб порівняти вартість ROIC в доларах США з вартістю капіталу в доларах США, яка використовується незалежними оцінювачами). Інвестований в основні засоби капітал оцінювався у два етапи: (a) Залишкова вартість заміщення за вирахуванням фізичного зносу газотранспортної системи (419 млрд грн станом на 31.12.2017 року) була скорегована з урахуванням впливу очікуваних нульових чи несуттєвих транзитних потоків після 2019 року (див. стор. 25–26 Консолідованої фінансової звітності за 2017 рік). Згідно з оцінками незалежних оцінювачів, якби для переоцінки були використані очікування матеріальних обсягів транзиту газу після 2019 року, то залишкова вартість заміщення за вирахуванням фізичного зносу газотранспортної системи була б на 10% вищою, тобто 460 млрд грн. (b) с уму 460 млрд грн було алоковано між основними бізнесами групи відповідно до підходу керівництва до оцінки результативності діяльності групи. Зокрема, для розподілу активів між транзитом газу та іншими бізнесами були використані такі факторами як потужність та відстань.

Для розрахунку ROIC, деномінована у гривні вартість капіталу, інвестованого в основні засоби, станом на 31.12.2017 була використана в якості вартості капіталу, інвестованого в основні засоби станом на 31.12.2016.

НАШІ РЕЗУЛЬТАТИ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2017

нижчим, ніж вартість капіталу для цього капіталомісткого бізнесу – З огляду на негативні очікування щодо транзитних газотранспортних потоків починаючи з 1 січня 2020 року, у звіті незалежних оцінювачів від 16.03.2018, які визначили справедливу вартість активів з транспортування газу станом на 31.12.2017, був відображений економічний знос. Загалом, ключовою проблемою цього бізнесу є неконкурентна та сильно політизована поведінка Газпрому. Наприклад, Газпром не визнав нових RAB-тарифів на транскордонних точках входу та виходу з системи, затверджених НКРЕКП у грудні 2015 року, продовжував сплачувати старий договірний тариф і відхиляв з 2016 року проведення переговорів щодо впровадження регульованих

Т ранзит природного газу: порівння ROIC та ставки вартості капіталу деноміновані у дол. США, %

11,9%

5,2% 3,0%

2016

2017

R OIC Ставка вартості капіталу 98

В плив очікувань щодо транзиту природного газу після 2019 року на вартість газотранспортної системи станом на 31.12.2017, млрд грн Залишкова вартість заміщення (без впливу припущення про нульовий транзит після 2019 року)

460

Залишкова вартість заміщення (з впливом припущення про нульовий транзит після 2019 року) Вартість, визначена за доходним підходом (виходячи з очікування про нульовий транзит після 2019 року)

тарифів з відповідними змінами контракту на транзит газу. В результаті, застосовуваний транзитний тариф в контракті між Газпромом та Нафтогазом (визначений під час переговорів між двома компаніями у січні 2009 року): – залежить від обсягу та дистанції транспортування; – не відображає фактичні витрати Нафтогазу на надання транзитних послуг, пов’язані з інвестуванням та експлуатацією інфраструктури (яка є частиною бази активів Нафтогазу); – є ексклюзивним для Газпрому, специфічним для транзиту на відміну від іншого використання української газотранспортної системи (приблизно 70 імпортерів сплачують регульований вхідний тариф); – передбачає значну гнучкість у виборі напрямку транзитних потоків. Водночас згідно з європейськими принципами формування тарифів, тарифи повинні базуватися на потужності. Вони повинні бути встановлені з урахуванням фактичних витрат, пов'язаних з наданням послуг, з урахуванням рівня складності мережі, причому ці фактичні витрати пов’язані з інвестиціями та експлуатацією

Р івень транзитного тарифу: порівняння зі Словаччиною Зарезервована потужність на виході?

Строк бронювання довгострокових потужностей?

За що платить Газпром?

Можливість використання віртуального реверсу (VRF) у точках виходу?

~64,7 млрд куб. м вхідних потужностей забронював Газпром на точці входу Вельке Капушани на 2018 рік, східний кордон Словаччини

~62,5 млрд куб. м вихідних потужностей заброньовано на 2018 рік у пунктах Баумгартен і Ланжгот на західному кордоні Словаччини

Потужність на вході в Вельке Капушани та потужність на виході у пункті Баумгартен зарезервовані до кінця 2028 року

За потужності

Доступно в пункті Баумгартен

(91% від технічних потужностей)

(90% від технічних потужностей)

110 млрд куб. м зарезервовано Газпромом на українському кордоні з Росією та Білоруссю (39% від технічних потужностей)

146 млрд куб. м потужностей фактично забронював Газпром на українському кордоні з країнами ЄС та Молдовою

Потужності заброньовані Газпромом до кінця 2019 року. Представники Газпрому та уряду Росії заявили, що мають намір припинити транзит газу після 2019 року

Обсяг, що транспортується (отже, зарезервовані потужності не оплачуються)

Блокуються Газпромом

Зарезервована потужність на вході?

419 189

інфраструктури, яка є частиною регульованої бази активів для надання послуг. На підставі цих принципів Нафтогаз на дату цього звіту оцінив, що транзитний тариф у 2018–2019 роках повинен бути збільшений на 40–300% (залежно від того, чи будуть транзитні потужності української ГТС використовуватись після 2019 року). Якщо розглянути номінальну не скориговану вартість транспортування газу в Словаччині, то можна сказати, що український транзитний тариф відповідає рівню тарифу на транзит Словаччини. Але щоб порівнювати «яблука з яблуками» слід враховувати наступне: (а) поточний та очікуваний рівень резервування потужностей Газпромом та їх використання; (б) чи платить Газпром за зарезервовані потужності або за обсяги; (в) рівень складності української газотранспортної системи, а також гнучкість щодо зміни обсягу і точки поставки газу, яку надають Газпрому; (г) ефективна відстань транзиту газу в Словаччині; (ґ) можливість використання віртуального реверсу (VRF) у точках з'єднання. Наприклад, коригування на середню відстань та коефіцієнт

(100% від технічних потужностей)

Примітка: Дані щодо довготривалого бронювання потужностей взято з сайту EUSTREAM (https://tis.eustream.sk/TIS/#/?nav=bd.ltc)

завантаження показує, що застосовуваний контрактний тариф, зазначений у контракті між Нафтогазом та Газпромом, є значно нижчим, ніж тариф, який Газпром платить за транзит Словаччиною. Після того, як трибунал у своєму остаточному рішенні у справі про транзит від 28 лютого 2018 року постановив, що взаємодія між Нафтогазом та Газпромом щодо перегляду транзитного тарифу не відповідає деяким формальним вимогам, Нафтогаз подав новий запит на перегляд тарифів у березні 2018 року і провів перший раунд переговорів з Газпромом з цього питання у квітні 2018 року. Наразі переговори з Газпромом про транзитний тариф – одна з ключових стратегічних ініціатив групи Нафтогаз.

Як зазначалося вище, одним із ключових результатів цього бізнесу є історична перемога у Стокгольмському арбітражі щодо транзиту. Нафтогаз виграв 4,6 млрд дол. як компенсацію збитків через недопоставки Газпромом транзитного газу, що певною мірою пом’якшує неповне використання Газпромом потужностей української газотранспортної системи; зрештою, Газпром має сплатити Нафтогазу близько 2,6 млрд дол., після заліку зустрічних вимог до Нафтогазу щодо сплати за поставки газу в 2013 та 2014 роках. Однак поки що Газпром відмовився виконувати це платіжне зобов’язання. У цьому арбітражі трибунал утримався від застосування відповідних правил

конкуренції, залишаючи це питання регуляторним органам України. Рішення трибуналу у застосуванні закону про конкуренцію залишило у контракті на транзит газу положення, які перешкоджають вільній торгівлі газом між країнамичленами ЄС, що межують з Україною. Наприклад, роль, яку виконує Газпром Експорт на вимірювальних станціях на кордоні України з ЄС, перешкоджає впровадженню можливості віртуального реверсу та використанню системи третіми сторонами загалом. Для закріплення своєї позиції Газпром продовжує відмовлятися надавати шиперкоди Укртрансгазу. Ці коди необхідні для забезпечення вільних перетоків газу між Україною та ЄС, і відмову їх надати можна вважати зловживанням Газпромом 99

НАШІ РЕЗУЛЬТАТИ

своїм домінантним положенням у власних інтересах. Якби не було обмежень, встановлених нинішнім контрактом на транзит газу та діяльністю Газпрому, українською газотранспортною системою (включаючи найбільші підземні сховища газу в Європі) могли б користуватися країни-члени ЄС, такі як Польща, Словаччина, Угорщина та Болгарія, щоб продавати надлишок газу один одному, і українська інфраструктура виконувала б роль своєрідного «моста».

РІЧНИЙ ЗВІТ 2017

Зокрема, віртуальний реверс через Україну дозволив би європейським імпортерам направляти надлишкові обсяги газу на ринок наразі ізольованої Південно-Східної Європи. Нафтогаз дотримується жорсткого підходу щодо розподілу капітальних інвестицій при розгляді та затвердженні довгострокових планів розвитку та фінансових планів, пов’язаних із транзитом газу. Як зазначалося вище, рішення керівництва наразі ґрунтуються на очікуванні нульового (або несуттєвого)

транзиту після закінчення терміну дії контракту з Газпромом (у грудні 2019 року), але, водночас, Нафтогаз забезпечує достатнє фінансування проектів технічного обслуговування, щоб запобігти будь-яким порушенням операційної спроможності української ГТС. Капітальні інвестиції в цей сегмент за останні 2 роки становили близько 1,7 млрд грн на рік, що було достатньо для забезпечення безперебійних транзитних потоків.

ОСНОВНА ПРОБЛЕМА:

ТРАНЗИТ ПРИРОДНОГО ГАЗУ Газотранспортна система України є однією з найпотужніших в Європі. Пропускна здатність на вході складає близько 300 млрд куб. м, з них 23 млрд куб м/рік з боку ЄС, на виході – 178,5 млрд куб. м/

Р езультат бізнесу* Транзит природного газу, млрд грн

рік, у тому числі 146 млрд куб. м/ рік – в напрямку країн ЄС та Туреччини. Основною складовою газотранспортної системи України є мережа магістральних газопроводів та газопроводів‑відгалужень,

бсяги з транзиту газу, О млрд куб. м

24,6

НЕКОНКУРЕНТНА ТА СИЛЬНО ПОЛІТИЗОВАНА ПОВЕДІНКА ГАЗПРОМУ: 14,5

високий ризик невиконання Газпромом рішенням Стокгольмського арбітражу

82,2

14%

2017/2016

можливі майбутні судові процеси, в тому числі апеляції за старими справами та перегляд тарифів

93,5

ризик втрати транзиту газу після 2019 року через неринкову поведінку Газпрому ІНІЦІАТИВИ, СПРЯМОВАНІ НА ВИРІШЕННЯ ПРОБЛЕМИ: Посилити можливість протистояння переговорній позиції Газпрому (використовуючи положення чинного контракту на транзит газу та фінальне рішення у справі Стокгольмського арбітражу про транзит) залучити сильних міжнародних партнерів до управління та експлуатації ГТС ЦІННІСТЬ ДЛЯ РИНКУ ЗАГАЛОМ: позитивний вплив на ВВП, торговий баланс та стабільність публічних фінансів забезпечення розвитку інфраструктури та суміжних послуг повна інтеграція з європейським газовим ринком

100

2016

2017

2016

2017

* операційний прибуток/(збиток) до оподаткування

Загальний обсяг транзиту природного газу у 2017 році склав 93,5 млрд куб м, що більше фактичного показника за 2016 рік на 14% і є найвищим показником обсягів за останні шість років. Таке збільшення пов’язано з підвищеним

що є єдиним технологічним комплексом, який працює в безперервному режимі. Загальна довжина газопроводів, які експлуатує група Нафтогаз, становить більше 38 тис км.

попитом на природний газ у Європі, в основному, під впливом погодних факторів. Результат бізнесу в 2017 році зменшився на 40% або на 10 млрд грн порівняно з 2016 роком.

Основний вплив на зменшення результату був викликаний суттєвим збільшенням амортизаційних відрахувань в 2017 році – на 16,5 млрд грн. Збільшення відрахувань пов’язано з подіями, що відбулись на початку 2017 року і призвели до суттєвого зростання вірогідності нульового транзиту природного газу територією України. Як наслідок, Укртрансгаз переглянув залишковий термін використання частини активів, які використовуються для транзиту природного газу і які будуть фізично виведені з експлуатації після 31 грудня 2019 року за таких умов. В той же час, збільшення обсягів транзиту газу в 2017 році покращило результат на 8,2 млрд грн.

101

УКРАЇНСЬКА ГТС

Потужність на вході: 28,9

2017 рік, млрд куб. м

Потужність

2009

2010

3,1

2011

3,5

2012

3,1

2009

5,4

2013

3,4

2010

4,3

2014

2,6

2011

2015

2,1

2012

3,3

2010 3,4

2011

ПОЛЬЩА

на вході: 6,0

БІЛОРУСЬ

2016

0,0

2013

2017

0,0

2014 2015

на виході: 5,0 на вході: 1,5 2009 2,8

Потужність

Кобрин

2,8 0,5 2,4

2016

0,0

2017

0,0

Мозир

2012 3,8

0,1

2013 3,9

2014 3,5

0,9

Потужність

0,1

2016 4,5

1,0

2017 4,7

1,3

2009

на вході: 107,5 2009

2012

72,1

2013

2014

47,3

2015

46,4

2016

Суджа

РОСІЯ

83,8

2011

57,0 66,2

19,4

2010

77,6

2010

2017

2015 3,7

на вході: 48,5

Потужність

2012

21,1

2013

Потужність на вході: 25,5

15,2

2014

13,1

2015

12,8

2016

2009

8,6

2010

11,1

2011

9,5

2012

9,4

2013

10,5

2014

2011

Потужність

19,2

на вході: 13,0

2009

Потужність

0,0

2010

на вході: 46,0

0,1

8,1

2009

5,1

2011

7,4

16,5

2017

2012

2010

3,7

2013

1,3

2011

4,4

2014

0,9

2012

4,4

2015

0,0

2013

2016

0,0

2014

2010 67,9

2017

0,0

2011 70,6

2015

Потужність на виході: 98,4 на вході: 15,5 2009

65,2

2012

51,8

2013

53,5

2014

37,8

2016

2017

6,6

Валуйки

Дроздовичі

2015

2016

1,6

2017

1,6

Писарівка Сохранівка

9,1

53,5

5,7 4

Серебрянка

9,7

48,8

2017

7,1

3,6

31,4

2015

7,5

2016

9,9

СЛОВАЧЧИНА

Ужгород Берегове

УГОРЩИНА

Олексіївка Потужність

Текове Потужність на виході: 13,2 7,9

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

2017 11,7

Потужність

на вході: 6,1

2009

0,3 0,3

2010

0,7

2011

0,3

2012

0,2

2013

РУМУНІЯ

0,0 2014 0,0 2015 0,7

2,8

0,7

2016 2017

2009

3,2

2010

3,1

2011

3,1

2012

2,4

2013

2,8

2014

2,9

2015

3,0

2016

2,8

2017

Прохорівка

Потужність на вході: 6,0

МОЛДОВА

на виході: 26,8

Проектна потужність газопроводів на виході з ГТС

Проектна потужність газопроводів на вході в ГТС

2009

16,7

2010

19,9

2011

19,6

2012

19,6

2013

2014

16,7

2015

18,5 20,2

Потужність на виході: 32,5 Обсяг транспортування газу на виході з ГТС

на вході: 3,3

Орлівка

0,7

2010

0,9

2011

2012

0,7

2013

0,7

2014

0,6

2015

0,0

2016

0,0

2017

0,0

3,3

2011

2,8

2012

1,9 0,9

2014

1,1

2015

0,0

2016

0,0

2017

0,0

137,7

122,8

118,0

114,2 81,8

83,5

93,3

107,6

2016

Надходження газу в Україну

2017

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017 Транзит Україною

Обсяг транспортування газу на вході в ГТС

Прикордонні газовимірювальні станції

За даними Укртрансгазу, 2017 рік

134,4

2009

2010

2013

Платове

Потужність 16,6

на вході: 3,3 0,8

2009

на виході: 3,5

на виході: 4,5 2009

на виході: 32,5

Потужність

62,2 95,8

98,6

84,3

67,1

86,1

104,2

тимчасово окуповані і неконтрольовані території

82,2

93,5

У 2017 році обсяг транзиту природного газу до Європи досяг

93,5 млрд куб. м

НАШІ РЕЗУЛЬТАТИ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2017

ВНУТРІШНЄ ТРАНСПОРТУВАННЯ ПРИРОДНОГО ГАЗУ

ПРИРОДА ЗАБОРГОВАНОСТІ ЗА НЕСАНКЦІОНОВАНО ВІДІБРАНИЙ ГАЗ

24,7

ГОЛОВНІ РЕЗУЛЬТАТИ ЦЬОГО БІЗНЕСУ: • ROIC в 2017 році (0,01%) був значно нижчим, ніж вартість капіталу (11,9%) • швидке накопичення боргу за несанкціоновано відібраний газ (20,0 млрд грн станом на 31.12.17, + 38% порівняно з минулим роком) • безперервне постачання газу уразливим категоріям українських споживачів під час штучної кризи, створеної Газпромом у березні 2018 року • загальний обсяг внутрішнього транспортування – 27,4 млрд куб. м (–7% порівняно з минулим роком) • максимальний імпорт газу з європейського напряму – 14,1 млрд куб. м (+27% порівняно з минулим роком), в т.ч. для третіх сторін 5,4 млрд куб.м. або + 84% порівняно з минулим роком Внутрішнє транспортування газу є третім за величиною бізнесом групи Нафтогаз (11% доходу від реалізації), але в 2017 році воно залишалося серед сегментів із найгіршими показниками. ROIC57 у 2017 році залишився практично

В нутрішнє транспортування природного газу: порівняння ROIC та ставки вартості капіталу деноміновані у дол. США, % 11,89%

(a) Залишкова вартість заміщення за вирахуванням фізичного зносу газотранспортної системи (419 млрд грн станом на 31.12.2017 року) була скоригована з урахуванням впливу очікуваних нульових чи несуттєвих транзитних потоків після 2019 року (див. стор. 25–26 Консолідованої фінансової звітності за 2017 рік). Згідно з оцінками незалежних оцінювачів, якби для переоцінки були використані очікування матеріальних обсягів транзиту газу після 2019 року, то залишкова вартість заміщення за вирахуванням фізичного зносу газотранспортної системи була б на 10% вищою, тобто 460 млрд грн. (b) с уму 460 млрд грн було алоковано між основними бізнесами групи відповідно до підходу керівництва до оцінки результативності діяльності групи. Зокрема, для розподілу активів між транзитом газу та іншими бізнесами були використані такі факторами як потужність та відстань. Для розрахунку ROIC, деномінована у гривні вартість капіталу, інвестованого в основні засоби, станом на 31.12.2017 була використана в якості вартості капіталу, інвестованого в основні засоби станом на 31.12.2016.

104

11,89%

6,79%

0,01% 2016

2017

ROIC

• накопичення заборгованості за несанкціоновано відібраний газ, спричиненої регуляторними прогалинами у вторинному законодавстві та нечесною поведінкою деяких користувачів мережі (див. Природа заборгованості за надані послуги балансування газу); • перехід на тарифи для внутрішніх точок входу/виходу, що відображають витрати, ще не завершено (наприклад, запровадження тарифів на внутрішні точки входу в систему заблоковано рішенням суду).

Борг за несанкціоновано відібраний газ, млрд грн

Ставка вартості капіталу

нульовим (у порівнянні зі ставкою вартості капіталу у 11,9%58), причому операційний прибуток після оподаткування (NOPLAT) дорівнює лише 3 млн грн (для порівняння: 2,5 млрд грн у 2016 році). Основними причинами такого результату в 2017 році були: 58

Вартість капіталу оцінена незалежними оцінювачами в доларах США для визначення справедливої вартості активів внутрішнього транспортування газу ПАТ НАК Нафтогаз України станом на 31.12.2017 рік.

20,0 14,5

6,6 4,1

31.12.2016

31.12.2017

Торгова дебіторська заборгованість Р езерв на знецінення

40%

19%

Донецькоблгаз

млрд грн

Заборгованість контрагентів перед УТГ за несанкціоновано відібраний газ станом на 31.03.2018

Харківміськгаз

15%

6% 8%

12%

Криворіжгаз Дніпропетровськгаз Київоблгаз Інші 57 компаній

У березні 2018 року заборгованість за несанкціоновано відібраний газ в системі збільшилась на 3,3 млрд грн Обставини, які призвели до виникнення значних обсягів негативного балансу газу, пов’язані з набранням чинності 27 листопада 2015 року Постанови НКРЕКП № 2493 від 30 вересня 2015 року «Про затвердження Кодексу газотранспортної системи». Згідно з цією постановою безпосередньо оператори газорозподільної системи були зобов’язані здійснювати алокацію, тобто підтвердження поділу поданого для транспортування та фактично відібраного обсягу природного газу до та з газорозподільних систем. Тим самим оператори газорозподільної системи фактично отримали можливість включати несанкціонований відбір природного газу на їх мережах в алокацію на інших замовників, зокрема, на Нафтогаз. Спожиті обсяги природного газу, на які не було подано номінацію та постачання яких не було документально оформлено Нафтогазом, є несанкціоновано відібраними та повинні відшкодовуватись відповідним оператором газорозподільних систем на користь Укртрансгазу. Проте оператори газорозподільних систем не дотримувались вимог чинного законодавства України59 та продовжували здійснювати алокацію та складати звіти про фактичні обсяги розподілу природного газу по постачальниках, у яких постачальником природного газу зазначали не себе, а Нафтогаз60. Станом на січень 2018 року в проваджені господарських судів знаходяться майже 70 справ, ініційованих Укртрансгазом до його боржників про стягнення заборгованості за послуги транспортування, в т.ч. за несанкціоновано відібраний газ. На примусовому виконанні в органах виконавчої служби перебувало більше 50 наказів про стягнення заборгованості за послуги транспортування природного газу, в т.ч. за послуги балансування та штрафних санкцій. 59

Незаконність таких дій операторів газорозподільних систем підтверджується постановою Київського апеляційного господарського суду від 15.02.107 та Вищого господарського суду від 06.07.2017 по справі N0 910/10225/16, якими встановлено, що спожиті обсяги природного газу, на які не було подано номінацію та постачання яких не було документально оформлено Нафтогазом, є несанкціоновано відібраними та повинні відшкодовуватися відповідним операторами ГРМ на користь Укртрансгазу.

Із прийняттям Постанови N0 615 від 28.04.2017 Укртрансгаз здійснював алокацію фактичних обсягів природного газу по замовниках послуг транспортування (у тому числі в розрізі їх контрагентів (споживачів)) з метою визначення за певний період обсягів небалансу таких замовників.

На сьогодні Укртрансгаз як оператор ГТС здійснює балансування системи для замовників послуг транспортування на місячній основі (тобто на підставі фактичних даних

відповідно до підписаних місячних актів прийманняпередачі). Це створює високі ризики для даного бізнесу в частині врегулювання небалансів замовників послуг транспортування

за результатами місяця. З цієї ж причини вимоги до фінансового забезпечення, яке прив’язане до місячних обсягів транспортування, є доволі високими.

105

НАШІ РЕЗУЛЬТАТИ

Впровадження добового балансування61 знизить ризики усіх учасників ринку природного газу та, як наслідок, знизить фінансове навантаження на замовників послуг транспортування. Крім того, добове балансування дозволить запустити повноцінний ринок короткострокових продуктів (на добу наперед, протягом дня) та біржової торгівлі, де зможуть торгувати як міжнародні трейдери, так і вітчизняні видобувні компанії, а також дозволить в повній мірі використовувати підземні газосховища. Укртрансгаз як оператор ГТС наразі знаходиться в процесі запуску інформаційної платформи62 та адміністрування ринку двосторонніх договорів біржової торгівлі за моделлю, яка буде повністю відповідати вимогам Третього енергопакета. При цьому Нафтогаз керується в цьому процесі такими принципами: • впровадження в Україні європейських мережевих кодексів (зокрема, щодо балансування) • займає позицію, що роль Регулятора ринку – затверджувати або не затверджувати кодекс, 61

27 грудня 2017 року НКРЕКП затвердила постанову N0 1437, яка передбачає впровадження добового балансування з 1 серпня 2018 року. Відповідно до постанови, на оператора газотранспортної системи будуть покладені обов’язки із забезпечення добового балансування всіх користувачів системи, інформування замовників послуг про прогнозні небаланси протягом доби транспортування, отримання та обробка добових алокацій та розрахунок небалансів замовників за добу, що вимагає відповідного програмного забезпечення та оптимізації бізнес процесів. Станом на дату написання цього звіту незалежний технічний аудит з боку міжнародної компанії виявив, що впровадження інформаційної системи в Укртрансгазі не відповідає вимогам до систем такого рівня і несе невиправдані ризики. Керівництво Укртрансгазу наразі опрацьовує шляхи вирішення цієї ситуації

106

РІЧНИЙ ЗВІТ 2017

1,2 млрд грн на рік ДОХОДУ НЕДООТРИМУЄ ГРУПА ЗА РІК ЧЕРЕЗ ВІДСУТНІСТЬ ПЛАТИ ПО ВНУТРІШНІХ ТОЧКАХ ВХОДУ

розроблений оператором ГТС, а не створювати власний кодекс чи змінювати окремі статті кодексу, розробленого оператором ГТС. Інтерес Нафтогазу в частині приведення правил до європейських, зокрема в сегменті транспортування газу, полягає в наступному: 1. Європейські правила дозволять більш ефективно балансувати попит і пропозицію, тобто більш ефективне споживання і постачання газу. Більша ефективність означає менші обсяги імпорту, що наближає ринок до енергетичної незалежності. Крім того, більша ефективність призводить до кращої платоспроможності споживачів. 2. Зменшаться можливості для зловживань з боку недобросовісних учасників ринку, які полягають у тому, що газ, який належить Нафтогазу, безкоштовно ними використовується. 3. Прозорість, чіткі і справедливі європейські правила, ліквідація можливостей для ручного управління в корупційних цілях на рівні оператора ГТС – це гарантія для

Нафтогазу, що оператор ГТС не буде інструментом для викачування грошей з державних компаній. В частині впровадження європейських норм іншою нагальною проблемою для оператора ГТС є отримання виручки, що покриває всі його витрати. Критичним у цій проблемі є незавершений перехід до RAB-тарифів на внутрішніх точках входу і виходу: • станом на дату звіту тарифи за транспортування природного газу для точок виходу до споживачів України не були затверджені НКРЕКП; • встановлення тарифів на послуги з транспортування природного газу для внутрішніх точок входу було зупинене ухвалою Окружного адміністративного суду Києва від 27 квітня 2017 року63.

Ключові досягнення бізнесу в 2017 році: 1) Створення філії «Оператор газотранспортної системи України» На виконання Плану реструктуризації компанії з метою відокремлення діяльності з транспортування та зберігання газу («анбандлінг»), затвердженого постановою Кабінету міністрів України №496, в жовтні 2017 року було створено філію «Оператор газотранспортної системи України» ПАТ Укртрансгаз (ОГТСУ) з функціями оператора ГТС. Наразі ОГТСУ забезпечує оперативне управління українською ГТС і є функціонально самодостатньою структурною одиницею з затвердженою організаційною структурою і штатним розкладом із 290 посадових одиниць. Станом на 31 грудня 2017 року чисельність персоналу ОГТСУ становила 189 співробітників. Філія обслуговує більше 1000 договорів на транспортування газу в Україні.

2) Перехід на прозору процедуру закупівлі газу для власних потреб У 2017 році Укртрансгаз вперше провів тендери на закупівлю природного газу для власних виробничо-технічних потреб (ВТП) через систему електронних публічних закупівель ProZorro, що в результаті підвищило прозорість та дало можливість зекономити 3,8 млрд грн. Загалом було проведено 13 аукціонів (23 лота) загальним обсягом 4,7 млрд куб. м природного газу. В торгах взяли участь 15 компаній, в тому числі дочірні компанії міжнародних газових трейдерів The Trafigura Group та MET Group.

В 2018 році в рамках даного бізнесу група планує: • продовжувати роботу з впровадження добового балансування • здійснювати претензійно-позовну роботу зі стягнення накопичених боргів за несанкціоновано відібраний газ (які досягли позначки майже в 1 млрд дол.) • сприяти завершенню впровадження тарифів на вхід/вихід для внутрішніх точок • оптимізувати операційні витрати та процеси з метою приведення їх у відповідність з європейськими компаніями-аналогами, розвивати додаткові функції, що притаманні стандартному європейському оператору ГТС. В рамках цього процесу група аналізує опцію залучення технологічного партнера для оператора ГТС • розпочати процедуру продажу майбутніх потужностей в рамках проекту будівництва інтерконектору Польща – Україна (це дозволить зрозуміти попит на ці потужності та залучити частину необхідних інвестицій для реалізації проекту)

Позивачем у даній справі був народний депутат (ім’я якого не зазначено), який зазначив, що Нацкомісія протиправно і помилково замінила постанову від 28.03.2017 року новою постановою від 10.04.2017 року, замість того, щоб повністю скасувати цей документ

107

НАШІ РЕЗУЛЬТАТИ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2017

ВНУТРІШНЄ ТРАНСПОРТУВАННЯ ПРИРОДНОГО ГАЗУ

бсяги транспортування газу та розподілу потужностей третім О сторонам підприємствами групи, млрд куб. м

-7%

Газотранспортна система України також забезпечує послуги внутрішнього транспорту природного газу споживачам України. З кінця 2015 року Укртрансгаз виокремив послуги з балансування (фізичне балансування та комерційне балансування), а з початку 2016 року – послугу з розподілу потужності для транскордонних точок входу (імпорт) у зв'язку з переходом на RAB-тариф.

29,5

108

2017/2016

27,4

5,4 2,9

Відповідно до Кодексу газотранспортної системи, Укртрансгаз надає замовнику одну чи декілька складових послуг транспортування природного газу (замовлення розподілу потужності, замовлення транспортування природного газу, послуга балансування), а замовник послуг транспортування оплачує оператору газотранспортної системи вартість отриманих послуг. Послуга балансування системи включає в себе: • комерційне балансування – діяльність оператора газотранспортної системи, що полягає у визначенні та врегулюванні небалансу, який виникає 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, та • фізичне балансування – заходи, що вживаються оператором газотранспортної

+84%

2017/2016

2016

2017

Обсяги з транспортування газу для споживачів України

Обсяги розподілу потужностей (транскордонні точки входу)

системи для забезпечення цілісності газотранспортної системи, а саме, необхідного співвідношення обсягів природного газу, що фізично надійшли через точки входу і обсягів природного газу, фізично відібраного з точок виходу.

попередні рішення НКРЕКП про встановлення тарифів на послуги транспортування та розподілу природного газу, як плати за потужність. Ухвалою Окружного адміністративного суду Києва від 27 квітня 2017 року було зупинено дію Постанови НКРЕКП від 28.03.2017 №348 "Про встановлення тарифів на послуги з транспортування природного газу для споживачів України для точок входу і виходу для ПАТ «Укртрансгаз». У той же час група Нафтогаз продовжує наголошувати, що тарифи на транспортування природного газу, як з метою транзиту територією України, так і для постачання газу споживачам України повинні бути недискримінаційними, як цього вимагають Директива 2009/73/ ЄС щодо спільних правил для внутрішнього ринку природного газу та Регламент (ЄС) 715/2009 щодо умов доступу

У березні 2017 року НКРЕКП за новою методологією були затверджені тарифи на послуги транспортування природного газу для споживачів України для точок входу і точок виходу для Укртрансгазу та на послуги розподілу природного газу для газорозподільних підприємств, розрахованих на основі приєднаної потужності. Уже в квітні 2017 року НКРЕКП було прийнято іншу постанову64, якою були скасовані 64

2016

Постанова НКРЕКП «Про скасування деяких постанов Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг» від 10.04.17 N0 494

до мереж транспортування природного газу. Для цього у найкоротший термін необхідним є забезпечення переходу до тарифів на основі багаторічного стимулюючого регулювання, згідно з методикою, затвердженою постановою НКРЕКП65. Обсяг транспортування природного газу для споживачів України у 2017 році зменшився на 7% порівняно з минулим роком за рахунок зменшення загального обсягу споживання природного газу внаслідок причин описаних у відповідному розділі (Виробництво, імпорт, продаж та постачання природного газу різним категоріям споживачів). Обсяг розподілу потужностей в транскордонних точках у 2017 році збільшився на 84% в зв’язку зі збільшенням загальних обсягів імпорту природного газу в Україну третіми сторонами. Результат бізнесу зменшився в 2017 році порівняно з 2016 на 3 млрд грн. Головним негативним фактором було 65

Постанова НКРЕКП від 30.09.15 N0 2517

збільшення резерву сумнівних боргів щодо несанкціоновано відібраного газу і створення відповідних резервів, в зв’язку з недотриманням операторами газорозподільних систем вимог чинного законодавства України (див. Природа заборгованості за несанкціоновано відібраний газ).

Р івень розрахунків за несанкціоновано відібраний газ, млрд грн

94%

14%

6,2

2016

Р езультат бізнесу* Транспортування природного газу, млрд грн 4

81%

16,1

3,1 3

2017

33%

% розрахунків, з них

% субсидій 0,004

2016

2017

* операційний прибуток/(збиток) до оподаткування

109

НАШІ РЕЗУЛЬТАТИ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2017

ЗБЕРІГАННЯ ПРИРОДНОГО ГАЗУ КЛЮЧОВІ РЕЗУЛЬТАТИ БІЗНЕСУ: • обсяг газу, закачаного у підземні газосховища третіми сторонами, – 1,5 млрд куб. м (15% від загального обсягу закачаного газу, у тому числі групою) • обсяг відбору газу третіми сторонами – 1,0 млрд куб. м (13% від загального обсягу вилученого газу, в тому числі групою) • від’ємне значення ROIC в 2017 році (–0,35%)

Станом на 31.12.17 31% балансової вартості основних засобів припадає на бізнес зберігання газу. Це робить цей сегмент другим за величиною бізнесом після транзиту газу, за обсягом інвестованого капіталу. Проте, з огляду на низький попит на послуги зберігання газу в Україні з боку третіх сторін (система зберігання газу використовується в основному для забезпечення надійності продажів та поставки газу групи), доходи від цього бізнесу від третіх сторін становили

менше 0,1% доходів групи в 2017 році.

Зберігання природного газу: порівння ROIC та ставки вартості капіталу деноміновані у дол. США, %

Якщо розглядати показник NOPLAT, то результати бізнесу зберігання газу є ще гіршими – цей показник у 2017 році був від’ємним (–329 млн грн). Тому, показник ROIC66 цього бізнесу також був від’ємним: в середньому –0,36% за 2016–2017 роки. Основною проблемою цього бізнесу є наявність значного розриву між ROIC та його вартістю капіталу67 через значні невикористані потужності підземних

2016

11,89%

-0,37% 66

401 338

184

61 67

2014

110

2015

2016

2017

ROIC обчислюється як відношення операційного прибутку після оподаткування (NOPLAT) за відповідний рік до інвестованого капіталу, який визначався як сума інвестованого капіталу в основні засоби та чистого оборотного капіталу на кінець року. NOPLAT та Інвестований капітал були конвертовані з гривні у долари США – NOPLAT за середньорічним обмінним курсом НБУ, а інвестований капітал за обмінним курсом на кінець відповідного року (для того, щоб порівняти вартість ROIC в доларах США з вартістю капіталу в доларах США). Інвестований в основні засоби капітал оцінювався по залишковій вартості заміщення за мінусом фізичного зносу (див. стор. 25 Консолідованої фінансової звітності за 2017 рік). Для розрахунку ROIC, деномінована у гривні вартість капіталу, інвестованого в основні засоби, станом на 31.12.2017 була використана в якості вартості капіталу, інвестованого в основні засоби станом на 31.12.2016. Вартість капіталу оцінена незалежними оцінювачами в доларах США для визначення справедливої вартості активів зберігання газу ПАТ Національна акціонерна компанія Нафтогаз України станом на 31.12.2017.

11,89%

-0,35%

R OIC Ставка вартості капіталу

сховищ газу. Порівняння ROIC з вартістю капіталу показує, що інвестований капітал використовується неефективно, а додаткова економічна цінність не створюється68.

– проблеми розуміння міжнародними трейдерами кредитних ризиків, пов’язаних з українськими контрагентами. Сприйняття правових ризиків, пов’язаних зі зберіганням газу в українських газосховищах – особливості національного плану на випадок надзвичайних ситуацій на газовому ринку. Відповідно до Постанови Уряду № 860 від 16 листопада 2016 року, у випадку надзвичайної ситуації постачальники природного газу зобов’язані створювати резервні запаси у розмірі 10% від очікуваного щомісячного обсягу поставок своїм споживачам. Згідно з цією ж Постановою, резервний запас у 2016–2017 роках дорівнював 0. В результаті не було попиту на послуги зберігання газу, пов’язані з забезпеченням постачання (від приватних постачальників).

Водночас, вартість використання потужностей підземних газосховищ, що використовуються самою групою (головним чином пов,язана з ініціативою забезпечення безпеки постачання) для клієнтів групи є значною.

Згідно з ініціативою про збільшення використання ПСГ України приватними трейдерами, 1 червня 2017 року, після спільних зусиль Укртрансгазу, Нафтогазу, Міністерства фінансів та Державної митної служби Державної фіскальної служби України, Укртрансгазу було надано дозвіл на відкриття та експлуатацію митного складу з використанням ПСГ України (що дозволяє трейдерам газу зберігати природний газ протягом більше 1000 днів без митного оформлення69). З цією новою можливістю всі трейдери газу можуть зберігати свій газ на українській території строком до 1095 днів без сплати податків та митних платежів, якщо газ буде транспортуватися з України. Таким чином, всі юридичні перешкоди в українських нормативних актах щодо надання нерезидентам послуг з зберігання газу на об’єктах ПСГ були зняті. 13 червня 2017 року Укртрансгаз перекачав перші 3 млн куб. м для зберігання

Завдяки великій загальній потужності підземних сховищ газу Україна має 10-15 млрд куб. м вільних потужностей, які можна запропонувати європейським споживачам. Як зазначалося вище, найбільші потужності зберігання газу знаходяться на західному кордоні України на перетині головних газопроводів, які об’єднують ГТС України, Білорусі, Польщі, Словаччини,

Раніше можна було здійснити митне оформлення природного газу, транспортованого на митну територію України, лише у режимі «митного транзиту». В цьому випадку Митний Кодекс України передбачає 31 день на отримання митного оформлення газу. Такі умови не були економічно привабливими для більшості зарубіжних трейдерів.

Потужності зі зберігання газу в ЄС

Україна

5 0,3

2,5

1,4

1,5

17,0 14,3 4,8 0,8

0,7

1,9 1,9 2,1

3,3

3,5 24,6

30,9

1,3

6,4 0,5

0,4

3,1 0,5 0,6

17,8 0,3

2,9

2,6

Загальна потужність

145,8 млрд куб. м

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

Водоносний горизонт або аквіфер

0,4

1,3

2,3

9,0 12,8

2 68

Угорщини та Румунії. Основна частина транзиту газу з Росії також проходить цими газотранспортними шляхами.

Д инаміка спреду цін літо/зима в хабі TTF

євро/МВт

оходи від бізнесу Д зберігання природного газу (від третіх сторін), млн грн

2017

Низький рівень використання газосховищ третіми сторонами та, як результат, погані фінансові результати цього сегменту пояснюються такими чинниками: – дуже надмірні потужності зберігання газу через «історичну спадщину». Серед європейських країн Україна має найбільш потужні ПСГ, і більшість з них зосереджені в Західній Україні. Коли вони будувалися, їхнім головним призначенням було забезпечення безперебійного постачання газу з Радянського Союзу до європейських країн. Завдання інших ПСГ було забезпечити постачання газу регіональним споживачам у місці розміщення ПСГ та компенсувати сезонні та щоденні коливання попиту. Внаслідок значного зменшення обсягів транзиту газу територією України (який становив близько 140 млрд куб. м наприкінці 1990-х років) та внутрішнього споживання (яке становило до 120 млрд куб. м на початку 1990-х років), попит на сезонні та пікові запаси значно знизився – висока вартість капіталу в Україні та вужчий літньо-зимовий спред ціни на природний газ на європейському ринку робить максимальний імпорт влітку комерційно непривабливим

Cоляна порожнина

Загальна потужність

30,9 млрд куб. м

Виснажені нафтові і газові родовища

Інше

111

НАШІ РЕЗУЛЬТАТИ

газу в режимі «митного складу» за замовленням провідних міжнародних трейдерів Trafigura Sarl (Швейцарія), Trafigura Ukraine та MND (Чехія). Фактичне оформлення природного газу в режимі «митного складу» розпочалася наприкінці серпня 2017 року, і протягом наступних чотирьох місяців Укртрансгаз уклав 23 контракти з міжнародними та українськими трейдерами на загальний обсяг 52,7 млн куб. м. Водночас, виходячи з результатів аналізу ринку зберігання газу в Європі, керівництво розуміє, що можливість збільшення використання українських газосховищ за рахунок використання міжнародного попиту є обмеженою. Протягом останніх 7 років ми спостерігали суттєве зниження споживання газу в більшості європейських країн і разом з тим збільшення потужностей газових сховищ в самих західноєвропейських країнах, що створює надлишкову пропозицію та спричиняє тиск на тарифи за зберігання газу (це спричинило занепокоєння щодо зменшення використання газових сховищ і навіть закриття деяких газових сховищ у Європі). Учасники ринку можуть обирати альтернативи зберіганню газу, такі як гнучке видобування газу, імпортні контракти, газ в трубопроводи, своп-контракти, зменшення обсягів газу за контрактом, СПГ тощо. З огляду на такі очікування, у 2017 році було розпочато велике дослідження ПСГ в Україні. Це всебічне дослідження здійснюється за підтримки компанії Storengy, одного з провідних операторів підземних сховищ газу у світі, у консорціумі з провідною глобальною консалтинговою фірмою у сфері управління та міжнародною юридичною 112

РІЧНИЙ ЗВІТ 2017

фірмою CMS Cameron McKenna Nabarro Olswang. Цей проект стратегічної, технічної та правової допомоги, який фінансується двосторонньою програмою Європейського Союзу з Україною, покликаний створити стійкий бізнес-кейс для українських підземних сховищ газу в контексті європейського та українського енергетичного ринку. Проект передбачає проведення надійного і сучасного аналізу технічної, комерційної та юридичної життєздатності кожного підземного сховища газу та розробку рекомендацій щодо їхнього оптимального використання та стратегічної придатності при розгляді альтернативної вартості інвестованого капіталу (зокрема, вартості буферного газу). Передбачається розробити кілька сценаріїв та відповідні варіанти стратегії разом з дорожньою картою для забезпечення ефективної реалізації найкращого варіанту. Хоча проект все ще триває, власний аналіз компанії показує, що:

– нинішню потужність, яка активно використовується, слід значно скорегувати; – за найбільш вірогідним сценарієм міжнародний попит є дуже обмеженим або незначним; – навіть при такому коригуванні та ненульовому міжнародному попиті існує надмірна потужність. Окрім низького рівня експлуатації ПСГ, негативний фінансовий результат сегменту може бути частково пов’язаний з тим, що наразі тарифи на зберігання природного газу є економічно необґрунтованими. Станом на дату цього звіту, регулятор все ще не схвалив нові, вищі регульовані тарифи70, розраховані за методологією, узгодженою в 2016 році. Група сподівається, що найближчим часом відбудеться перехід на RAB-тарифи на зберігання газу, які будуть не вище, ніж конкурентний рівень тарифів у сусідніх європейських країнах. Це забезпечить справедливу віддачу від регуляторної бази активів та покращить результат цього сегменту.

ОСНОВНА ПРОБЛЕМА: Надмірна потужність ПСГ, бізнес, що руйнує цінність групи ІНІЦІАТИВИ, СПРЯМОВАНІ НА ВИРІШЕННЯ ПРОБЛЕМИ: Максимізація цінності шляхом: Ідентифікації та можливого виведення з експлуатації/закриття або ліквідація ідентифікованих надлишкових ПСГ Економія операційних витрат за рахунок підвищення інтенсивності праці ЦІННІСТЬ ДЛЯ РИНКУ ЗАГАЛОМ: Збільшення видобутку газу з надмірних потужностей зберігання газу прискорить перехід до енергетичної незалежності Фінансово стійка модель постачання газу 70

Хоча призначений оператор ПСГ Укртрансгаз передав усі базові розрахунки Регулятору

ЗБЕРІГАННЯ ПРИРОДНОГО ГАЗУ Р ух газу в газосховищах 2017 2 423

10 376

17 050

6 674

214 310 738

3 987 БІЛЬЧЕ-ВОЛИЦЬКО-УГЕРСЬКЕ 41,10% 242 1 446 1 900 455 312

1 633 583

УГЕРСЬКЕ 3,60% 1 920

899 939

1 251

ДАШАВСЬКЕ 10,80% 1 259

407 287

2 150

1 364

2 300

ОЛИШІВСЬКЕ 0,00%

1 078 1 041

430 643 1 500 857 559 ЧЕРВОНОПАРТИЗАНСЬКЕ 6,30% 236 205

364 1 300 936 207 СОЛОХІВСЬКЕ 2,60%

460

700

КЕГИЧІВСЬКЕ 4,50% 526

БОГОРОДЧАНСЬКЕ 15,70%

532 1 000 468 577 ПРОЛЕТАРСЬКЕ 7,10%

ОПАРСЬКЕ 6,30%

244 464 147 273 420 147 160 КРАСНОПОПІВСЬКЕ 2,00%

224 400 176 ВЕРГУНСЬКЕ 0,00%

Проектна потужність (млн куб. м) Вільна потужність (середньорічне значення) Зберігається (середньорічне значення) [%] Доля активності (рух) Закачано Відібрано 310

Мережа газосховищ Укртрансгазу є важливою невід’ємною технологічною складовою газотранспортної системи України, і є також одною з найпотужніших у Європі. На сьогодні експлуатується 12 газосховищ, два з яких створені на базі водоносних структур, а решта – на базі виснажених газових родовищ. Загальна активна місткість газосховищ становить близько 31 млрд куб. м. Газосховища мають багатоцільове призначення, основними завданнями є надійне і безперебійне забезпечення споживачів природним газом, забезпечення надійного транзиту газу через територію України до країн

О бсяги закачування та відбору природного газу до/з ПСГ третім сторонам підприємствами групи, млрд куб. м

Закачування газу в ПСГ

1,5

0,9

Відбір газу з ПСГ

2017 2016

1,0

1,8

113

НАШІ РЕЗУЛЬТАТИ

Європи, створення довгострокових резервів газу на випадок виникнення екстремальних ситуацій та балансування пікових періодів споживання газу.

РІЧНИЙ ЗВІТ 2017

Послуги із зберігання газу в газосховищах надаються як постачальникам, так і споживачам газу.

збільшився на 75% за рахунок більш активного закачування природного газу в ПСГ протягом травня-вересня 2017 року. Запаси групи на початок опалювального сезону (тобто, станом на 15 жовтня 2017 року) 2017/2018 становили 16,8 млрд куб м, що на 14% більше, ніж на той самий період 2016 року.

Обсяг відбору природного газу з підземних сховищ газу за 2017 рік менше показника за 2016 рік на 46%, що є результатом більш пізнього початку опалювального сезону: активний відбір газу з ПСГ в 2017 році почався 01 листопада 2017 року, на два тижні пізніше ніж під час опалювального сезону 2016/2017. В той же час, загальний обсяг закачування природного газу в підземні сховища газу за 2017 рік порівняно з 2016 роком

Результат бізнесу в 2017 році майже не змінився порівняно з 2016 роком і залишився збитковим. Негативний тренд діяльності бізнесу свідчить про економічно необґрунтований рівень тарифів на зберігання природного газу. Група очікує у 2018 році на перехід на RABметодологію для розрахунку тарифу на зберігання газу, що дозволить забезпечити нарахування справедливого доходу на регуляторну базу активів та призведе до покращення результату бізнесу.

Результат бізнесу* Зберігання природного газу, млрд грн 0,5

–0,5

ТРАНЗИТ І ВНУТРІШНЄ ТРАНСПОРТУВАННЯ НАФТИ КЛЮЧОВІ ДОСЯГНЕННЯ У 2017 РОЦІ:

–0,3

13,9 млн т – збільшення обсягів транзиту нафти системою магістральних нафтопроводів на 0,8%. Обсяг транспортування нафти на нафтопереробні заводи України збільшився на 64,1% до 1,7 млн т. Відновлено роботу нафтопроводу на ділянці «Одеса – Кременчук» та першої черги нафтопроводу «Мозир-Броди»

–1,0 2016

* операційний прибуток/(збиток) до оподаткування

2017

У січні 2018 року Укртранснафта та Укртатнафта уклали мирову угоду за трирічним спором щодо вартості зберігання та умов повернення технологічної нафти у обсязі 239 тис. т, яка знаходиться в резервуарах Кременчуцького НПЗ з 2014 року У 2017 році дохідність на інвестований капітал (ROIC) транзиту та транспортування нафти склала 6%, тобто менше, ніж вартість капіталу за оцінкою експертів (17,4%). У 2017 році ROIC для бізнесу транспортування нафти (-6,3%) був найнижчим з-поміж всіх напрямків бізнесу групи Нафтогаз.

Транспортування нафти магістральними нафтопроводами України здійснює Укртранснафта, що є частиною групи Нафтогаз. Нафтотранспортна система включає 19 нафтопроводів загальною довжиною 4767 км в одну нитку і має пропускну здатність на вході 114 млн тон, на виході – 56,3 млн т. До складу Укртранснафти входять філії «Магістральні нафтопроводи «Дружба», «Придніпровські магістральні нафтопроводи» та «Південні магістральні нафтопроводи». У 2017 році зменшення вітчизняного видобутку нафти було частково компенсоване збільшенням обсягів імпорту, внаслідок чого ROIC дещо покращився. Тим не менше, показник 114

рентабельності71 бізнесу внутрішнього транспортування нафти у 2017 році залишався від’ємним та найнижчим серед інших напрямів бізнесу (–6,3%), а також нижчим за показник вартості капіталу для цього напряму бізнесу72 (17,4%). Така ситуація 71

ROIC обчислюється як відношення операційного прибутку після оподаткування (NOPLAT) до інвестованого капіталу, який визначався як сума інвестованого капіталу в основні засоби (віднесені до бізнесу внутрішнього транспортування нафти) та чистого оборотного капіталу. Вартість капіталу, інвестованого в основні засоби, дорівнює залишковій вартості заміщення до коригування на суму економічного зносу, визначеної незалежними оцінювачами при оцінці справедливої вартості активів нафтотранспортних активів групи Нафтогаз станом на 31.12.2017.

Вартість капіталу оцінується незалежними оцінювачами для визначення справедливої вартості активів для транспортування нафти групи Нафтогаз станом на 31.12.2017.

виникла внаслідок дії низки ключових факторів: · низький рівень використання системи у зв’язку зі зниженням внутрішнього видобутку сирої нафти за останні більш ніж десять років та низький рівень попиту з боку українських нафтопереробних заводів (див. розділ «Продаж нафти та газового конденсату»); · близько 20% магістральних нафтопроводів законсервовані, але по яким здійснюються витрати на обслуговування та ремонт; · тарифи на внутрішнє транспортування нафти є регульованими і не покривають навіть операційні витрати Укртранснафти на ведення цього бізнесу. 115

НАШІ РЕЗУЛЬТАТИ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2017

ROIC бізнесу транзиту нафти (близько 20% за 2016–2017 роки) перевищила вартість капіталу (17,4%),

Якби показник ROIC за 2017 рік розраховувався для всієї бізнес-групи з транзиту та транспортування нафти, він би склав 6%, що є меншим за ставку вартості капіталу (17,4%).

в основному, внаслідок нерегульованого тарифу на транзит нафти та малого обсягу капіталу,

Обсяги трубопровідного транспортування нафти в Україні 90,0 80,0

78,0

70,0

36,9

66,9 68,5 19,2

60,0

48,0

56,4

50,0 млн т/рік

65,3 64,6 64,1 65,4 65,2 64,0 63,6 17,9 15,2 11,2 11,2 12,0 11,3 7,6 15,0

47,7

40,0

53,4 53,9 50,6 50,1 53,4 52,9

Введення в експлуатацію 2004 – 1-го маршруту Балтійського 42 млн т/рік нафтопроводу 12 млн т/рік

2015 – 55 млн т/рік

Введення в експлуатацію обхідного нафтопроводу до Новоросійська 28 млн т/рік

Введення в експлуатацію 2-го маршруту Балтійського нафтопроводу 25 млн т/рік

56,7 54,9 46,7

48,6 20,6 23,5 22,4 15,3

50,9 44,9 11,7

41,1

11,1 39,8

30,0

33,2 32,5 31,4 33,2

40,9 8,1 32,8

27,4

20,0

38,5 9,4

29,8

29,1

9,7

25,2 7,4

20,1

17,8

10,0

17,2

17,6 16,9 16,8 15,2 16,0 2,7 2,0 1,8 1,6 1,4 2,1 14,5 15,6 15,0 15,2 13,8 13,9

Транзит 116

Внутрішнє транспортування

Усього

2017

2016

2015

2014

2013

2012

2011

2010

2009

2008

2007

2006

2005

2004

2003

2002

2001

2000

1999

1998

1997

1996

1995

1994

1993

1992

0,0

Внаслідок низької диверсифікації транзитних потоків, агресивної політики сусідніх країн та недостатньої

2017

2016

2015

2014

Ставка вартості капіталу

2013

Ставка вартості капіталу

CAGR –7,1% 2012

R OIC

2011

R OIC

2010

2017

2009

2016

CAGR 3,4%

2008

2017

2007

2016

З метою обходу країнтранзитерів Росія завершила будівництво Балтійської системи магістральних нафтопроводів (БТС-1 та БТС2) загальною пропускною спроможністю 80 млн т нафти на рік. В результаті цього у 2016 та 2017 роках близько 80% експорту російської сирої нафти та конденсату здійснювалось морським транспортом. Однак, незважаючи на кінцевий вид транспортування, більша частина експорту російської сирої нафти повинна проходити через систему магістральних нафтопроводів Транснєфті (російський оператор магістральних нафтопроводів) який є прямим маршрутом до сусідніх країн або російських портів. Незважаючи на зростання частки поставок нафти з Російської Федерації на європейський ринок, транзитний потік на українській ділянці магістрального нафтопроводу «Дружба» зменшується.

2005

–6,3%

2006

Якби були збережені історичні маршрути транзиту (такі як Самара– Лисичанськ– Тихорєцьк та Броди– Південний в режимі реверсу), показник ROIC транзиту нафти був би набагато нижчим.

2004

–6,8%

17,4%

2003

17,4%

Росія цілеспрямовано позбавляється посередників при транзиті. Це є частиною її геоекономічної стратегії. Саме цьому протягом останніх років Україна стикнулася з різким зниженням транзиту нафти через свою територію.

З 2001 року Росія і Казахстан перенаправили маршрути імпорту нафти до російських портових терміналів

2001

19,9%

1. Росія та Казахстан перенаправили маршрути експорту нафти до російських портових терміналів

2002

20,5%

17,4%

Основні проблеми:

17,4%

інвестованого у цей напрямок бізнесу. Вартість системи транспортування нафти, алокованої на бізнес транзиту нафти, майже дорівнює вартості трубопроводів, що використовуються для існуючих маршрутів транзиту (в даний час тільки нафтопровід «Дружба»), що станом на 31.12.2017 складає близько половини загальної вартості системи транспортування нафти.

Т ранзит нафти: порівняння ROIC та ставки вартості капіталу деноміновані в грн, %

Частка нафти з РФ в експорті до ЄС (ліва шкала) Частка українського маршруту в експорті РФ (права шкала)

Д иверсифікація угорського імпорту Оцінені збитки українського маршруту ~ 2,8 млн т 120

45,1

43,7

43,8

50 45

100

89%

79%

60%

30 25

нутрішнє транспортування В нафти: порівняння ROIC та ставки вартості капіталу деноміновані в грн, %

20 40

15 10

5 0

2014

2015

% нафти з Російської Федерації

2016

2017

% іншої нафти (ліва шкала)

Загальний обсяг імпорту у млн барелів/рік (права шкала)

відповіді на зміну ринкової ситуації, з 2001 року Україна

втрачала більш ніж 30 млн т транзиту нафти на рік. 117

НАШІ РЕЗУЛЬТАТИ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2017

Ключові можливості та плани на 2018 рік: 1. Позитивні передумови для активної співпраці України з країнами Центральної та Східної Європи у сфері постачання легких марок нафти з Чорноморського басейну на ринок Центральної та Східної Європи через Україну. Ключовими завданнями у цьому зв’язку є розблокування словацької ділянки магістрального нафтопроводу «Дружба» з метою постачання нафти різних марок та будівництво магістрального нафтопроводу «Броди- Адамова Застава». 2. Сприяти здійсненню проекту будівництва нафтопроводу «Братислава-Швехат» пропускною спроможністю 3,25 – 5 млн т/рік. Реалізація проекту дозволить постачати до НПЗ в Австрії російську нафту або легку нафту при її транспортуванні по маршруту Одеса-Броди-Дружба та будь-якому іншому маршруту, збільшуючи транзит нафти територією України. 3. Використання пропускних потужностей може бути збільшене завдяки реалізації синергії транспортування нафти та невикористаного потенціалу збільшення внутрішнього видобутку нафти та переробних потужностей.

2. Брак диверсифікації Український транзит нафти включає тільки нафту російських виробників. У 2017 році обсяг транзиту через Україну склав лише 14 млн т нафти, яка фактично поставлялася до трьох країн – Чеської Республіки, Угорщини та Словаччини. Можливе розширення диверсифікації джерел нафти Чехією, Угорщиною та Словаччиною створює високий ризик для майбутньої діяльності. Протягом останніх п’яти років з-поміж трьох зазначених вище країн найбільш суттєво диверсифікувала свої поставки нафти Угорщина. Останні 10 років Словаччина мала найменш диверсифіковані маршрути транспортування, але у 2015 році Угорщина та Словаччина завершили реконструкцію нафтопроводу «Адрія», створивши альтернативний маршрут для транспортування достатньої кількості нафти в обхід України. Поки Росія направляє до Китаю сиру нафту найвищої якості у боротьбі за азійський ринок, їй стає все складніше забезпечувати належні показники якості (вміст сірки та щільність) 118

нафти, що постачається південною ділянкою нафтопроводу «Дружба». Внаслідок цього європейські споживачі можуть зменшити закупки нафти марки Urals і отримувати поставки більш легких сортів для блендінгу. 3. Низький рівень використання системи магістральних нафтопроводів Із загальної протяжності магістральних нафтопроводів 4 767 км в одну нитку, 20% знаходяться в режимі безпечного утримання (заповнені спеціальною рідиною). Ділянка нафтопроводу «Одеса-Броди» довжиною 680 км заповнена нафтою марки Azeri Light, але транспортування нафти зазнеченою ниткою не здійснюється. Таким чином, низький рівень використання пропускної спроможності є наслідком наявності великої кількості нафтопроводів у Східному регіоні, які раніше транспортували нафту з Росії та Казахстану до українських портів та нафтопереробних заводів. Після років тривалого спаду у 2017 році внутрішнє транспор-

тування почало відновлюватись. Укртранснафта поновила транспортування сирої нафти марки Azeri Light нафтопроводом «Одеса-Кременчук». Внаслідок цього, протягом року до Кременчуцького нафтопереробного заводу було транспортовано 850 тис. т нафти марки Azeri Light. В даний час більшість українських нафтопереробних заводів не працює і внутрішній ринок недостатньо насичений нафтопродуктами українського виробництва, що в свою чергу призвело до збільшення частки імпорту нафтопродуктів і відповідного зменшення транспортування нафти магістральними нафтопроводами. Існує значний ризик того, що недостатнє використання, пов’язане з цим напрямом діяльності (у порівнянні з компаніями-аналогами), триватиме далі. Також може бути матеріалізований ризик подальшого скорочення транзиту нафти через Україну внаслідок активної політики європейського оператора щодо диверсифікації і заміщення російської нафти близькосхідною в рамках як загальноєвропейської, так і власної бізнес-стратегії.

4. На даний час Укртранснафта ставить завдання оптимізації витрат як основний важіль для: · підвищення інтенсивності праці; · зниження витрат на обслуговування та забезпечення надійної та безпечної роботи нафтотранспортної системи; · підвищення енергоефективності. Чинні тарифи на внутрішнє транспортування нафти не покривають операційних витрат цього бізнесу. Майбутнє прийняття тарифів, що відображають витрати, підвищать прибутковість цього сегменту. 5. Створення мінімальних запасів сирої нафти та/або нафтопродуктів згідно із Директивою Ради 2009/119/ЄC є однією із сучасних цілей національної безпеки. Використання унікальної інфраструктури зі зберігання та транспортування для диверсифікації бізнес моделі шляхом участі у проекті зі створення системи мінімальних запасів сирої нафти та нафтопродуктів є однією з ключових перспектив на внутрішньому ринку. Після визначення моделі функціонування МЗНН (мінімальні запаси нафти та нафтопродуктів), Укртранснафта готова приступити до створення додаткової виробничої інфраструктури. 6. Розширення обсягу послуг із використанням потужності МНТ «Південний» для перевалки нафти та нафтопродуктів з використанням залізничного транспорту. Нафтовий термінал здатний приймати та відвантажувати на танкери до 14,5 млн т нафти на рік, а також може приймати танкери дедвейтом 35–150 тис. т. 7. Подальше вирішення питань, пов’язаних із нелегальними врізками до магістральних нафтопроводів. Тільки протягом 2017 року службою безпеки компанії було зафіксовано 27 спроб здійснення так званих «врізок», які завдають компанії збитків. 8. Запровадження нових послуг: · блендінг (змішування) нафти для європейських споживачів на МНТ «Південний» та ЛВДС «Броди» – наразі спостерігається зацікавленість споживачів в Центральній та Східній Європі; · надання послуг із оцінки якості нафти і нафтопродуктів: – акредитація лабораторій групи Нафтогаз; – придбання обладнання для повірки та калібрування резервуарного парку. 9. Для оптимізації та прозорості ведення управлінського, бухгалтерського, податкового та оперативного обліку у 4 кв. 2018 року заплановано перехід на єдину систему управління підприємством на платформі SAP. Ключовими модулями зазначеної системи стануть управління ремонтами й управління інвестиційною діяльністю та будівництвом, включаючи капітальні ремонти та фінансовий модуль. 10. Також, на базі підприємства МН «Дружба» планується запустити в експлуатацію нову платформу системи управління технологією (MES/SCADA). Це дозволить оперативно приймати рішення щодо будь-яких технологічних процесів на магістральних нафтопроводах, зменшити ризики людського фактору на підприємстві, а також забезпечити максимальну автоматизацію виробничих процесів.

119

НАШІ РЕЗУЛЬТАТИ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2017

ТРАНЗИТ СИРОЇ НАФТИ Обсяг транзиту нафти через територію України у 2017 році порівняно з 2016 роком збільшився на 0,8%, що пов’язано зі збільшенням обсягів в напрямку Чеської Республіки (у 2016 році один з

місцевих НПЗ був зупинений на ремонтні роботи). Результат бізнесу залишився в 2017 році приблизно на рівні 2016 року. Девальвація гривні до євро покращила результат

Обсяги транзиту нафти підприємствами групи, млн т

бізнесу на 0,02 млрд грн (оскільки тариф формується в євро), крім того, збільшення обсягів транзиту мало позитивний вплив на результат в розмірі 0,03 млрд грн.

Результат бізнесу* Транзит сирої нафти, млрд грн

1,3 млн т. В 1 кв. 2017 року було завершено необхідні технічні роботи з підготовки маршруту до роботи та за 12 місяців 2017 року здійснено транспортування 850 тис. т нафти.

О бсяги транспортування нафти для третіх сторін підприємствами групи, млн т

0,8%

15,2

Результат бізнесу Транспортування сирої нафти в 2017 році покращився на 10% порівняно з 2016 роком. Головним позитивним чинником було збільшення обсягів транспортування для

1,7

2017/2016

2,0

13,8

2015

2016

2,0

–0,64

–0,58

2016

2017

1,1

13,9

2017

Р езультат бізнесу* Транспортування нафти, млрд грн

64,1% 2017/2016

1,2

вітчизняних споживачів на 49% за рахунок нарощування постачання імпортної сировини Кременчуцьким НПЗ та, відповідно, відновлення маршруту Одеса-Кременчуцький НПЗ.

2016

2017

2015

2016

2017

* операційний прибуток/(збиток) до оподаткування

ВНУТРІШНЄ ТРАНСПОРТУВАННЯ СИРОЇ НАФТИ Потужності системи магістральних нафтопроводів України на сьогодні значною мірою не використовуються. Головним чином це стосується нафтопроводів, призначених для поставок нафти для потреб вітчизняних нафтопереробних підприємств. Робота вітчизняних нафтопереробних підприємств є основним чинником забезпечення належного рівня завантаження значної частини магістральних нафтопроводів групи, які були побудовані за часів колишнього СРСР саме для

забезпечення поставок нафти на Одеський, Кременчуцький, Лисичанський та Херсонський нафтопереробні підприємства. У зв’язку з їх зупинкою, а також зниженням переробки на Кременчуцькому НПЗ, завантаження системи магістральних нафтопроводів суттєво знизилось. Обсяг транспортування нафти для нафтопереробних заводів України за 2017 рік продемонстрував позитивну динаміку та перевищив показник 2016 року на

64,1%. Збільшення обсягів транспортування нафти в напрямку НПЗ України пов’язане із початком транспортування нафти по маршруту ОдесаКременчуцький НПЗ в березні 2017 року. Наприкінці 2016 року, Укртранснафта та Кременчуцький НПЗ досягли домовленості та уклали контракт на відновлення роботи трубопровідного маршруту Одеса – Кременчуцький НПЗ у 2017 році з щорічним обсягом транспортування нафти

* операційний прибуток/(збиток) до оподаткування

120

121

ПОТУЖНОСТІ НПЗ УКРАЇНИ

Україна має проектну потужність переробки 63 млн т/рік, з яких 3 млн т/рік – орієнтовна розрахункова потужність НПЗ на 2018 рік*

млн т/рік

Кременчуцький НПЗ Проектна потужність: 18,0 млн т/рік Виробництво 2017: 2,1 млн т Бензин: Євро 5 Дизель: Євро 5

Плещівка

Дрогобицький НПЗ Проектна потужність: 3,9 млн т/рік Виробництво 2017: 0 Бензин: Євро 1 Дизель: Євро 1

Чижівка

Проектна потужність: 1,0 млн т/рік Виробництво 2017: 0,5 млн т

ГлинськоРозбишівська

Бензин: Євро 5 Дизель: Євро 5

Гнідинці

Новини

2012

Шебелинський ГПЗ

Головашівка

Шебелинка

Броди Дрогобич

Великоцьк

Куровичи

Борислав Орів

Кременчук

Жулин

Чикалівка

Долина

Кам’яногірка

Пролетарська

Карпати Солочин

непрацюючі НПЗ якість переробки

Степова Надвірнянський НПЗ Проектна потужність: 3,5 млн т/рік Виробництво 2017: 0 Бензин: Євро 1 Дизель: Євро 1

Новоайдар

Луганська

2011

Августівка

Тимчасово законсервовані маршрути

(нафтопроводи, заповнені спеціальною рідиною)

Нафтопроводи, заповнені нафтою марки Urals Нафтопроводи, заповнені нафтою марки Azeri Light Маршрути нафтопроводів для транспортування української нафти

Одеський НПЗ Проектна потужність: 3,9 млн т/рік Виробництво 2017: 0 Бензин: Євро 3 Дизель: Євро 4

2010 (2014)

наявні нафтоперекачувальні станції

*з огляду на сучасні стандарти Євро-5 на бензин та дизельне паливо та потужності вторинних процесів переробки нафти

Андріївка Миколаївська

рік зупинки НПЗ

перспективні нафтопроводи

Лисичанськ

Широке

Нафтопереробні заводи працюючі НПЗ

Перещепине

Одеса

Снігурівка

Лисичанський НПЗ Проектна потужність: 24,0 млн т/рік Виробництво 2017: 0 Бензин: Євро 4 Дизель: Євро 5

2012 Херсонський НПЗ Проектна потужність: 8,7 млн т/рік Виробництво 2017: 0 Бензин: Євро 1 Дизель: Євро 1

2005

НАШІ РЕЗУЛЬТАТИ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2017

ТОРГІВЛЯ НАФТОПРОДУКТАМИ

С труктура реалізації моторних палив ПАТ «Укргазвидобування» Укргазвидобування має лише 19 автозаправних станцій у Харківському регіоні.

Обсяг продажу нафтопродуктів групою Нафтогаз (разом з Укрнафтою*) в 2014–2017 роках, млн т 1,6 1,4

1,4

1,2

1,1

Ч астка оптових продажів, %

96%

1,0

Ч астка роздрібних продажів, %

0,8 0,6

млн т

Всього вироблено моторного палива, тис.т

88 1,3

1,2

0,4

80 78

0,2

0 2014

2015

2016

2017

Легкі та важкі нафтопродукти

СВГ

2014

Історично Укргазвидобування розглядалось ринком як виробник низькоякісних нафтопродуктів. Відповідно, розвиток власної мережі АЗС з метою забезпечення реалізації власної продукції розцінювався учасниками ринку як малоперспективний проект. В той же час модернізація Шебелинського ВПГКН дозволила почати випуск більш прибуткових та якісних бензинів та дизельного пального еко* Група Нафтогаз відновила контроль за Укрнафтою з 22.07.2015 та з цієї дати враховує показники товариства у звітності

2015

2016

2017

Потужність Шебелинського ГПЗ як % від сукупного споживання в Україні

ORLEN GROUP

Загальний обсяг Власний Обсяг продажів (включно з видобуритейлу власним виробницток млн т/рік твом) млн т/рік

Частка ритейлу в загальному обсязі продажів %

26%

25%

OMV управляє близько 3,8 тис АЗС (OMV, Avanti, Petrom, Petrol Ofisi), 350 з яких знаходиться у Австрії та 3,4 тис. АЗС у 10 інших європейських країнах

6,0 5,8

OMV

5,6

5,4 5,2 5,0 4,8 4,6 2014

2015

2016

2017

MOLGROUP

20%

логічного класу Євро-5 і використати не задіяний раніше потенціал заводу. З огляду на нерозвинену мережу роздрібних продажів через АЗС, Укргазвидобування вимушене будувати та фокусувати свою стратегію і політику продажів майже виключно на оптовому сегменті ринку. Обсяг роздрібних продажів у структурі виробництва моторних палив Укргазвидобування складає близько 4%.

Профіль ритейлу ORLEN GROUP – лідер роздрібного ринку палива в Польщі, де володіє мережею з 1,8 тис. франчайзингових та власних АЗС (35% ринку). Компанія також є крупним оператором на ринку Чехії (338 АЗС, 15% ринку) та Німеччини (567 АЗС, 5% ринку)

6,2

Низька частка роздрібних продажів у загальному обсязі реалізації Укргазвидобування

Компанія

Результати даного сегменту формуються за рахунок: · видобутку рідких вуглеводнів, їх переробки і реалізації отриманих нафтопродуктів. Зокрема, Укргазвидобування направляє майже весь обсяг власного видобутку на Шебелинський ВПГКН для подальшої переробки і реалізації нафтопродуктів; · придбання та реалізації нафтопродуктів через мережу АЗС Укрнафти.

124

396,8

Завантаження Шебелинського ГПЗ, % від номінальної потужності

На світовому ринку моторного палива домінують нафтові компанії, які намагаються побудувати максимально ефективний ланцюг постачання палива. Розвиток підприємства за моделлю відомих світових нафтових компаній може стати одним з пріоритетів підвищення ефективності діяльності групи Нафтогаз в цілому.

MOL Group володіє більш ніж 1,7 тис. АЗС під 8 різними брендами в 11 країнах Центрально-Східної Європи (MOL, Slovnaft, INA, Tifon, Energopetrol, Papoil, Roth, IES). Мережа MOL має лідируючі позиції у паливному ритейлі Хорватії, Угорщини, Словаччини

ROMPETROL

11%

Rompetrol управляє роздрібними мережами АЗС у Румунії, Молдові, Болгарії, Грузії та Франції. Зокрема Rompetrol управляє більш ніж 700 АЗС та 210 LPG модулями на ринку Румунії

Укргаз видобування

0,5

0,01

Укргазвидобування має лише 19 автозаправних комплексів у Харківському регіоні 125

НАШІ РЕЗУЛЬТАТИ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2017

Р озрахунковий показник ритейлової маржі кошику нафтопродуктів АЗС на кінець 2017 року, грн/т 26 500

1 570

26 000

26 020

25 500 25 000 грн/т

Розширення діяльності на різних етапах ланцюга постачання палива, забезпечуючи не тільки видобуток та переробку, а й додатково логістику/ зберігання та роздрібний продаж готової продукції має збільшити прибутковість цього сегменту компанії та її ринкову вартість.

500

24 500 24 000

23 550

23 500 23 000

Падіння обсягів реалізації та ребрендинг існуючої мережі АЗС Укрнафти

22 500 22 000 Оптова ціна

Логістика

EBITDA маржа

Ціна ритейлу

Д инаміка обсягів продажів на АЗК Укрнафта, тис. т 800

На відміну від Укргазвидобування, Укрнафта має найбільшу мережу АЗС в Україні (537 АЗС, з яких 166 обладнано модулями заправки скрапленим газом).

700

667

CAGR –7% 594

600

541

493

тис. т

500 400 300 200

В той же час мережа АЗС Укрнафти, на відміну від інших найбільших мереж в Україні,

100 0 2014

2015

2016

2017

відноситься до дешевого "low cost" сегменту. Перш за все, це спричинено відсутністю протягом тривалого періоду часу чіткого плану розвитку мережі АЗС та маркетингової політики. У період 2014–2015 років через девальвацію гривні і зниження купівельної спроможності споживання бензину і дизельного палива в Україні знижувалось. Окрім того, у період 2016–2017 років продовжується тенденція щодо зменшення споживання автомобільних бензинів та заміщення його скрапленим вуглеводневим газом. Разом з цим слід зазначити повільні темпи доустаткування АЗС модулями заправки скрапленим вуглеводневим газом. Загальний щорічний коефіцієнт зниження обсягів продажу мережі складає близько 7%. З метою диверсифікації бізнесу та зменшення ризиків, національні

ПАТ «Укрнафта» має найбільшу мережу АЗС в Україні

Т оргівля нафтопродуктами: порівння ROIC та ставки вартості капіталу деноміновані в грн, %

17 33

4 9

10 9

29 АЗС ПАТ «Укрнафта» в т.ч. АЗС обладнані модулями заправки скрапленим газом

67 20

3 23

20%

20% 13%

З урахуванням зазначеного вбачається, що у мережі АЗС Укрнафта при виборі вектору розвитку та розробці детального плану модернізації та ребрендингу АЗС, який врахує особливості розміщення кожного об’єкту, існує значний потенціал для розвитку. В разі успішного запровадження стратегії розвитку продуктового ритейлу потрібно також очікувати зростання обсягів продажів основного продукту – палива. Причиною від’ємної ROIC73 сегменту «Продаж нафтопродуктів», яка у 2016 році склала –36,7%, було нарахування 8 млрд грн резерву на знецінення дебіторської заборгованості та одна збиткова операція з продажу нафтопродуктів Укрнафти. Без цих одноразових операцій ROIC у 2016 році склав би 5,4%. У 2017 році ROIC збільшився майже вдвічі (до 12,7%). Також, покращенню операційного результату сприяло зростання середніх цін продажу. Проте операційний результат активів Укрнафти 73

0 –10

–20

–30 –40 –50

–37% 2016

2017

ROIC Ставка вартості капіталу

126

мережі АЗС все активніше розвивають продуктовий ритейл і відкривають в складі комплексів торгові точки і ресторани.

досі лишається набагато нижчим порівняно з українськими конкурентами в таких показниках як продуктивність у розрахунку на одну заправку та прибутковість продажів. Водночас Укргазвидобування в основному продає свої нафтопродукти на оптовому ринку, втрачаючи на цьому роздрібну маржу. Результатом всього цього стала ROIC на рівні 12,7%, що нижче за вартість капіталу74, яка складає 19,7%.

Загальна залежність внутрішнього ринку від імпорту нафтопродуктів Незважаючи на успіхи вітчизняних нафтопереробних підприємств в частині покращення якісних характеристик нафтопродуктів, а саме повноцінного переходу на випуск нафтопродуктів класу Євро-5, внутрішній ринок продовжує бути залежним від імпортних поставок готових нафтопродуктів. За рахунок політки протекціонізму країн митного союзу щодо своїх НПЗ та логістичної близькості НПЗ Білорусі, останнім вдається утримувати свою високу частку на ринку України (близько 50% в поставках автомобільних бензинів, 70% дизельного пального та скрапленого газу). Таким чином відсутність інвестицій в технічне переоснащення вітчизняних НПЗ, недостатня прозорість управління 74

127

НАШІ РЕЗУЛЬТАТИ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2017

імпортом та популяризацію нафтопродуктів виробництва закордонних НПЗ.Це свідчить про те, що в разі реалізації синергій між розвитком національного видобутку рідких вуглеводнів, їх

переробкою та реалізацією можливо очікувати суттєве скорочення частки імпортних нафтопродуктів в країні, що відповідно позитивно позначиться на торговельному балансі країни.

Р езультат бізнесу* Торгівля нафтопродуктами 6

С труктура поставок автомобільних бензинів за країною походження 2017 рік

Структура поставок дизельного пального за країною походження 2017 рік

3,4

4 2 млрд грн

зазначеними підприємствами та відповідно недостатнє ресурсне забезпечення вітчизняних НПЗ, призвело до тотальної переорієнтації національних мереж АЗС на закупівлю нафтопродуктів за

–4

Стиснений газ, млн куб. м –7,6

302

–0,8%

–9,0%

274

2016

–20,0%

2016

–10

494

–2

–8

11%

498

Нафтопродукти, тис. т

Скраплений газ, тис. т

–6

Виробництво вуглеводневих групою Нафтогаз

2017

2016/2017

2017

9% 39%

48%

12%

39%

31%

Білорусь Україна

Литва

Білорусь

Інші

Росія

Литва Інші

Україна

ТОРГІВЛЯ НАФТОПРОДУКТАМИ Нафтопереробкою в рамках групи Нафтогаз займається філія Укргазвидобування Шебелинське відділення переробки газового конденсату і нафти (далі – Шебелинський ВПГКН) це одне із двох нині діючих в Україні нафтопереробних підприємств. Загальний обсяг переробки Шебелинським ВПГКН, у тому числі з давальницької сировини, у 2017 році склав більше, ніж 510 тис. т. 128

Світлих нафтопродуктів вироблено майже 424 тис. т, у тому числі 134 тис. т бензинів та 97 тис. т дизельного пального. У 2017 році управліннями Укргазвидобування з переробки газу та газового конденсату ТЦСК «Базилівщина», Яблунівське ВПГ, Тимофіївське УПВВ та Юліївський ЦВНГК вироблено 158 тис. т скрапленого газу, що на 6% менше, ніж у 2016 році. Переробка нафтового газу

Укрнафти забезпечується потужностями Гнідинцівського, Качанівського та Долинського газопереробних заводів, у 2017 році вироблено 116 тис. т скрапленого газу, що на 9% менше, ніж у 2016 році. Зміна обсягів виробництва скрапленого газу у 2017 році порівняно з 2016 роком, пов’язана з падінням обсягів видобутку нафтового газу підприємствами групи, що

стало результатом високого рівня виснаженості більшості нафтогазових родовищ. До обсягів реалізації нафтопродуктів та скрапленого газу включаються обсяги реалізації Укргазвидобування продуктів власної переробки, а також обсяги продажу продуктів через власні мережі АЗС Укрнафти. Загальне зниження обсягів реалізації нафтопродуктів пов’язане зі зменшенням обсягів реалізації по Укрнафті на 6% в 2017 порівняно з 2016 роком. Обсяги реалізації скрапленого газу зменшились у 2017 році на 5%, що пов’язано із зменшенням обсягу видобутку нафтового газу для виробництва скрапленого газу внаслідок природного виснаження свердловин та вимушеного простою у період відновлення ліцензій по Укрнафті.

Реалізація вуглеводневих групою Нафтогаз 781

Нафтопродукти, тис. т

738 332

Скраплений газ, тис. т

Стиснений газ, млн куб. м

–5,0%

317 49

–20,0%

39 2016

Обсяги реалізації стисненого газу зменшились у 2017 році порівняно з 2016 роком на 20%. Ця тенденція зберігається протягом останніх років на фоні загального скорочення ринку стисненого природного газу. Визначальним фактором скорочення обсягів реалізації

–6,0%

2017

2016/2017

стисненого природного газу в Україні, є значне зростання в останні роки ціни на природний газ, що в свою чергу зменшує кількість споживачів стисненого природного газу і парк автомобілів на стисненому природному газі.

* операційний прибуток/(збиток) до оподаткування 129

НАШІ РЕЗУЛЬТАТИ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2017

ІНШІ ВИДИ ДІЯЛЬНОСТІ

АКТИВИ Виробництво, імпорт та постачання природного газу споживачам ПСО

ІНВЕСТИЦІЙНІ ПРОЕКТИ В АРАБСЬКІЙ РЕСПУБЛІЦІ ЄГИПЕТ Група Нафтогаз реалізує в Єгипті два інвестиційні проекти з видобутку вуглеводнів.

Освоєння території Alam El Shawish East Освоєння цієї території відбувається у рамках Концесійної угоди між Нафтогазом, Арабською Республікою Єгипет (АРЄ) та Єгипетською генеральною нафтогазовою корпорацією (ЄГНК) від 2006 року. Видобуток на концесійних ділянках у 2017 році складав майже 286 тис. тон сирої нафти і газового конденсату та 145 млн куб м природного і нафтового газу. Також було введено в експлуатацію

установку попередньої підготовки нафти. Обсяг видобутку природного газу в рамках Концесійної угоди в Єгипті у 2017 році зменшився на 17,7%, а нафти і газового конденсату – на 8,1%, що відбулось внаслідок природнього виснаження газоконденсатних покладів та затримки у будівництві газокомпресорних установок.

Розвідка і видобуток нафти на блоках South Wadi El Mahareeth та Wadi El Mahareeth Освоєння цієї території відбувається у рамках Концесійної угоди між ДП «Закордоннафтогаз», Арабською Республікою Єгипет та South Valley Egyptian Petroleum Holding Company від 2012 року. Проект перебуває на стадії геологорозвідувальних робіт. У 2017 році Закордоннафтогаз завершив інтерпретацію даних 2D сейсморозвідувальних робіт, побудову геолого-геофізичної моделі концесійних блоків та визначив місцеположення для буріння чотирьох свердловин, які планується побудувати в 2018 році.

Імпорт та постачання Продаж нафти Транзит природного газу та газового природного іншим споживачам конденсату газу поза межами ПСО

Транспортування природного газу

Активи 2017, млрд грн

197,4

2,3

10,8

189,4

21,9

Активи 2016, млрд грн

175,4

6,6

6,1

256,4

19,4

12,5%

-65,3%

77,5%

–26,1%

13,1%

Зміна

Зберігання Транзит нафти природного газу

Транспортування Торгівля нафтонафти продуктами

Інше

Активи 2017, млрд грн

152,4

8,0

8,9

22,2

13,0

Активи 2016, млрд грн

155,7

8,1

9,1

16,8

13,6

–2,1%

–1,7%

–1,4%

32,2%

–4,5%

Зміна

Значна сума активів75 групи відноситься до Транзиту природного газу, близько 30% від активів всіх бізнесів групи (38% в 2016 році). Сума активів в цьому бізнесі зменшилась в 2017 році на 67 млрд грн згідно з проведеною переоцінкою основних засобів.

Дані з Примітки 4 до консолідованої фінансової звітності

Близько 30% активів групи відноситься до бізнесу з виробництва, імпорту та постачанню природного газу споживачам згідно ПСО (26% в 2016 році). Сума активів цього бізнесу збільшилась в 2017 році на 22 млрд грн порівняно з 2016. Головним чином зростання суми активів пояснюється зростанням вартості запасів природного газу, викликаним збільшенням ціни, а також

результатами проведеної в 2017 році переоцінки основних засобів. Значна доля в активах групи припадає на бізнес зі зберігання природного газу – близько 24% (23% в 2016 році). Зменшення суми активів цього бізнесу на 3,3 млрд грн в 2017 році пов’язано з проведеною переоцінкою основних засобів.

ПОСЛУГИ З РОЗПОДІЛУ ГАЗУ Цей вид діяльності представлений Кіровоградгазом, який здійснює на території Кіровоградської області послуги з розподілу газу. Кіровоградгаз єдине на території області підприємство,

130

що має ліцензію з розподілу природного газу. Обсяги транспортування природного газу розподільними газопроводами знизились в порівнянні з

2016 роком на 41 млн куб м або на -9,3%. Тенденція щодо зменшення обсягів транспортування природного газу розподільними газопроводами пов’язана зі зменшенням споживання газу.

131

НАШІ РЕЗУЛЬТАТИ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2017

КАПІТАЛЬНІ ІНВЕСТИЦІЇ

ПОДАТКИ

Загальна сума капітальних інвестицій групи Нафтогаз збільшилась в 2017 році порівняно з 2016 на 79%, або на 7,5 млрд грн.

С ума податків, сплачених підприємствами групи, млрд грн

У 2017 році Нафтогаз залишився найбільшим в Україні платником податків. Так, за цей рік група Нафтогаз сплатила до бюджету 109,9 млрд грн податків, що на 49% більше, ніж за 2016 рік.

Капітальні інвестиції за видами бізнесу, млрд грн 9,5

Капітальні інвестиції

17,0 5,4

Виробництво та продаж природного газу споживачам ПСО Продаж природного газу за нерегульованими цінами

0,1 0,0

130%

0,1 0,1

16%

0,6

116%

1,3

Транзит нафти

0,3 0,1

–58%

Зберігання природного газу

0,04 0,04

–9%

Транспортування нафти

0,1 0,05

–58%

0,6 0,5 2016

Пріоритетним напрямком для капітальних інвестицій групи залишається видобуток природного газу, який направляється далі на продаж та постачання природного газу споживачам ПСО. На цю діяльність в 2017 році було направлено 74% від загальної суми інвестицій (порівняно з 57% у 2016 році). Сума інвестицій зросла більш, ніж у два рази в 2017 році

109,9

Крім того, у 2017 році Нафтогаз як окрема юридична особа сплатив до державного бюджету дивіденди за результатами діяльності у 2016 році у розмірі 13,3 млрд грн.

2017/2016

2017

15%

1,7 1,7

Торгівля нафтопродуктами

Інше

49%

2016 0,6 0,7

Транзит природного газу

132

74,0

–56%

Продаж нафти та газового конденсату

Транспортування природного газу

12,5

79%

–14%

2017

2017/2016

порівняно з 2016 за рахунок продовження нарощування обсягів розвідувального та експлуатаційного буріння Укргазвидобуванням. Загальна вартість витрат по цим роботам в 2017 році більше на 2 млрд грн, або на 53% порівняно з 2016 роком. Крім того, суттєві обсяги інвестицій групи відносяться на діяльність з торгівлі

нафтопродуктами, де інвестиції зросли на 116% в основному, за рахунок збільшення програми капітальних вкладень Укргазвидобування. Сума капітальних інвестицій в Транзит природного газу, що складає приблизно 10% від загальної суми інвестицій, залишилась в 2017 році в порівнянні з 2016 роком майже без змін.

Сплата податків підприємствами групи за видами, млрд грн 30,4

ПДВ 23,3

Роялті (газ)

18,9%

27,7 7,7

Податок на прибуток Дивіденди

35,9%

41,4

82,2%

14,1 1,0

1198,7%

13,3

Роялті (нафта)

4,4 3,2

30,7%

Соціальні відрахування

3,3 4,3

36,4%

Роялті (конденсат)

2,7 3,7

102,0%

Інші

1,1 2,3

–26,5%

2016

2017

2017/2016

133

НАШІ РЕЗУЛЬТАТИ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2017

ПОЗИКИ Загальна сума позик групи за 2017 рік зменшилась на 11,5 млрд грн або на 16,3% і склала на кінець 2017 року 59,3 млрд грн. Загальна зміна позик за 2017 рік виглядала наступним чином:

Загальна сума позик групи, млрд грн

З агальна зміна позик групи, млрд грн

140

(63)

48,9

120

70,8

–16,3%

100

59,3

2017/2016

70,8

80 60

2,6

59,3

Курсові різниці та інші зміни

31.12.2017

Середні відсоткові ставки у 2017 році продовжили знижуватись порівняно з 2016 роком по всіх валютах. Середня ставка по позиках у гривні зменшилась на 1,3% порівняно з 2016 роком, у зв’язку зі зниженням облікової ставки НБУ в 2016 році. Відсоткові ставки по позиках у доларах США та євро зменшились у 2017 році порівняно з 2016 роком на 1,1% та 4,9% відповідно у зв’язку зі зменшенням відсоткової ставки по існуючим кредитам та зі збільшенням частки більш дешевого міжнародного фінансування в портфелі групи.

Середні відсоткові ставки, % 19,0%

Гривня

17,7% 7,8%

Долари США

Євро

-1,1%

6,7% 7,2%

-4,9%

2,3% 2016

2017

-1,3%

2016/2017

40 20 0

2016

2017

У розрізі термінів погашення у 2017 році сума довгострокових кредитів зменшилась на 8,4 млрд грн або 36% порівняно з 2016 роком. Сума короткострокових кредитів в той же час зменшилась в 2017 році на 3,2 млрд грн або на 7% до 2016 року.

31.12.2016

Надходження

Сума кредитів у розрізі термінів погашення, млрд грн 23,1

Довгострокові кредити

47,7

Короткострокові кредити

44,6 2017

–7%

2016/2017

Сума кредитів у розрізі валют, млрд грн 27,3

Гривня

43,3

Долари США

Євро

–23%

21,2

26,7 0,2

–38%

5274%

11,4 2016

134

–36%

14,7

2016

Приріст суми кредитів у євро у 2017 року порівняно з 2016 склав 11,2 млрд грн за рахунок використання відновлювальної кредитної лінії Citibank Europe для закупівлі природного газу. Частка портфелю в доларах США зменшилась в 2017 році на 38% або на 16,6 млрд грн за рахунок повного погашення кредиту Газпромбанку.

Погашення

2017

2016/2017 135

НАШІ РЕЗУЛЬТАТИ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2017

ОБОРОТНИЙ КАПІТАЛ Розмір чистого оборотного капіталу бізнесів групи Нафтогаз в 2017 році збільшився порівняно з 2016 роком на 10% або на 7,6 млрд грн, за рахунок збільшення вартості запасів газу у результаті зростання обсягу запасів газу та ціни його закупівлі, а також суттєвого приросту дебіторської заборгованості за проданий та поставлений природний газ, що було вже зазначено у попередніх розділах.

Структура чистого оборотного капіталу бізнесів76, млрд грн 50,2

Запаси

60,2 49,2

Дебіторська заборгованість

20%

59,0 7,7 6,2

Передплати та інші оборотні активи Інші необоротні активи

20%

–20%

1,3 0,8

Кредиторська заборгованість

Передплати та інші оборотні активи зменшились в 2017 році за рахунок скорочення суми авансів виданих за імпортований природний газ.

Інші необоротні активи зменшились в 2017 році порівняно з 2016 роком на 44% або на 0,6 млрд грн за рахунок зменшення суми реструктуризованої довгострокової дебіторської заборгованості споживачів газу внаслідок зменшення основної суми реструктуризованого боргу. Кредиторська заборгованість зросла в 2,5 рази в зв’язку зі збільшенням заборгованості за природний газ в порівнянні з 2016 роком.

154%

(15,5) (11,7)

Аванси отримані та інші короткострокові зобов’язання

Зобов’язання з податку на прибуток

Сума дебіторської заборгованості збільшилась в 2017 році на 20% або на 9,8 млрд грн в порівнянні з 2016. Основною причиною зростання було збільшення суми дебіторської заборгованості

за газ бізнесу з продажу газу регіональним газопостачальним підприємствам (ГПП) для потреб населення, на 38% або на 8,3 млрд грн, у зв’язку з причинами описаними в розділі «Продаж газу регіональним газопостачальним підприємствам для потреб населенння». Як результат, показник оборотності дебіторської заборгованості погіршився в 2017 році на 20 днів порівняно з 2016 роком.

–44%

(2,8) (7,2)

–25%

(7,2) (9,0)

Забезпечення

Приріст вартості запасів на 20% у 2017 році порівняно з 2016 роком відбувся в основному за рахунок збільшення вартості природного газу на приблизно 11 млрд грн внаслідок збільшення обсягів в сумі 6,5 млрд грн та за рахунок впливу ціни – на 4,6 млрд грн. Як результат, оборотність запасів також залишилась приблизно на рівні 2016 року.

25%

(2,3)

329%

(9,9) 80,6

Чистий оборотний капітал

88,2 2016

2017

10%

2017/2016

Оборотність за видами у днях 126 128

Запаси77 111

Дебіторська заборгованість78 Кредиторська заборгованість79

131 29 11 2016

2017

Не включає зобов’язання, які не можна безпосередньо віднести на результат сегмента

Розраховано як середні запаси, поділені на загальну собівартість реалізації

Розраховано як середня дебіторська заборгованість до вирахування резерву сумнівних боргів, поділена на дохід від реалізації

Розраховано як середня кредиторська заборгованість, поділена на вартість закупівель

136

137

НАШІ РЕЗУЛЬТАТИ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2017

ЗАКУПІВЛІ ГРУПИ НАФТОГАЗ У 2017 РОЦІ

Основні предмети закупівель 2017 року, млрд грн

2,1

АРХІТЕКТУРНІ, БУДІВЕЛЬНІ ТА ІНЖЕНЕРНІ ПОСЛУГИ

2,1

2,8

ХІМІЧНА ПРОДУКЦІЯ

1,5

ГІРНИЧОДОБУВНЕ ТА БУДІВЕЛЬНЕ ОБЛАДНАННЯ

Уже два роки як державні установи відповідно до Закону України «Про публічні закупівлі» зобов’язані закуповувати товари і послуги через систему ProZorro. Закупівлі групи Нафтогаз складають близько 20% від загального обсягу закупівель в системі ProZorro. У 2017 році підприємства групи Нафтогаз через систему ProZorro провели 9 944 закупівлі на загальну суму 119,2 млрд грн. З них 49% закупівель припало на Укргазвидобування, 35% – Укртрансгаз, 8% – Укртранснафту, 3% – Нафтогаз, 5% – на інші підприємства групи. Покращення процедур закупівель в групі Нафтогаз для забезпечення відкритості бізнес-процесів дозволило зберегти у 2017 році приблизно 6,9 млрд грн. З них 3,8 млрд грн зекономив Укртрансгаз за результатами проведення закупівель природного газу для забезпечення виробничо-технологічних потреб та балансування. Досягнуті групою Нафтогаз показники економії свідчать про успішне використання ефекту масштабу закупівель.

Ключові результати 2017 року

6,9 млрд грн 9 944

БУДІВЕЛЬНІ РОБОТИ ТА ПОТОЧНИЙ РЕМОНТ

119,2 млрд грн склала загальна очікувана вартість

97%

договорів укладено з українськими компаніями Група Нафтогаз – один з найбільших користувачів системи публічних закупівель ProZorro, а це 18 окремих юридичних осіб або 44 замовники.

Укравтогаз 263 закупівлі 0,5 млрд грн

Проведено в ProZorro

9 944 закупівлі Загальна очікувана вартість

119,2 млрд грн

49%

35%

Укртрансгаз 3 464 закупівлі 76,9 млрд грн

Нафтогаз 285 закупівель 1,2 млрд грн

5,1

10,7

ДОПОМІЖНА БУДІВЕЛЬНА ПРОДУКЦІЯ

81%

15%

11,5

81%

ПОСЛУГИ, ПОВ’ЯЗАНІ З НАФТОГАЗОВОЮ ПРОМИСЛОВІСТЮ

(96,3 МЛРД ГРН) – ТОВАРИ

15%

(17,7 МЛРД ГРН) – ПОСЛУГИ

69,8

Закупівлі групи Нафтогаз у 2017 році на ProZorro Укртранснафта 797 закупівель 1,5 млрд грн

4,5

ПРОМИСЛОВА ТЕХНІКА

За весь період функціонування ProZorro замовники групи Нафтогаз заощадили майже 13 млрд грн або 32% від економії в системі.

Укргазвидобування 4 902 закупівлі 39,0 млрд грн

3,6

ТРАНСПОРТНЕ ОБЛАДНАННЯ ТА ДОПОМІЖНЕ ПРИЛАДДЯ

зекономлено завдяки закупівлям у системі ProZorro

закупівлі проведено в ProZorro

ПОСЛУГИ З РЕМОНТУ І ТЕХНІЧНОГО ОБСЛУГОВУВАННЯ

Інші підприємства групи 233 закупівлі 0,1 млрд грн

НАФТОПРОДУКТИ, ПАЛИВО, ЕЛЕКТРОЕНЕРГІЯ

81%

(5,1 МЛРД ГРН) – РОБОТИ

бюджету 2017 року складала закупка товарів, здебільшого природного газу, який Укртрансгаз придбав для забезпечення виробничо-технологічних потреб для балансування.

Внесок у розвиток вітчизняного постачальника Реформування системи закупівель продовжується і сьогодні. Керівництво групи Нафтогаз докладає максимальних зусиль для впровждення прозорості та посилення контролю в процесі здійснення закупівель. 98% договорів, укладених з підприємствами, зареєстрованими на території України, підкреслюють роль Нафтогазу в підтримці

місцевих виробників і розвитку ефективного вітчизняного постачальника. Щороку група Нафтогаз здійснює масштабні закупівлі товарів і послуг, чим активно підтримує вітчизняних виробників та їх дилерів і пожвавлює ринок. Насамперед ідеться про машинобудування й пов’язані галузі – турбіни, труби, будівництво.

Протягом 2017 року підприємства групи уклали 7 314 договорів на суму 73,409 млрд грн переважно з підприємствами, зареєстрованими на території України. Іноземні компанії залучаються в основному там, де необхідна закупівля обладнання або технології, які недоступні локальним компаніям.

Ми робимо все можливе, щоб наші постачальники вільно конкурували між собою. Одним з наших пріоритетів є прозорість під час проведення закупівель» Директор із закупівель групи Нафтогаз Орест Логунов

138

139

НАШІ РЕЗУЛЬТАТИ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2017

Взаємодія з постачальниками та оскарження закупівель

Найбільші замовники за обсягами закупівель

Група Нафтогаз в ProZorro оприлюднила

7 314 договорів

Підприємство групи

Кількість договорів з контрагентами, зареєстрованими: на території України

поза межами України

Укргазвидобування

3 938 (84% вартості)

Укртрансгаз

2 099 (97% вартості)

Укртранснафта

591 (74% вартості)

153

217 (21% вартості)

Укравтогаз

98% (7 194 договори) Україна 2% (120 договорів) не Україна

Нафтогаз

Підприємства групи Нафтогаз підтримують ефективну комунікацію з бізнесом, а саме: сповіщають постачальників про оголошені у ProZorro закупівлі, проводять відкриті зустрічі для уточнення потреб. Така взаємодія з бізнесом допомагає отримати результат, який точніше відповідає поставленим завданням, а також допомагає бізнесу

Зокрема, протягом 2017 року призначені нові директори з закупівель в ПАТ «Укргазвидобування» Фелікс Черні та ПАТ «Укртрансгаз» Андрій Хоменко, а також директор з закупівель групи Нафтогаз Орест Логунов. Підприємства продовжують вдосконалювати бізнес-процеси закупівель. Так, затверджено єдині вимоги до банків, банківські продукти яких використовуються як забезпечення пропозиції процедури закупівлі чи забезпечення виконання договору.

140

створена дворівнева система оскарження.

З метою дотримання принципів відкритих та прозорих закупівель у групі Нафтогаз

У разі необхідності можна подати скаргу до локальної конфліктної комісії відповідного підприємства групи або звернутись до Центральної конфліктної комісії, яка також розглядає скарги на рішення локальних комісій. Це ще один крок у боротьбі з корупцією.

Оскарження закупівель, крім скарг до АМКУ

Оновлення процесу закупівель На підприємствах групи триває масштабний процес реформування системи закупівель, а саме: удосконалення стандартів прозорості, формалізація вимог до учасників, затвердження стандартних процесів та процедур, оновлення керівного складу.

краще підготуватися до участі в закупівлі, зібрати необхідні довідки та сертифікати, щоб у випадку найкращої цінової пропозиції не бути дискваліфікованим через відсутність необхідних документів.

У 2017 році було затверджено й оновлено ключові внутрішні документи з питань закупівель товарів, робіт і послуг: • положення про конфліктні комісії; • порядок здійснення закупівель товарів, робіт і послуг у групі Нафтогаз; • порядок здійснення моніторингу закупівель; • регламент взаємодії структурних підрозділів компанії під час здійснення закупівель товарів, робіт та послуг. У 2017 році продовжилось впровадження категорійного менеджменту з розширенням функцій та повноважень закупівельного підрозділу, що дозволить в найближчому майбутньому оптимізувати витрати та підвищити ефективність проведення процедур закупівель.

В 2017 році в системі ProZorro група Нафтогаз відмінила або визнала такими, що не відбулись, 3 055 процедур очікуваною вартістю 17 893 млн грн. Близько 70% тендерів відміняється через подання до участі в процедурі менше двох пропозицій. Високий показник відміни закупівель пояснюється: • низькою зацікавленістю в участі у закупівлі потенційних постачальників, виконавців робіт, надавачів послуг; • нечіткими або занадто звуженими вимогами до предмета закупівлі/ завищеними кваліфікаційними вимогами до учасників, які складно виконати; • некоректно сформованою очікуваною вартістю закупівлі/умовами та строками оплати або постачання, що не відповідають ринковим.

Центральна конфліктна комісія

■

С творюється в головному офісі

■

Р озглядає скарги щодо закупівель

■

А налізує підстави для відхілення пропозицій та відміни процедур

■

Р озглядає скарги щодо рішень ЛКК

■

П риймає рішення та надає рекомендації

Локальна конфліктна комісія

СПОСОБИ ПОДАННЯ СКАРГ: особисто або поштою за адресою вул. Б.Хмельницького, 6 електронна пошта: sckk@gasukraine.com.ua телефон для довідок: +38 044 537 0560

■

С творюється на кожному підприємстві

■

Р озглядає скарги щодо закупівель підприємства

■

риймає рішення та надає П рекомендації

Детальна інформація щодо подання скарг розміщена на офіційних сайтах підприємств групи

План закупівель на 2018 рік Загальний бюджет ключових підприємств групи Нафтогаз (УТН, УТГ, УГВ, Укравтогаз, НАК) на 2018 рік складає близько 120 млрд грн. У 2018 році на закупівлю товарів і послуг Укргазвидобування планує витратити найбільшу серед усіх підприємств групи суму – 88,9 млрд грн. Для порівняння, у 2017 році витратити Укргазвидобування на закупівлі становили 66,8 млрд грн, 4 роки тому – 300 млн грн.

В 2018 році Укргазвидобування планує збільшити витрати на придбання робіт і послуг. Якщо в 2017 році на них припадало 46% у структурі витрат, то в 2018 році – 53% (46,8 млрд грн). Обсяги закупівель матеріалів у структурі витрат компанії виростуть з 16% до 17%, а обладнання – скоротяться з 38% до 30%. Основний обсяг планованих закупівель пов’язаний з

проведенням бурових робіт, геофізичних досліджень і замовленням послуг з відбору керна, використанням койлтюбінгової техніки та залученням підрядників для проведення операцій з гідророзриву пласта (ГРП). Закупівлі для Укртрансгазу – це сервісна функція, головним завданням якої є забезпечення надійного та безперебійного функціонування української ГТС. 141

НАШІ РЕЗУЛЬТАТИ

Орієнтовний план закупівель на 2018 рік, млрд грн

Укргазвидобування • Компресорне обладнання • Енерго обладнання 0,3 0,4 2,2 29,9 88,9

Нафтогаз Укравтогаз Укртранснафта Укртрансгаз Укргазвидобування

• Мобільна бурова установка для КРС

Укртрансгаз

Укртранснафта

• Реконструкція • Допоміжна компресорного будівельна цеху продукція • Арматура трубопровідна • Газове паливо

Укравтогаз

Нафтогаз

• Поточний та капітальний • Придбання ремонти мобільних АГНК • Паливо, та ПАГЗ • Послуги з електроенергія, • Реконструкція фінансових нафтопродукти розслідувань та модернізація • Реконструкція та капітальні ремонти

• Природний газ

вузлів обліку газу

• Програмне забезпечення

Плани на 2018 рік У наступному році планується внесення змін до Регламенту взаємодії структурних підрозділів Національної акціонерної компанії «Нафтогаз України» під час закупівлі товарів, робіт та послуг з метою урахування досвіду їх застосування та аналізу ефективності закупівель у 2017 році.

142

Крім того, в частині управління якістю закупівель планується: • запровадження уніфікованого підходу до визначення очікуваної вартості предмета закупівлі на підприємствах групи з метою створення економічних засад для підвищення ефективності закупівель;

• розробка типових вимог до документації процедури закупівлі; • консолідація закупівель для отримання знижок за рахунок ефекту масштабу; • впровадження нового механізму проведення закупівель – за рамковими угодами; • розроблення методики з оформлення річних планів закупівель та змін до них.

КОРПОРАТИВНЕ УРЯДУВАННЯ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2017

КОРПОРАТИВНЕ УРЯДУВАННЯ ПРАВИЛЬНО ВИБУДОВАНА СИСТЕМА КОРПОРАТИВНОГО УРЯДУВАННЯ Є ЕФЕКТИВНИМ ІНСТРУМЕНТОМ, ЩО ЗАБЕЗПЕЧУЄ: ■

керівництво та контроль;

■

процедури для встановлення та досягнення цілей компанії та моніторинг їх виконання;

■

чітке визначення та розподіл повноважень, прав та обов’язків між всіма учасниками корпоративних відносин, серед яких правління (виконавчий орган), наглядова рада (орган нагляду), загальні збори (акціонер), посадові особи органів компанії, менеджмент, працівники та інші зацікавлені особи;

■

зрозумілі правила та процедури прийняття рішень;

■

ефективність, прозорість та підзвітність;

■

запобігання та врегулювання конфліктів;

■

наявність системи стримувань та противаг, а також функцій внутрішнього контролю.

Результатом впровадження ефективної системи корпоративного урядування є краще стратегічне та поточне керівництво, підвищення операційної ефективності компаній (як наслідок постановки правильних цілей та контролю їх виконання), вищий рівень прозорості та контролю,

вища прибутковість та кращі можливості для залучення зовнішнього фінансування, кращі стосунки між внутрішніми та зовнішніми учасниками корпоративних відносин та підвищення репутації компанії. Підприємства групи Нафтогаз є значущими учасниками

енергетичного ринку України та відіграють важливу роль у відповідних його сегментах. Це означає, що впровадження правильної системи корпоративного урядування в групі Нафтогаз є важливим внеском у забезпечення економічної ефективності та конкурентоспроможності ринку.

Реформа корпоративного урядування Реформа корпоративного урядування Нафтогазу почалась в 2015 році. Дорожньою картою реформи став розроблений експертами та юридичними радниками План дій з корпоративного урядування (ПДКУ). Варто сказати, що реформа Нафтогазу дала старт також реформі корпоративного урядування всіх державних підприємств України. Реформа має на меті впровадження правил та процедур, що відповідають найкращим світовим практикам та забезпечують захист прав власника, наявність 144

повноцінних та ефективних органів управління, чіткий розподіл повноважень, функціо нування системи внутрішнього контролю, усунення політичного впливу та створення рівних з комерційними компаніями умов на ринку, що відповідає Принципам корпоративного управління Організації економічного співробітництва та розвитку (ОЕСР). ОСНОВНИМИ ПЕРЕДУМОВАМИ, НЕОБХІДНИМИ ДЛЯ ДОСЯГНЕННЯ ЦІЄЇ МЕТИ, Є: – усунення політичного втручання в управління компанією;

– утворення наглядової ради із більшістю незалежних директорів; – наділення наглядової ради необхідним обсягом повноважень, що включає затвердження стратегії, фінансових планів, призначення виконавчого органу; – побудова ефективної системи внутрішнього контролю, яка має замінити існуючі неефективні державні контролі; – визначення статусу майна компанії, включаючи акції товариств, акціонером яких є компанія.

ПРОБЛЕМНІ ПИТАННЯ РЕФОРМИ КОРПОРАТИВНОГО УРЯДУВАННЯ Уряд прийняв ряд рішень, які не враховують інтереси компанії. Нижче наведено перелік важливих заходів ПДКУ, які не було виконано взагалі, або щодо виконання яких є суттєві зауваження: – розробка та подання до парламенту проектів законів, що передбачають усунення політичного втручання; – затвердження Корпоративної стратегії групи Нафтогаз; – заміна неефективних державних контролів ефективною системою корпоративного управління;

– запровадження загальновизнаних процедур внутрішнього контролю для надання Нафтогазу можливості діяти на рівні із комерційними компаніями; – наділення наглядової ради повним обсягом повноважень, включаючи: призначення / припинення повноважень керівника виконавчого органу, затвердження стратегії, фінансових та інвестиційних планів, тощо; – визначення статусу корпоративних прав Нафтогазу у статутних капіталах підконтрольних осіб; – затвердження Статуту компанії у новій редакції (відповідний проект було розроблено

правлінням, схвалено наглядовою радою та подано на затвердження КМУ). Таким чином, реформа корпоративного урядування в Україні перебуває на вирішальному етапі, адже без змін до законодавства всі запропоновані рішення залишаться половинчастими. Окрім призначення професійних членів наглядової ради – незалежних директорів надзвичайно важливим є утворення належних умов для їх діяльності, а також вирішення питань електронного декларування та активів незалежних директорів державних компаній – іноземців.

Дворівнева рада директорів (обов’язкова в Україні)

НАГЛЯДОВА РАДА

(незалежні директори + інші члени наглядової ради (представники держави)

НА ДАНИЙ ЧАС: здійснює управління акціонерним товариством, а також контролює та регулює діяльність виконавчого органу (як результат – дублювання та конфлікт повноважень наглядової ради та виконавчого органу).

ВИКОНАВЧИЙ ОРГАН ПОВИННО БУТИ: управління поточною діяльністю компанії, розробка та виконання стратегії та бюджету. Представництво компанії.

КОЛЕГІАЛЬНИЙ (правління на чолі з головою правління) АБО ОДНООСОБОВИЙ (генеральний директор)

НА ДАНИЙ ЧАС: обмежене коло повноважень, необхідність отримання попереднього погодження наглядової ради або акціонера для питань операційної діяльності.

Система внутрішнього контролю У компанії почала функціонувати система внутрішнього контролю (СВК), яку було впроваджено в групі Нафтогаз за наступними напрямами: Система урядування та внутрішнього контролю (консолідована)

Ризик-менеджмент

Внутрішній аудит

Фінансовий контроль

Комплаєнс

Управління інвестиціями 145

КОРПОРАТИВНЕ УРЯДУВАННЯ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2017

ЗВІТ НАГЛЯДОВОЇ РАДИ НАФТОГАЗУ

ЗАГАЛЬНИЙ СТАН КОМПАНІЇ: ОПЕРАЦІЙНА ДІЯЛЬНІСТЬ ТА ФІНАНСОВІ РЕЗУЛЬТАТИ Основні результати операційної та фінансової діяльності компанії в 2017 році: • Нафтогаз отримав чистий прибуток у розмірі 39,3 млрд грн, що майже вдвічі більше за плановий чистий прибуток та в 1,5 рази більше за прибуток 2016 року; • вперше з 2012 року за результатами діяльності у 2016 році компанія сплатила дивіденди державі в сумі 13,3 млрд грн; • компанія другий рік поспіль не отримувала підтримки від держави шляхом рекапіталізації за рахунок отриманих ОВДП; • у 2017 році поставки імпортованого газу в Україну здійснювались виключно з європейського газового ринку; • імпортований природний газ в обсязі 8,7 млрд куб. м (на 0,4 млрд куб. м більше, ніж у 2016 році) було придбано у 13 146

європейських постачальників. Частка жодного з них не перевищила 25% від загальних обсягів, імпортованих Нафтогазом; • започатковано використання нових механізмів розрахунків при закупівлі імпортованого природного газу (на умовах оплати після поставки, акредитивів). З метою оптимізації вартості портфелю компанії запроваджено гнучкіші стратегії закупівель із використанням короткострокових договорів; • забезпечено придбання імпортованого природного газу на суму понад 645 млн євро за рахунок коштів відновлюваної кредитної лінії під гарантії Міжнародного банку реконструкції та розвитку (МБРР). МБРР підтвердив відповідність бізнеспроцесів закупівель природного газу компанії міжнародним практикам; • укладено 8 рамкових договорів з європейськими постачальниками газу. Станом на кінець 2017 року у компанії

30 діючих рамкових договорів ЄФЕТ; • виконані кредитні угоди з ЄБРР, City та Deutsche Bank під гарантії МБРР, достроково погашений кредит Газпромбанку, вчасно погашені облігації компанії дозволили зменшити рівень середньозваженої ефективної відсоткової ставки за фінансовими зобов’язаннями з 18,9% до 17,6% в гривні та з 7,7% до 5,1% в іноземній валюті.

незалежності. Це дозволило уряду розпочати процес відбору нових членів наглядової ради. Починаючи з квітня 2017 року деякі члени наглядової ради склали свої повноваження: • Ковалів Юлія Ігорівна; • Проктор Чарльз Річард Фарадей; • Ворвік Пол Сіріл; • Річардс Маркус Тревор. До припинення повноважень трьох незалежних директорів у жовтні 2017 року наглядова рада функціонувала у складі чотирьох членів, що становило більшість загального складу наглядової ради, встановленого загальними зборами. Новий склад наглядової ради було обрано Розпорядженням Кабінету Міністрів України від 13 грудня 2017 року № 892-р «Деякі питання наглядової ради публічного акціонерного товариства ˝Національна акціонерна компанія ˝Нафтогаз України˝», яке набрало чинності 15 грудня 2017 року. Незалежними директорами було обрано Споттісвуд Клер

Мері Джоан, Лескуа Бруно, Жана, Ґастона, Хохштайна Амоса та Хейсома Стівена Джона, до яких також приєднались представники держави Попик Сергій Дмитрович, Кудрицький Володимир Дмитрович та Демчишин Володимир Васильович. Протягом 2017 року усі обрані члени наглядової ради відповідали визначеним законодавством критеріям, зокрема, в частині наявності компетенції та можливості приділяти достатньо часу роботі в наглядовій раді. Незалежні директори надали комітету з призначення керівників особливо важливих для економіки підприємств заяву про відповідність критеріям незалежності, визначеним статтею 2 Закону України «Про акціонерні товариства» та статтею 11 Закону України «Про управління об’єктами державної власності» у повному обсязі. Подібні заяви були оприлюднені на офіційному веб-сайті компанії. На виконання Розпорядження Кабінету Міністрів України від 17 січня 2018 року № 21-р «Деякі

питання укладення цивільноправових договорів з членами наглядової ради публічного акціонерного товариства ˝Національна акціонерна компанія ˝Нафтогаз України˝» Компанія уклала договори про надання послуг з більшістю членів Наглядової ради протягом січня-лютого 2018 року. Відповідно до положень цих договорів, винагорода за виконання повноважень членів наглядової ради (включаючи відшкодування витрат) виплачується за період, починаючи з 15 грудня 2017 року. Винагорода за виконання обов’язків членами наглядової ради за цими договорами визначена на рівні 6 328 000 грн на рік до оподаткування для незалежних директорів та 75% зазначеної суми для представників держави. Також члени наглядової ради мають право на отримання додаткової винагороди у розмірі 20% від суми винагороди за виконання функцій голови наглядової ради та 10% від суми винагороди за участь у роботі комітету наглядової ради, а також право

СТРУКТУРА НАГЛЯДОВОЇ РАДИ ТА ЇЇ КОМІТЕТІВ Зміни у складі наглядової ради Відповідно до Постанови Кабінету Міністрів України від 29 березня 2017 року № 232 «Питання формування наглядової ради публічного акціонерного товариства ˝Національна акціонерна компанія ˝Нафтогаз України˝» кількісний склад наглядової ради було збільшено з п’яти до семи членів, чотири з яких повинні відповідати визначеним законодавством критеріям

НАГЛЯДОВА РАДА

Голова наглядової ради Споттісвуд Клер Мері Джоан

Заступник голови наглядової ради Демчишин Володимир Васильович

Незалежний директор Лескуа Бруно, Жан, Ґастон

Незалежний директор Хохштайн Амос

Незалежний директор Хейсом Стівен Джон

Член наглядової ради Попик Сергій Дмитрович

Член наглядової ради Кудрицький Володимир Дмитрович

147

КОРПОРАТИВНЕ УРЯДУВАННЯ

на відшкодування витрат, понесених під час виконання ними повноважень членів наглядової ради. У 2017 році компанія витратила на забезпечення діяльності наглядової ради приблизно 25,5 млн грн, що включає оплату послуг членів наглядової ради у сумі 20,3 млн грн, а також 5,3 млн грн у вигляді відшкодування витрат, пов’язаних з виконанням ними обов’язків членів наглядової ради, та суми забезпечення страхування відповідальності цих посадових осіб після їх призначення.

ПРИЗНАЧЕННЯ У НАГЛЯДОВІЙ РАДІ Після припинення повноважень голови наглядової ради Ковалів Юлії Ігорівни на позачерговому засіданні наглядової ради, яке було проведене 18 квітня 2017 року, члени наглядової ради обрали: • Ворвіка Пола Сіріла головою наглядової ради; • Демчишина Володимира Васильовича заступником голови наглядової ради. У лютому 2017 року було утворено комітет з питань охорони праці, екологічної та промислової безпеки, головою якого було обрано Ворвіка Пола Сіріла. До складу цього комітету було призначено усіх членів наглядової ради. Після формування нового складу наглядової ради на першому засіданні, яке було проведене 22 грудня 2017 року, головою наглядової ради було обрано Споттісвуд Клер Мері 148

РІЧНИЙ ЗВІТ 2017

Джоан. Усі члени наглядової ради висловили підтримку щодо того, щоб Демчишин Володимир Васильович продовжив обіймати посаду заступника голови наглядової ради. Оновлений склад комітетів наглядової ради було обрано вже в 2018 році на засіданні, яке проводилось 23 січня 2018 року. Теперішній склад комітетів є таким: • Комітет з питань аудиту та ризиків80: Лескуа Бруно, Жан, Ґастон – голова комітету, Споттісвуд Клер Мері Джоан і Кудрицький Володимир Дмитрович – члени комітету; • Комітет з питань етики та відокремлення діяльності з транспортування природного газу81: Споттісвуд Клер Мері Джоан – голова комітету, Хохштайн Амос, Кудрицький Володимир Дмитрович та Демчишин Володимир Васильович – члени комітету; • Комітет з призначень та винагород: Хохштайн Амос – голова комітету, Лескуа Бруно, Жан, Ґастон та Попик Сергій Дмитрович – члени комітету; • Комітет з питань охорони праці, довкілля, безпеки та запасів82: Хейсом Стівен Джон – голова комітету, Хохштайн Амос, Демчишин Володимир Васильович та Попик Сергій Дмитрович – члени комітету. 80

Раніше комітет з питань аудиту, назву якого було змінено під час засідання 23 січня 2018 року

Раніше комітет з питань етики, назву якого було змінено під час засідання 23 січня 2018 року

Раніше комітет з питань охорони праці, екологічної та промислової безпеки, назву якого було змінено під час засідання 23 січня 2018 року

РОБОТА НАГЛЯДОВОЇ РАДИ ТА ЇЇ КОМІТЕТІВ

Присутність на засіданнях Наглядової ради протягом 2017 року Наглядова рада84 (чергові, позачергові та методом опитування)

Комітет з питань Комітет з етики та відокремпитань аудиту лення діяльності з та ризиків транспортування природного газу

Комітет з призначень та винагород

Комітет з питань охорони праці, довкілля, безпеки та запасів85

Ковалів Юлія Ігорівна

8/11

4/5

2/3

1/1

Ворвік Пол Сіріл

21/21

9/9

7/7

8/8

2/2

Більшість членів наглядової ради приділили у два рази більше часу для виконання своїх функцій порівняно з вимогами, які встановлені в Положенні про наглядову раду.

Річардс Маркус Тревор

19/21 (частково присутній під час засідань 7/9 13–16 березня 2017 року та 3–6 квітня 2017 року)

7/7

8/8

2/2

Проктор Чарльз Річард Фарадей

21/21

9/9

7/7

8/8

2/2

На доповнення до вищезазначеного, члени наглядової ради присвячували додатковий час для роботи в окремих комітетах, вели постійну роботу щодо проектів оновленої стратегії компанії, планування та управління ефективністю як на індивідуальній, так і на колегіальній основі. Також протягом звітного року члени наглядової ради брали участь у роботі декількох робочих груп при уряді, які опікувались питаннями завершення реформи корпоративного управління та питаннями відокремлення діяльності з транспортування природного газу.

Демчишин Володимир Васильович

21/22

9/9

7/7

7/8

2/2

Споттісвуд Клер Мері Джоан

1/1

–

Лескуа Бруно, Жан, Ґастон

1/1

–

Хохштайн Амос

1/1

–

Хейсом Стівен Джон

1/1

–

Попик Сергій Дмитрович 1/1

–

Кудрицький Володимир Дмитрович

–

Протягом 2017 року наглядова рада провела 22 засідання, з них 14 позачергових засідань на вимогу правління, в тому числі 1 засідання, проведене шляхом заочного голосування.

У зв’язку з розширенням кола повноважень певних комітетів та зміною їх назв, у лютому 2018 року новий склад наглядової ради затвердив положення про всі комітети наглядової ради у нових редакціях. Протягом звітного року не було випадків систематичного пропуску засідань наглядової ради або її комітетів.

1/1

Конфлікт інтересів

Першочергові завдання наглядової ради

Під час засідання комітету з призначень та винагород наглядової ради 5-6 вересня 2017 року, на якому здійснювався огляд стану процесу підбору кандидатів на посади керівника з операційної діяльності та керівника з питань трансформації компанії, голова комітету Ворвік Пол Сіріл повідомив про конфлікт інтересів щодо розгляду цього питання, викликаного особистим знайомством з одним із потенційних кандидатів.

Першочерговими завданнями наглядової ради у 2017 році стали продовження роботи над проектами з підготовки стратегії та впровадження системи внутрішнього контролю компанії, забезпечення просування реформи корпоративного управління компанії, контроль за проведенням внутрішніх аудиторських процедур у компаніях групи Нафтогаз та спільна робота

До загальної кількості засідань включене 1 засідання наглядової ради від 29 вересня 2017 року, яке не відбулось через відсутність кворуму, а також 1 засідання наглядової ради, яке було скликане 29 вересня 2017 року та проводилось шляхом заочного голосування

До загальної кількості засідань не включене засідання наглядової ради, проведене 13–16 лютого 2017 року, на якому було прийняте рішення про утворення комітету з питань охорони праці, екологічної та промислової безпеки

з правлінням і ключовими дочірніми компаніями групи над розробкою фінансових та інвестиційних планів на 2017 рік. Робота наглядової ради зосереджувалась на: (і) узгодженні місії та корпоративних цілей компанії; (іі) реалізації Плану дій щодо корпоративного управління (далі – ПДКУ) з метою забезпечення відповідності корпоративного управління та взаємодії з акціонером керівним принципам ОЕСР для державних підприємств; (ііі) затвердженні та контролі за виконанням Плану внутрішніх аудитів на 2017 рік. До питань, які активно розглядались наглядовою радою, також належали 149

КОРПОРАТИВНЕ УРЯДУВАННЯ

питання ліквідності компаній групи Нафтогаз і питання відокремлення оператора газотранспортної системи. У червні 2017 року наглядова рада надала попереднє погодження проекту корпоративної стратегії групи Нафтогаз для його подальшого затвердження загальними зборами акціонерів компанії. Наразі наглядова рада детально вивчає стратегію для її перегляду та оновлення, виходячи з суттєвих подій, що відбулись наприкінці 2017 року та у першому кварталі 2018 року. Наглядова рада разом з правлінням працювала над розробкою оптимальної моделі операційної діяльності компанії та групи Нафтогаз та над виконанням ПДКУ, ухваленого урядом у 2015 році. Дії, виконання яких згідно з ПДКУ покладалось на компанію та, зокрема, наглядову раду, були реалізовані до кінця 2017 року. Протягом звітного року були затверджені Кодекс корпоративної етики та Антикорупційна програма компанії. Крім того, наглядова рада призначила керівника антикорупційної програми компанії у складі служби комплаєнсу. У рамках виконання ПДКУ в частині запровадження системи внутрішнього контролю компанії та групи Нафтогаз наглядова рада у 2017 році затвердила ряд політик, положень та регламентів, розроблених спільно із

150

РІЧНИЙ ЗВІТ 2017

зовнішніми професійними радниками, зокрема: • Інвестиційну політику групи Нафтогаз; • Політику про систему внутрішнього контролю групи Нафтогаз; • Програму запобігання порушенням вимог законодавства (комплаєнспрограму) групи Нафтогаз; • Програму з управління ризиками групи Нафтогаз; • Методику управління ризиками групи Нафтогаз; • Регламент взаємодії в рамках групи Нафтогаз при управлінні ризиками; • Програму забезпечення та підвищення якості служби внутрішнього аудиту групи Нафтогаз; • Положення про службу внутрішнього аудиту; • Кодекс етики служби внутрішнього аудиту групи Нафтогаз; • Політику у сфері охорони праці, екологічної та промислової безпеки. Наглядовою радою також було погоджено ініціювання закупівлі послуг з аутсорсингу лінії довіри та фінансових розслідувань (форензік). Протягом 2017 року наглядовою радою було надано попереднє погодження рішень правління щодо внесення змін до статутів ключових дочірніх компаній шляхом затвердження їх нових редакцій, і ця робота продовжиться в 2018 році з метою приведення статутів ключових дочірніх компаній групи та Статуту компанії у

відповідність до нових вимог законодавства. Протягом 2017 року наглядова рада прийняла 106 рішень з питань, що належать до її компетенції, зокрема 21 рішення, які стосувались перенесення розгляду питань порядку денного на наступні засідання, та 85 рішень по суті.

ВЗАЄМОДІЯ З АКЦІОНЕРОМ ТА ЗОВНІШНІ КОМУНІКАЦІЇ У 2017 році наглядова рада підтримувала постійну взаємодію з урядом, яка полягала в проведенні спільних зустрічей з Прем’єрміністром України, Віцепрем’єр-міністром України та іншими представниками акціонера, та брала активну участь у роботі робочих груп при уряді, які створювались з метою завершення роботи над виконанням ПДКУ та вирішенням питань відокремлення діяльності з транспортування природного газу. Також наглядова рада на постійній основі проводила зустрічі з представниками міжнародних фінансових організацій, які є кредиторами компанії, та активно співпрацювала з зовнішніми консультантами, яких компанія залучила до проектів з розроблення стратегії групи Нафтогаз, запровадження системи внутрішнього контролю та підготовки групи до відокремлення оператора газотранспортної системи.

Основні завдання та робота комітетів наглядової ради КОМІТЕТ З ПИТАНЬ АУДИТУ ТА РИЗИКІВ Ключові функції комітету Нову редакцію Положення про комітет з питань аудиту та ризиків наглядової ради було затверджено рішенням наглядової ради в лютому 2018 року. Зокрема, її доповнено такими ключовими завданнями та функціями комітету: 1) моніторинг цілісності фінансової інформації компанії; 2) перегляд не менше одного разу на рік ефективності систем внутрішнього контролю та управління ризиками в компанії; 3) дослідження проблем, що можуть бути підставою для звільнення зовнішнього аудитора; 4) контроль незалежності та об’єктивності зовнішнього аудитора відповідно до Міжнародних стандартів кон тролю якості, аудиту, огляду, іншого надання впевненості та супутніх послуг; 5) встановлення та застосування офіційного визначення політики, видів послуг, які не підлягають аудиту та які виключені або допустимі після перевірки комітетом або допустимі без рекомендації комітету; 6) перегляд ефективності процесу зовнішнього аудиту та швидкості реагування керівництва на письмові рекомендації; 7) надання рекомендацій наглядовій раді щодо умов трудових договорів, які укладатимуться з працівниками служби внутрішнього аудиту;

8) складання проекту бюджету наглядової ради; 9) подання на затвердження наглядовій раді ризик- орієнтованого річного плану внутрішнього аудиту; 10) сприяння забезпеченню достатніми та адекватними ресурсами для ефективного функціонування служби внутрішнього аудиту; 11) надання рекомендацій щодо відбору, призначення, перепризначення та звільнення керівника підрозділу, до компетенції якого належить питання бюджетування. Положення про комітет передбачає звітування перед наглядовою радою не рідше одного разу на шість місяців. Основні результати роботи в 2017 році У 2017 році значна частина роботи комітету була зосереджена на результатах внутрішніх аудитів, зокрема, в Укртрансгазі, Укргазвидобуванні та Укртранснафті, та пошуку можливостей для забезпечення проведення внутрішнього аудиту в Укрнафті. Члени комітету на регулярній основі розглядали поточний стан перевірок, які проводились службою внутрішнього аудиту, приділяючи більш детальну увагу перевіркам процесів закупівель в компаніях групи Нафтогаз, включаючи закупівлі, які викликали підозру у зовнішнього аудитора в процесі аудиту фінансової звітності за 2016 рік. Протягом 2017 року члени комітету проводили обговорення з представниками незалежного аудитора щодо ключових показників консолідованої фінансо-

вої звітності та застережень, висловлених у звіті незалежного аудитора, а також щодо управління фінансами групи Нафтогаз. Зокрема, здійснювався огляд казначейських операцій та кредитного портфелю групи Нафтогаз, у тому числі, питання порушення господарськими товариствами, єдиним акціонером (засновником, учасником) яких є компанія, казначейських політик групи Нафтогаз, управління ліквідністю та грошовими коштами у групі Нафтогаз. Члени комітету наголошували на необхідності централізованого управління кредитним портфелем компаній групи Нафтогаз та на необхідності проведення подальшої роботи щодо зниження вартості боргових зобов’язань, які залучаються групою Нафтогаз, з огляду на її фінансовий стан та загальні ринкові умови. Іншим важливим аспектом діяльності комітету став розгляд основних ризиків, виявлених службою управління ризиками протягом початкової оцінки ризиків групи Нафтогаз. На думку комітету, подальша оцінка ризиків повинна враховувати фінансові та операційні ризики, ризики, пов’язані з охороною праці та промисловою безпекою, репутаційні та інші нефінансові ризики.

КОМІТЕТ З ПИТАНЬ ЕТИКИ ТА ВІДОКРЕМЛЕННЯ ДІЯЛЬНОСТІ З ТРАНСПОРТУВАННЯ ПРИРОДНОГО ГАЗУ Ключові функції комітету Нову редакцію Положення про комітет з питань етики та відокремлення діяльності з транспортування природного 151

КОРПОРАТИВНЕ УРЯДУВАННЯ

газу наглядової ради було затверджено рішенням наглядової ради в лютому 2018 року. Зокрема, її доповнено такими ключовими завданнями та функціями комітету: 1) надання рекомендацій і пропозицій стосовно діяльності, пов’язаної з відокремленням оператора газотранспортної системи, що має місце як всередині, так і поза межами групи Нафтогаз з метою забезпечення її повної відповідності Закону України «Про ринок природного газу», Третьому енергетичному пакету ЄС, а також врахування законних інтересів групи Нафтогаз; 2) розгляд питань, що стосуються діяльності з відокремлення оператора газотранспортної системи, зокрема, стосовно внутрішньої реструктуризації та запланованих операцій з активами, системами, контрактами, ліцензіями та персоналом групи Нафтогаз, належного корпоративного управління та вирішення питань конфлікту інтересів новоутвореного оператора газотранспортної системи, залучення партнерів газотранспортної системи; 3) моніторинг бізнес-середовища компанії та найкращої міжнародної практики (як універсальної, так і галузевої) у сфері відокремлення діяльності з транспортування природного газу, взаємодія з різними зацікавленими особами для визначення адекватності поточних політик компанії з цього питання; 4) розроблення та складання проектів рішень та висновків, пропозицій, рекомендацій, політик, стратегій, положень, процедур, а також інших документів, пов’язаних 152

РІЧНИЙ ЗВІТ 2017

з відокремленням діяльності з транспортування природного газу, та їх подання на затвердження наглядовій раді. Положення про комітет передбачає звітування перед наглядовою радою не рідше одного разу на рік.

Основні результати роботи в 2017 році У 2017 році робота комітету була зосереджена на розгляді та подальшому схваленні проекту Кодексу корпоративної етики, розробленого службою комплаєнсу спільно із зовнішніми консультантами. Комітет також надавав коментарі та рекомендував затвердити проект Антикорупційної програми та схвалити план заходів щодо її впровадження, зокрема, щодо впровадження лінії довіри, оцінки корупційних ризиків та механізмів контролю за виявленими ризиками.

З-поміж іншого, комітет займався розглядом ситуацій виникнення конфлікту інтересів та несанкціонованих витоків інформації.

КОМІТЕТ З ПРИЗНАЧЕНЬ ТА ВИНАГОРОД Ключові функції комітету Нову редакцію Положення про комітет з призначень та винагород наглядової ради було затверджено рішенням наглядової ради в лютому 2018 року. Зокрема, її доповнено такими ключовими завданнями та функціями комітету: 1) розроблення плану наступництва для наглядової ради, правління та інших осіб, які

здійснюють управлінські функції; розроблення та періодичний перегляд політик компанії з питань призначень і винагород; визначення та забезпечення процедури відбору, визначення кандидатур та рекомендування до схвалення загальними зборами або наглядовою радою (як це встановлено Статутом) кандидатур на заміщення вакантних посад у наглядовій раді, правлінні та кандидатур інших посадових осіб компанії, які призначаються та звільняються наглядовою радою; надання пропозицій наглядовій раді щодо індивідуальної винагороди, що надається членам правління, гарантуючи сумісність таких пропозицій з політикою винагороди, прийнятою компанією, та їх відповідність оцінці роботи члена правління, якому надається індивідуальна винагорода; формування пропозицій щодо ключових показників ефективності та організація процедур періодичної оцінки їх виконання головою та членами правління, корпоративним секретарем, керівником з питань управління ризиками, керівником служби внутрішнього аудиту, керівником з питань комплаєнсу, керівником антикорупційної програми; періодичне оцінювання структури, розміру, складу та роботи правління, надання рекомендацій щодо будьяких змін; періодичне оцінювання голови та членів правління на відповідність кваліфікаційним вимогам та звітування щодо зазначеного питання наглядовій раді;

8) надання наглядовій раді рекомендацій щодо персонального складу кожного з її комітетів, а також періодичної ротації членів наглядової ради між комітетами; 9) забезпечення проведення програм з орієнтації та навчання для членів наглядової ради та правління, необхідних для ефективного виконання ними своїх обов’язків у запровадженій в компанії моделі корпоративного управління; 10) погодження кандидатур осіб, які здійснюють управлінські функції, при їх призначенні; 11) контроль рівня та структури винагороди для осіб, які здійснюють управлінські функції, надання загальних рекомендацій правлінню з цих питань. Положення про комітет передбачає звітування перед наглядовою радою не рідше одного разу на рік. сновні результати О роботи в 2017 році У 2017 році робота комітету була зосереджена на розробленні Політики з винагород та кадрового резерву, зокрема, поточних принципів визначення винагород в групі Нафтогаз та можливих шляхів їх вдосконалення чи заміни більш ефективними механізмами, а також на виконанні дій, передбачених ПДКУ, щодо затвердження нових політик і положень з цих питань. Протягом 2017 року комітет надавав наглядовій раді рекомендації щодо подання на затвердження акціонера кандидатур для обрання їх членами правління компанії, включаючи рекомендації щодо

керівників виконавчих органів господарських товариств, єдиним акціонером (засновником, учасником) яких є компанія. Спільно з членами правління члени комітету брали участь у процесі підбору кандидатів на посади керівника з операційної діяльності та керівника з питань трансформації компанії, а також на посаду президента Укртрансгазу. Крім того, члени комітету погодили розширення штату служби внутрішнього аудиту, служби управління ризиками та служби комплаєнсу, які розпочали свою роботу на початку 2017 року.

КОМІТЕТ З ПИТАНЬ ОХОРОНИ ПРАЦІ, ДОВКІЛЛЯ, БЕЗПЕКИ ТА ЗАПАСІВ Комітет з питань охорони праці, екологічної та промислової безпеки був утворений за рішенням, прийнятим на засіданні наглядової ради в лютому 2017 року. Під час засідання, яке проводилось у січні 2018 року, було змінено його назву на комітет з питань охорони праці, довкілля, безпеки та запасів. Цей комітет є постійним консультаційно-дорадчим органом наглядової ради, підзвітним їй, основним завданням якого є вивчення, підготовка до розгляду та надання рекомендацій наглядовій раді у сферах охорони праці, довкілля, безпеки (далі – ОПДБ), оцінки та управління ресурсами та запасами вуглеводнів (далі – Запаси). Положення про комітет з питань охорони праці, довкілля, безпеки та запасів наглядової ради було ухвалено під час засідання наглядової ради у вересні 2017 року, а його нову редакцію затверджено рішенням наглядової ради в лютому 2018 року.

Ключові функції комітету Відповідно до Положення про комітет з питань охорони праці, довкілля, безпеки та запасів наглядової ради комітет виконує такі ключові функції: 1) нагляд за стратегією з питань ОПДБ та запасів, планами та оцінкою ризиків у контексті загальної стратегії господарської діяльності компанії, інтеграцією ОПДБ та запасів у основні бізнеспроцеси; 2) нагляд за реагуванням на значні та повторювані порушення в роботі компанії з точки зору управління сферами ОПДБ та запасів, результатами діяльності та його впливом на загальногосподарську діяльність; 3) створення сприятливих умов для залучення інвестицій для збільшення видобутку вуглеводнів; 4) огляд рейтингу та стану компанії відносно найкращих міжнародних практик у сферах ОПДБ та запасів, законодавчих вимог. Положення про комітет передбачає звітування перед наглядовою радою не рідше одного разу на рік. Основні результати роботи в 2017 році Розпочавши свою діяльність у 2017 році, комітет приділяв особливу увагу обставинам і причинам нещасних випадків та системі охорони праці та промислової безпеки в групі Нафтогаз в цілому, а також розглядав можливі шляхи підвищення безпеки на виробництві. 153

КОРПОРАТИВНЕ УРЯДУВАННЯ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2017

ПРАВЛІННЯ ТА ЙОГО ВИНАГОРОДА

Олег Прохоренко

Член правління з 24 травня 2017 року Голова правління ПАТ «Укргазвидобування» з червня 2015 року До призначення в Укргазвидобування Прохоренко протягом 8 років працював в міжнародній консалтинговій компанії McKinsey & Company в Україні та в інших країнах, де консультував приватні компанії та державні установи щодо питань стратегічного управління.

Андрій Коболєв

Голова правління з 25 березня 2014 року Починав кар’єру у міжнародній аудиторській та консалтинговій групі PwC, де спеціалізувався на питаннях стратегічного управління та корпоративних перетворень. 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, реструктуризаціями кредитної заборгованості та реорганізацією корпоративної структури великих підприємств і холдингів. Отримав ступінь магістра міжнародних економічних відносин з відзнакою в Інституті міжнародних відносин Київського національного університету імені Тараса Шевченка.

Має досвід співпраці з найбільшими приватними компаніями, державними установами з видобутку нафти і газу, виробництва електроенергії, металів і видобутку корисних копалин, а також з державним сектором з розробки стратегії, оперативного вдосконалення і реорганізації компаній. Отримав ступінь магістра в сфері державного управління та громадської політики Гарвардської школи державного управління імені Кеннеді в США і бакалавра в галузі економіки та державного управління (з відзнакою) Дартмутського коледжу.

Микола Гавриленко

Член правління з 24 травня 2017 року Генеральний директор ПАТ «Укртранснафта» з листопада 2015 року

Сергій Перелома

Перший заступник голови правління з серпня 2014 року

До призначення в Укртранснафту очолював приватні нафтогазові компанії ТОВ «ВИК «ОЙЛ» та ТОВ «ГАЗНГОУ». Здобув вищу економічну освіту в Донецькому державному університеті економіки і торгівлі ім. М. Туган-Барановського і потім в Івано-Франківському національному технічному університеті нафти і газу за спеціалізацією «Газонафтопроводи та газонафтосховища».

Очолює напрямки співробітництва з питань транспортування і постачання природного газу, митного оформлення, реалізації газу та формування його балансів. Має більш ніж 15-річний досвід роботи у нафтогазовій галузі. Фахівець у сфері фінансів та банківської справи. Отримав освіту в Інституті міжнародних відносин Київського національного університету імені Тараса Шевченка.

Сергій Коновець

Фінансовий директор (заступник голови правління) з квітня 2014 року Відповідає за фінансово-економічний напрямок в компанії. 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 міжнародній бізнес-школі IMD в Лозанні у Швейцарії.

Юрій Колбушкін

Член правління з лютого 1999 року Працює в Нафтогазі з дня заснування компанії. Відповідає за податкову та цінову політику, бюджетні розрахунки, формування фінансових ресурсів та економічне регулювання. До приходу в нафтогазову сферу 15 років працював в Міністерстві фінансів України. Закінчив Київський інститут народного господарства. Доктор економічних наук, дійсний член (академік) Української нафтогазової академії. 154

Винагорода управлінського персоналу Упродовж 2017 року управлінський персонал складався із шістьох членів правління та дев’яти директорів (у 2016 році – чотири члени правління та шість директорів). Компенсація управлінському персоналу, що входить до складу інших операційних витрат, включала заробітну плату і додаткові поточні премії та становила 214 млн грн (у 2016 році 87 млн грн).

В инагорода членів правління Нафтогазу за 2017 рік Члени правління 01.01.2017–31.12.2017

Винагорода членів правління (з урахуванням єдиного соціального внеску), млн грн

Андрій Коболєв

47,1

Олег Прохоренко*

24,0

Сергій Перелома

17,0

Сергій Коновець

15,2

Юрій Колбушкін

14,0

Микола Гавриленко*

10,4

Всього

127,7

* Олег Прохоренко та Микола Гавриленко увійшли до правління Нафтогазу у травні 2017 року. Вони не отримують винагороду як члени правління.

155

КОРПОРАТИВНЕ УРЯДУВАННЯ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2017

УПРАВЛІННЯ РИЗИКАМИ У ГРУПІ НАФТОГАЗ

Менеджери вищої ланки

Юрій Вітренко

Головний комерційний директор Групи Нафтогаз

Ярослав Теклюк

Директор з юридичних питань

Олег Діденко

Директор з проблемної заборгованості, газорозподільних систем та роздрібного газопостачання

Маргарита Короткова

Директор з управління персоналом та соціальної політики

Орест Логунов

Директор з закупівель

Брюс Дінгеман

Директор з питань розвідки та видобутку

В рамках здійснення реформи корпоративного управління та впровадження системи внутрішнього контролю в групі Нафтогаз була створена незалежна служба управління ризиками групи Нафтогаз, яка розпочала свою роботу у листопаді 2016 року. Основними цілями служби є побудова ефективної комплексної системи управління ризиками та координація процесу управління ризиками у групі Нафтогаз, що має убезпечити групу у її діяльності та досягненні стратегічних цілей. Першочерговими завданнями служби у 2017 році були роз-

робка нормативних документів та інструментів з управління ризиками, а також проведення початкової оцінки ризиків у групі. З цією метою були використані найкращі світові практики у сфері управління ризиками, зокрема, положення міжнародних стандартів (ISO/IEC 31010:2009 Управління ризиками – Методи оцінки ризику, ISO 31000:2009 Управління ризиками – Принципи та керівні вказівки), та залучені міжнародні консультанти та експерти.

таті створено перший реєстр ризиків групи Нафтогаз – єдиний документ, що містить детальну інформацію про ідентифіковані ризики, їх співвідношення та рівні впливу, механізми контролю та заходи з обробки. Дані реєстру дозволяють пріоритезувати ризики, працюючи в першу чергу з найбільш значущими. Реєстр постійно переглядається та оновлюється, аби містити найбільш актуальну інформацію щодо ризиків групи Нафтогаз.

У 2017 році у групі Нафтогаз вперше було проведено комплексну оцінку ризиків на основі розроблених інструментів. В резуль-

Реєстр ризиків, що було створено за результатами початкової оцінки ризиків у 2017 році, включає 276 ризиків та має таку структуру:

С труктура ризиків групи Нафтогаз та їх оцінка

127

РЕПУТАЦІЙНІ

Віталій Щербенко

Директор з адміністративної діяльності та енергоефективності

ОПЕРАЦІЙНІ

ЕКОЛОГІЧНІ, БЕЗПЕКИ ПРАЦІ ТА ОХОРОНИ ЗДОРОВ’Я

Альона Осмоловська

Начальник департаменту з корпоративних комунікацій

ЮРИДИЧНІ

РЕГУЛЮВАННЯ

ФІНАНСОВІ

ОЦІНКА РИЗИКУ ДЛЯ ГРУПИ: 1–4 НИЗЬКИЙ 5–14 СЕРЕДНІЙ 15–25 ІСТОТНИЙ

156

СТРАТЕГІЧНІ

157

КОРПОРАТИВНЕ УРЯДУВАННЯ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2017

Екологічні ризики, ризики з безпеки праці та охорони здоров’я У рамках своєї операційної діяльності з видобутку, транспортування і зберігання газу та нафти підприємства групи Нафтогаз стикаються з ризиками настання серйозного інциденту, що може призвести до нанесення шкоди здоров’ю, навколишньому середовищу, втрати виробничих потужностей та призупинення

операційної діяльності. Ситуація ускладнюється наявністю у бурильному флоті підприємств групи застарілого виробничого обладнання. Для зменшення даного ризику підприємства групи Нафтогаз активно запроваджують сучасні методи експлуатації, діагностики та модернізації існуючих виробничих

потужностей поряд із залученням кращих світових практик за даним напрямом, навчанням власного персоналу та дотриманням вимог національних та міжнародних регулюючих документів та стандартів. Зазначені заходи також є одним з елементів управління ризиком низької якості геологічних даних, що описаний нижче.

Низька якість геологічних даних, що використовуються підприємствами групи Нафтогаз під час видобування газу та нафти, призводить до зростання невизначеності щодо рівня вуглеводнів на ділянках, на яких здійснюється розробка та видобування. Це у свою чергу призводить до збільшення витрат на буріння та зменшення обсягів видобутої нафти та газу, що напряму впливає на досягнення однієї зі стратегічних цілей групи Нафтогаз – зберегти та примножити можливості розвідки і видобутку. Покращення якості геологічної розвідки досягається шляхом постійної співпраці між підприємствами групи Нафтогаз та науково-технічними інститутами України та залучення міжнародних експертів з обслуговування нафтогазових родовищ.

діями зі сторони місцевих рад та Державної служби геології та надр (Держгеонадр), які перешкоджають видачі або продовженню дії дозволів на розробку родовищ з подальшим видобутком газу та нафти. Зокрема, у 2017 році Полтавська обласна рада заблокувала видачу нових ліцензій Укргазвидобуванню на розробку родовищ, а Держгеонадр на підставі рішення суду анулювала 3 спеціальні дозволи компанії на розробку нафтогазоносних площ в Полтавській області. Такі перешкоди ставлять під загрозу виконання групою Стратегії 20/20 Укргазвидобування. Додаткову інформацію щодо дій підприємств групи Нафтогаз за даним ризиком можна знайти у розділах «Розвиток місцевих громад» та «Європейський ринок природного газу» звіту.

НЕОТРИМАННЯ НЕОБХІДНИХ ДОЗВОЛІВ НА РОЗРОБКУ РОДОВИЩ

НЕЕФЕКТИВНЕ ВІДОКРЕМЛЕННЯ ДІЯЛЬНОСТІ З ТРАНСПОРТУВАННЯ ПРИРОДНОГО ГАЗУ (АНБАНДЛІНГ)

Підприємства групи Нафтогаз (зокрема, Укргазвидобування та Укрнафта) стикаються з

Процес відокремлення діяльності з транспортування природного газу (діяльності

158

РИЗИКИ ЗАТРИМКИ/ЗРИВУ ЗАКУПОК Діюче законодавство України передбачає проведення процедур закупівлі товарів та послуг через електронну

Операційні ризики НИЗЬКА ЯКІСТЬ ГЕОЛОГІЧНИХ ДАНИХ

анбандлінгу. Це також дозволить залучити до управління ГТС надійного та професійного західного партнера, який, зокрема, забезпечить недискримінаційний доступ до ГТС учасникам ринку та підвищить рівень надійності української ГТС у сприйнятті європейської енергетичної спільноти.

оператора газотранспортної системи, ГТС) від його видобутку і постачання розпочато у 2014 році відповідно до вимог Третього енергетичного пакета ЄС, що є однією з найважливіших передумов лібералізації ринку природного газу України і його подальшої інтеграції до ринку природного газу ЄС. Неефективне виконання анбандлінгу може призвести до низки проблем у роботі системи транзиту та внутрішнього транспортування (в тому числі в контексті роботи підземних сховищ газу, а також буферного газу), що спричинить фінансові втрати компанії, стане загрозою реформі ринку природного газу та може зашкодити зусиллям України, спрямованим на збереження її транзитного статусу після 2019 року. Поряд із запровадженими ініціативами в нормативноправовому напрямі для мінімізації ризику компанія залучає міжнародних експертів, які допоможуть забезпечити якісний та ефективний процес

систему публічних закупівель ProZorro. Водночас, ця система та Закон України «Про публічні закупівлі» не захищають від можливості участі недобросовісних постачальників. Як наслідок існують високі ризики змови учасників тендеру, відмови від підписання договору або його невиконання та постачання товарів невідповідної якості. Це може призвести до повторного проведення тендерів, затримок у постачанні та виробничому процесі з суттєвими наслідками для діяльності групи Нафтогаз.

Для мінімізації ризику у компанії впроваджуються механізми оперативного та своєчасного прийняття до розгляду пропозицій, визначення переможця за результатами торгів та укладання договору. Також підрозділи, які ініціюють закупівлю, проводять детальний аналіз ринку та потенційних учасників.

(ПСО) на компанію до червня 2018 року. Компанія зобов’язана постачати газ за регульованими цінами безпосередньо підприємствам теплокомуненерго (ТКЕ) і регіональним постачальникам для забезпечення потреб населення. Невпровадження системи монетизації субсидій, непрозорість регіональних компаній посередників та відсутність компенсаційного механізму для компанії в рамках ПСО призводить до накопичення проблемної дебіторської заборгованості за поставлений природний газ.

період, коли здійснюється закупівля газу на наступний опалювальний сезон.

Проводяться регулярні відкриті зустрічі з потенційними постачальниками, де надається інформація про потреби групи, а також роз’яснення щодо процесу закупівель.

Регулювання ДОВГОТРИВАЛЕ ЗАТВЕРДЖЕННЯ ФІНАНСОВОГО ПЛАНУ Діюче законодавство України передбачає погодження фінансового плану компанії з органами виконавчої влади, що призводить до значних затримок у його затвердженні і підвищує ризик його невиконання. Відсутність затвердженого фінансового плану унеможливлює повноцінне здійснення інвестиційних програм, що може бути викликом як для успішного виконання теперішньої роботи з технічного обслуговування, так і для запланованого зростання групи Нафтогаз. ПРОДОВЖЕННЯ ДІЇ ПОЛОЖЕННЯ ПРО ПОКЛАДЕННЯ СПЕЦІАЛЬНИХ ОБОВ’ЯЗКІВ НА НЕСПРИЯТЛИВИХ ДЛЯ КОМПАНІЇ УМОВАХ 22 березня 2017 року уряд України продовжив термін дії Положення про покладання спеціальних обов’язків

Станом на 31 грудня 2017 року загальна заборгованість ТКЕ перед Нафтогазом склала 30,6 млрд грн, а регіональних постачальників – 14,2 млрд грн. Значний рівень заборгованості суттєво впливає на ліквідність Компанії особливо у літній

Така ситуація також ускладнює перемовини з МВФ, ЄБРР, Європейською комісією, Світовим банком тощо, метою яких є отримання відповідного фінансування та залучення дешевих кредитних коштів. Для мінімізації впливу даного ризику та з метою підвищення ефективності функціонування ринку газу в Україні компанія на постійній основі комунікує про негативні наслідки поточної системи ПСО та обговорює можливість внесення змін до діючого законодавства з урядом та міжнародними фінансовими організаціями. Додаткову інформацію щодо впливу ПСО на діяльність групи наведено в розділі «Лібералізація сегменту постачання газу побутовим споживачам, ПСО та система субсидій» 159

КОРПОРАТИВНЕ УРЯДУВАННЯ

Стратегічні ЗАПУСК ТУРЕЦЬКОГО ПОТОКУ ТА ПІВНІЧНОГО ПОТОКУ – 2 Основним стратегічним ризиком, з яким сьогодні стикається група Нафтогаз, є реалізація проектів обхідних газопроводів поза територією України, запуск яких планується до 2020 року: 1. Угода про будівництво газопроводу Турецький потік, підписана 10 жовтня 2016 року між урядами 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 зазначених проектів обхідних газопроводів призведе

до втрати істотної частки доходу групи Нафтогаз. Ймовірність реалізації ризику також пов’язана з коректним проведенням анбандлінгу (детально описано у ризику №4 вище). Додаткову інформацію щодо дій компанії за даним ризиком можна знайти у розділі «Європейський ринок природного газу» звіту.

Юридичні ПОЗОВ ВАТ «ГАЗПРОМ» ЗА КОНТРАКТОМ НА ЗАКУПІВЛЮ ГАЗУ («БЕРИ АБО ПЛАТИ») В АРБІТРАЖНОМУ ІНСТИТУТІ ТОРГОВОЇ ПАЛАТИ м. СТОКГОЛЬМА Протягом 2017 року одним з ключових ризиків Нафтогазу був позов ВАТ «Газпром» за

контрактом на закупівлю газу («бери або плати») в Арбітражному інституті Торгової палати м. Стокгольма загальною сумою вимог 56 млрд дол. З метою здійснення якісного захисту своєї позиції у судовому

процесі Нафтогаз залучив кваліфікованих та досвідчених юридичних радників. Арбітражний суд повністю відхилив позовні вимоги Газпрому на суму 56 млрд дол. згідно з положенням «бери або плати» за 2009-2017 роки.

Фінансові РИЗИК НЕДОСТАТНЬОЇ ЛІКВІДНОСТІ Операційна діяльність групи Нафтогаз носить сезонний характер, що передбачає отримання основної грошової виручки від реалізації та транспортування природного газу під час опалювального сезону. Протягом літнього періоду обсяги реалізації значно менші, а група несе суттєві витрати, пов’язані з фінансуванням закачування природного газу до підземних

160

сховищ газу на наступний опалювальний сезон. Зростання заборгованості ТКЕ та регіональних постачальників газу перед Нафтогазом та необхідність виплати дивідендів до державного бюджету саме у літній період створюють суттєві загрози для ліквідності групи Нафтогаз на літній період. Враховуючи стратегічну важливість своєчасної підготовки до опалювального

сезону компанія залучає кредитні кошти на національних та іноземних фінансових ринках. Водночас важливим чинником при укладанні договорів з міжнародними фінансовими партнерами Нафтогазу є виконання плану корпоративного управління, коректного здійснення анбандлінгу та врегулювання проблемних питань, пов’язаних з ПСО.

НАША ВІДПОВІДА ЛЬНІСТЬ

НАША ВІДПОВІДАЛЬНІСТЬ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2017

РОБОТА З ПЕРСОНАЛОМ

Кількість кандидатів і докторів наук – 218 осіб, з них – 53 жінки. Крім того, 23 особи мають вчене звання (13 доцентів, 7 старших наукових співробітників, 3 професора).

Ключові результати та досягнення у сфері управління персоналом у 2017 році:

Середній вік співробітників склав 42,2 року. Кількість співробітників у віці до 30 років – 8 142 особи (11%); від 30 до 50 років – 42 590 осіб (59%); понад 50 років – 19 237 осіб (27%); пенсіонерів за віком – 1 912 осіб (3%).

• з 1 липня 2017 року в Нафтогазі впроваджено

Тільки команда професіоналів здатна у складних умовах гарантувати безпеку постачання енергії та створити якісний новий ринок. Нам вдалося згуртувати фахівців, які прагнуть постійного зростання і розділяють наші корпоративні цінності. З таким людським потенціалом ми впевнено будуємо велику європейську компанію.

грейдову систему базової оплати праці; •п ідвищення середньомісячної заробітної плати до 13 374 грн (+24,5% до 2016 року); • з лютого 2017 року впроваджено систему добровільного медичного страхування; • п роекти компанії «Система внутрішніх комунікацій» та «Реформування системи оплати праці НАК «Нафтогаз України» отримали премію у спецномінації «Реформування держави як роботодавця» на всеукраїнському конкурсі «Премія HR бренд Україна 2017».

Структура персоналу групи Нафтогаз у 2017 році

ГЕНДЕРНА СТРУКТУРА

162

12 626

ВСЬОГО ПРАЦІВНИКІВ

У гендерній структурі підприємств групи переважають чоловіки, що пов’язано зі специфікою виробничої діяльності: 55 939 чоловіків (78%) та 15 942 жінок (22%), що відповідає світовій практиці за даними дослідження BCG. Із загальної чисельності керівників, професіоналів та фахівців, а це 20 729 осіб, мають повну вищу освіту, неповну вищу та базову вищу – 20 447 осіб, тобто 99%.

КАТЕГОРІЇ ПЕРСОНАЛУ 50 693

78%

71 881

22%

8 103 459

Ч оловіки Жінки

Кваліфіковані та інші робітники Професіонали та фахівці Керівники Технічні службовці

Видобуток

Транспортування

Коефіцієнт плинності кадрів за підсумками 2017 року склав 3,2% Майже 90% персоналу працює в трьох підрозділах: Укрнафті (22 952 особи), Укргазвидобуванні (20 876 осіб) та в Укртрансгазі (19 583 особи) у т.ч. 61% працівників зайняті в сфері видобутку газу та нафти, а 27,5% – в сфері транспортування газу. Всього упродовж 2017 року звільнилось 10 252 працівники, з них 2 303 працівники – за власним бажанням, за порушення трудової дисципліни було звільнено 22 працівники, у зв’язку з реорганізацією та скороченням штату звільнено 797 працівників, з інших причин звільнено 7 130 працівників. Основними причинами припинення трудових договорів були: власне бажання працівника, закінчення строкового договору, угода сторін, в т.ч. за програмою добровільного звільнення, зміна місця проживання та відтік кваліфікованих кадрів за кордон, вихід на пенсію за віком, переведення на інше підприємство. Для зменшення плинності кадрів підприємства групи

74 765

Всього

Інша діяльність

Кількісні та якісні характеристики персоналу групи Нафтогаз Станом на 31.12.2017 року на підприємствах, що входять до групи Нафтогаз чисельність персоналу склала 71 881 працівників (–3,9% до 2016 року), у т.ч. керівників – 8 103 особи (11%), професіоналів та фахівців – 12 626 осіб (18%), технічних службовців – 459 осіб (0,5%), кваліфікованих та інших робітників – 50 693 особи (70,5%).

Розподіл персоналу за видами діяльності

71 881 21%

15 542

21%

15 383

Укргазвидобування Укрнафта Закордоннафтогаз

34%

25 788

34%

24 794

Укртрансгаз Укрнафта Укртранснафта Укрспецтрансгаз

33 435

45%

31 704

44%

2016

2017

С ередньомісячна зарплата на підприємствах групи Нафтогаз порівняно з середньомісячною зарплатою у промисловості України, 2014–2017, грн 6 597

2014

3 988 7 388

2015

4 789 10 091

2016

5 902 13 374

2017

7 631

підприємства групи Нафтогаз промисловість України

Нафтогаз вживають заходів щодо забезпечення продуктивної зайнятості та раціонального і ефективного використання робочого часу, оптимізації персоналу, поліпшення умов

праці, розвитку нових форм організації праці, формування і збереження сприятливого морально-психологічного клімату.

163

НАША ВІДПОВІДАЛЬНІСТЬ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2017

Соціальне забезпечення працівників групи Нафтогаз

Впровадження нової системи оплати праці дозволило:

Загальна сума витрат на соціальне забезпечення персоналу у 2017 році склала 1,9 млрд грн, що на 7,6% більше, ніж у 2016 році. У 2017 році середньомісячна заробітна плата по групі Нафтогаз виросла в порівнянні з 2016 роком на 24,5% і склала 13 374 грн на місяць.

– впровадити гнучку систему управління заробітними платами; – пропонувати конкурентоспроможну заробітну плату, з метою залучення та утримання кваліфікованого персоналу;

Витрати підприємств групи Нафтогаз на соціальне забезпечення працівників у 2017 році, млн грн

ОДНОРАЗОВА ДОПОМОГА ПРИ ВИХОДІ НА ПЕНСІЮ

132,1 416,2

ОЗДОРОВЛЕННЯ ТА ВІДПОЧИНОК ПРАЦІВНИКІВ ТА ЧЛЕНІВ ЇХ СІМЕЙ, У ТОМУ ЧИСЛІ ДІТЕЙ

Всього за 2017 рік

ПРЕМІЮВАННЯ ДО СВЯТ І ЮВІЛЕЙНИХ ДАТ

1 947,9

34,9

МЕДИЧНЕ ОБСЛУГОВУВАННЯ

371,2

УТРИМАННЯ ОБ’ЄКТІВ СОЦІАЛЬНОЇ ІНФРАСТРУКТУРИ

25,7

ВИПЛАТА (ВИНАГОРОДА) У ЗВ’ЯЗКУ З НАГОРОДЖЕННЯМ ВІДОМЧИМИ ЗАОХОЧУВАЛЬНИМИ ВІДЗНАКАМИ

359,4

МАТЕРІАЛЬНА ДОПОМОГА, У ТОМУ ЧИСЛІ НА ОЗДОРОВЛЕННЯ ПРАЦІВНИКІВ

597,2

За підприємствами групи, млн грн

УКРГАЗВИДОБУВАННЯ

648,7

УКРНАФТА

Всього за 2017 рік

1 947,9

441,1

УКРТРАНСГАЗ

119,7

УКРТРАНСНАФТА

110,3

АПАРАТ КОМПАНІЇ

30,9

Система оплати праці

164

З впровадженням у групі Нафтогаз грейдів та системи управліня по цілях створено умови для побудови послідовної політики оплати праці та системи пільг, що відповідає міжнародним практикам та кращим стандартам у сфері управління персоналом.

163,2

445,2

ІНШІ СОЦІАЛЬНІ ДОПОМОГИ ТА ВИПЛАТИ

У 2017 році на підприємствах групи Нафтогаз успішно завершено впровадження грейдової системи оплати праці (Нафтогаз, Укртранснафта, Укргазвидобування) та системи управління по цілях (Укртранснафта, Укргазви-

– створити можливості чесно заробляти своєю працею та завдяки цьому упереджувати корупційні явища; – зробити структуру заробітної плати прозорою; – пов'язати систему оплати праці та цілі бізнесу (результат виконання/досягнення цілей).

ІНШІ КОМПАНІЇ

добування) з метою формування справедливої системи винагороди, яка пов’язує стратегічні цілі підприємств з результатами діяльності працівників та направлена на підвищення мотивації працівників.

Система грейдів базується на розподілі посад на групи, розташовані в певній ієрархії – грейди залежно від завдань та функцій кожної посади та цінності виконуваної роботи для компанії.

Оцінка персоналу та управління кар’єрою З метою формування високопрофесійного кадрового резерву на підприємствах групи здійснюється атестація персоналу, формування і розвиток управлінського та робітничого кадрового резерву, а також підвищення кваліфікації персоналу.

УКРТРАНСГАЗ Враховуючи специфіку основних видів діяльності компанії, проводиться професійна атестація працівників, обсяги та періодичність якої регламентуються та контролюються наглядовими органами. Проводяться тарифнокваліфікаційні комісії щодо прийому екзаменів у робітників для підвищення кваліфікації та включення їх до кадрового резерву. З метою сприяння фаховому розвитку та професійній кар’єрі молодих спеціалістів, в Укртрансгазі існує практика проведення Конференції молодих спеціалістів. Молодим фахівцям, що виявляють здібності у раціоналізаторській роботі і удосконаленні форм і методів виробничого процесу, приділяють особливу увагу, сприяючи їх розвитку та постійному підвищенню кваліфікації.

УКРГАЗВИДОБУВАННЯ У 2017 році були визначені корпоративні, управлінські та професійні компетенції для проведення оцінки працівників різних рівнів та розбудована масована система навчання персоналу на базі визначених компетенцій. Оцінка персоналу здійснюється шляхом атестації працівників. Колективним договором підприємства встановлено періодичність проведення атестації працівників – 1 раз на 5 років, визначено категорії працівників, що підлягають атестації. Молодим спеціалістам, які працюють менше 3 років, надані пільги щодо проходження атестації. Створення кадрового резерву та системи управління кар'єрою – головна задача на 2018 рік.

УКРНАФТА Розпочата робота з трансформації навчально-курсових комбінатів, уніфікації їх діяльності з метою надання якісних сучасних знань у сфері розвитку робітничих професій. У 2017 році понад 180 співробітників Укрнафти отримали можливість кар’єрного зростання: вертикального – стали керівниками дільниці, цеху чи служби, або

горизонтального – долучилися до проектів та стали кращими експертами у своєму напрямі. У 2017 році було сформовано групу з 34 перспективних молодих спеціалістів з різних структурних одиниць в компанії, які складуть основу кадрового резерву. Для них розроблено програму навчання та розвитку «МІСТ» (Молоді, Ініціативні, Свідомі та Талановиті), мета якої – розкрити управлінський потенціал молоді.

УКРТРАНСНАФТА На підприємстві та його філіях створені три атестаційні комісії, які проводять підготовчу роботу з атестації працівників та кваліфікації для присвоєння 5-6 розрядів робітникам та вищих категорій спеціалістам. Також проводяться планові перевірки знань при прийомі на роботу та переведенні спеціалістів на вищі посади. З метою підготовки та оновлення управлінського і технічного персоналу, зміцнення кадрового потенціалу та забезпечення планомірності службової кар’єри молодих спеціалістів на підприємстві проводиться ротація кадрів та формування кадрового резерву. Перспективні молоді фахівці призначаються на посади 165

НАША ВІДПОВІДАЛЬНІСТЬ

майстрів та керівні посади у виробничих підрозділах або переводяться для роботи в апарати управління філій.

РІЧНИЙ ЗВІТ 2017

У планах на 2018 рік – оновити кадровий резерв на керівні посади у зв’язку з переходом

на цільову функціональну структуру.

Крім цього, в 2017 році 88 випускникам профільних навчальних закладів України було запропоновано працевлаштування у філіях компанії.

Кодекс етики У Нафтогазі діє Кодекс етики – зведення правил та цінностей, на яких ґрунтується корпоративна етика та ділова поведінка співробітників компанії. Кодекс дає чітке розуміння принципів ведення бізнесу,

яких мають дотримуватися як усі співробітники компанії, так і члени правління та наглядової ради компанії під час виконання покладених на них функцій та завдань, незалежно від функціональних

обов’язків, місцезнаходження або рівня посади. Цей Кодекс ґрунтується на загальновизнаних принципах, нормах українського та міжнародного права і впроваджує найкращу європейську практику.

РЕАЛІЗАЦІЯ СОЦІАЛЬНОЇ ПОЛІТИКИ Соціальна політика Нафтогазу спрямована на досягнення наступних цілей: – підвищення привабливості компанії як роботодавця; – залучення та адаптація молодих і високопрофесійних фахівців; – підвищення лояльності співробітників; – матеріальне заохочення та соціальний захист співробітників; – підвищення ефективності соціальних витрат.

15 червня 2017 року відбулась конференція трудового колективу працівників Нафтогазу, на якій було ухвалено Колективний договір на 2017-2020 роки. В колективному договорі

закріплений пріоритет збереження життя і здоров’я співробітників, гідна заробітна плата та недопущення заборгованості з її виплати, розширення соціальних гарантій

Фахівці підприємств групи Нафтогаз приймають участь у роботі комісій з сприяння 166

працевлаштуванню молодих спеціалістів випуску 2017 року Івано – Франківського національного технічного університету нафти і газу та Національного авіаційного університету та ін.

УКРТРАНСГАЗ Всього у 2017 році практику пройшли 373 студенти. Станом на 01.01.18 в Укртрансгазі працює 108 молодих фахівців – випускників вищих навчальних закладів, працевлаштованих протягом останніх трьох років.

технологічного університету; 6 – з Київського національного університету ім. Т. Шевченка та 1 – з Технічного університету Близького Сходу (Туреччина). У рамках співпраці з ІваноФранківського національного технічного університету нафти і газу було виділено іменні стипендії Укрнафти для 5 кращих студентів.

договори на проходження 16 студентами практики в ІваноФранківському національному технічному університеті нафти і газу, 30 студентами – Дрогобицькому коледжі нафти і газу.

З метою кваліфікованого добору для подальшого працевлаштування на роботу в 2017 році були укладені

Станом на 31.12.17 в філіях Укртранснафти працювало 11 молодих фахівців, випускників останніх трьох років. У 2017 році за результатами відбору до Філії «МН «Дружба» було прийнято на роботу 2-х студентів за направленням з ІваноФранківського національного технічного університету нафти і газу.

Компанія створює необхідні умови для вдосконалення рівня професійних знань і управлінських навичок своїх працівників. Корпоративна система навчання передбачає великий вибір можливостей для розвитку працівників: • підготовка, перепідготовка та підвищення професійного рівня в навчально-курсових центрах підприємств, спеціалізованих навчальних центрах та центрах післядипломної освіти; • отримання другої вищої освіти у профільних ВНЗ; • участь у тренінгах, навчальних семінарах та конференціях; • курси з вивчення англійської мови; • обмін знаннями та досвідом з провідними іноземними компаніями.

навчання для інших компаній групи Нафтогаз.

навчено новим професіям – 115 осіб.

Загалом на підприємствах групи Нафтогаз планується розробка моделі компетенцій (набору знань та навичок, необхідних для якісного виконання роботи) та на її основі - проведення оцінки персоналу, - формування та розвиток кадрового резерву; - створення індивідуальних програм навчання та розвитку працівників.

Проводилась професійна атестація та сертифікація працівників, навчання з питань охорони праці та пожежної безпеки, якості та екологічного керування, безпечної експлуатації лінійної частини магістральних газопроводів, з питань інформаційних технологій тощо.

У 2017 році впроваджено освітній проект з навчання топ-менеджменту за програмою МВА в Нафтогазі та Укргазвидобуванні. В планах на 2018 рік – реалізація такого

У 2017 році підготовку, перепідготовку та підвищення кваліфікації пройшли 3 387 працівників, у т. ч. підвищили кваліфікацію – 2 922 осіби, перепідготовлено – 350 осіб і

УКРНАФТА На базі структурних одиниць Укрнафти пройшли практику 1 090 студентів, в тому числі: 848– з Івано-Франківського національного технічного університету нафти і газу; 211 – з Дрогобицького коледжу нафти і газу; 24 – з Українського хіміко-

УКРТРАНСНАФТА

Навчання працівників й визначення конкретного механізму їх реалізації. Колективними договорами охоплено 99% співробітників Нафтогазу.

Робота з ВНЗ і залучення молодих фахівців Підприємства групи приділяють велику увагу залученню талановитої молоді в нафтогазову галузь та роботі з молодими спеціалістами, які є одним з основних джерел комплектації компаній кваліфікованими кадрами. Підприємства систематично співпрацюють з профільними навчальними закладами України в питаннях підготовки спеціалістів, практики студентів та працевлаштування випускників.

та 149 студентам Дрогобицького коледжу нафти і газу.

У 2017 році були працевлаштовані 33 молоді фахівці.

УКРГАЗВИДОБУВАННЯ В 2017 році було надано можливість пройти виробничу практику у філіях товариства 885 студентам (у т.ч. 232 студентам – з наданням оплачуваного робочого місця), зокрема: 313 студентам ІваноФранківського національного технічного університету нафти і газу, 313 студентам Полтавського нафтового геологорозвідувального технікуму

Крім того, підприємства групи реалізують такі заходи з навчання та розвитку персоналу:

УКРТРАНСГАЗ

Підвищено кваліфікацію бухгалтерів та фінансистів згідно з вимогами щодо їх сертифікації за міжнародними стандартами. У 2018 році заплановано: - навчання фахівців за програмами з внутрішнього аудиту, HR-систем, стандартизації, програмного забезпечення; - підвищення кваліфікації керівного складу Товариства; - короткотермінові семінари для керівників та фахівців за напрямками: бухгалтерія, економічна безпека, фінанси, 167

НАША ВІДПОВІДАЛЬНІСТЬ

охорона праці, технічний нагляд та пожежна безпека, організація праці та заробітної плати, екологія та капітальне будівництво; - підготовка, перепідготовка та підвищення кваліфікації інженерно-технічних працівників та робітників (близько 4 500 осіб) з метою забезпечення безперебійної роботи ГТС.

УКРГАЗВИДОБУВАННЯ Протягом 2017 року в компанії впроваджено комплексну систему навчання та розвитку персоналу: - створено інститут внутрішніх тренерів; - сформовано підхід до визначення потреб навчання та планування програм та бюджету – «знизу угору». - розроблено та реалізовано типові програми для розвитку корпоративних, управлінських та професійних компетенцій (за напрямками буріння, геологія, наземна інфраструктура та МТЗ); - з метою підвищення рівня охорони праці та промислової безпеки на виробничих об’єктах ПАТ «Укргазвидобування» було організовано та проведено корпоративне навчання за темою «Лідерство, поведінковий аудит безпеки (ПАБ) та оцінка ризику» для ІТП та «Оцінка ризику, аналіз безпечного виконання робіт (АБВР) і безпечний робочий простір (БРП)» для робітників. Вказане навчання проводять внутрішні тренери, які пройшли спеціальне навчання та отримали верифікацію – допуск до проведення такого навчання. Близько 700 працівників пройшло навчання, починаючи з листопада 2017; 168

РІЧНИЙ ЗВІТ 2017

- проведено пілотну фазу проекту системи дистанційного навчання (3 курси); - проведено навчання для 8 921 співробітника в т.ч. 60 працівників пройшли навчання за темою «Бурові розчини» на базі Івано-Франківського національного технічного університету нафти і газу.

- для всіх працівників проводились щомісячні майстер-класи запрошених експертів з тайм-менеджменту та комунікацій, здійснювались розсилки з навчальними статтями та відео; - забезпечено доступ працівників до найбільшої у світі бібліотеки матеріалів у сфері нафти та газу One Petro.

У планах на 2018 рік – навчання за програмами «Управлінський облік» та «Основи управління», зовнішні тренінги із залученням провідних спеціалістів світового рівня, розвиток системи дистанційного навчання (розвиток власної платформи та розробка власних курсів), а також створення Учбового центру.

У звітному періоді навчено новим виробничим професіям в навчально-курсових комбінатах 710 осіб. Підвищили кваліфікацію 4 885 працівників, у т.ч. 631 інженерно-технічний працівник.

УКРНАФТА У 2017 році в рамках реалізації стратегії навчання та розвитку персоналу було імплементовано низку заходів: - запроваджені єдині управлінські стандарти, відповідно до яких 300 керівників Товариства пройшли навчання за програмою «Ефективне управління»; - проведено спеціальне навчання «Фінанси для нефінансистів» для 60 керівників; - організовано професійне навчання з управління проектами, геології, геофізики, буріння та метрології для майже 100 працівників апарату управління та Науковогодослідного і проектного інституту ПАТ «Укрнафта» (НДПІ); - інженерний персонал прослухав більше 10 вузькоспеціалізованих професійних навчальних курсів (управління проектами, інтерпретація даних, статистичний аналіз та ін.);

У планах на 2018 рік програми розвитку керівників та проведення вузькоспеціалізованих навчальних заходів.

УКРТРАНСНАФТА Протягом 2017 року проводилось передбачене законодавством обов’язкове періодичне навчання та підвищення кваліфікації окремих працівників з метою формування оновленого кадрового резерву. Також було реалізовано програми навчання АССА та програма «Здобуття другої вищої освіти за спеціальністю «Газонафтопроводи та газонафтосховища» в ІваноФранківському національному технічному університеті нафти і газу за рахунок компанії. Учасники останньої програми: керівний склад та диспетчери Укртранснафти (всього 21 особа). На 2018 рік заплановано захист дипломних проектів.

Кількість працівників підприємств групи Нафтогаз, які підвищили свою кваліфікацію в 2017 році, осіб 13 560

21 741

950

ЗА ПІДПРИЄМСТВАМИ ГРУПИ 8 921

ЗА КАТЕГОРІЯМИ ПРАЦІВНИКІВ

947

4 130

3 387 У крнафта

У кргазвидобування

К ерівники

Р обочі спеціальності

У кртрансгаз

У кртранснафта

С ередній менеджмент і фахівці

Плани на 2018 рік – Впровадження системи управління персоналом на рівні провідних міжнародних компаній – «Talant Management system» (в т.ч. – побудова єдиної системи навчання та розвитку персоналу по групі Нафтогаз) – для залучення, утримання, ефективного управління, мотивації та розвитку потенціалу співробітників, які вносять вагомий внесок в розвиток групи Нафтогаз. – Розвиток системи управління продуктивністю праці «Performance management system». – Уніфікація існуючих систем оплати праці працівників підприємств групи Нафтогаз. – Створення учбового центру групи Нафтогаз.

Також у планах на 2018 рік – підготовка співробітників (бухгалтери, економісти, HR) за стандартом SAP та навчання за програмами АССА. 169

НАША ВІДПОВІДАЛЬНІСТЬ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2017

ПОЛІТИКА У СФЕРІ БЕЗПЕКИ ПРАЦІ

Кількість нещасних випадків, 2015-2017 роки 3 8

2015

5 5

Безпека праці – один з базових принципів діяльності групи Нафтогаз і одна з загальнокорпоративних цінностей: у нашій роботі ми безперервно підвищуємо стандарти охорони здоров’я і безпеки праці, зменшуємо

ризики аварій та можливі наслідки для довкілля. У 2017 році компанія зробила важливі кроки для впровадження системи управління безпекою праці на підприємствах групи, зокрема

правління НАК «Нафтогаз України» затвердило політику, цілі та завдання у сфері гігієни і безпеки праці відповідно до вимог стандарту OHSAS 18001 (ISO 45001), а наглядова рада схвалила Положення про комітет

3 11

2016

5 5 1 4 11

2017 9

Політика у сфері гігієни та безпеки праці спрямована на зниження ризиків виникнення нещасних випадків та інших інцидентів, професійних захворювань працівників у процесі виробничої діяльності та базується на принципах: ■ пріоритету

життя і здоров’я працівників, повної відповідальності роботодавців за створення належних, безпечних і здорових умов праці;

■ здійснення

контролю за дотриманням вимог гігієни та безпеки праці;

■ реалізації

завдань з гігієни та безпеки праці на основі комплексних заходів та програм, впровадження досягнень в галузі науки і техніки;

■ використання

економічних методів управління гігієною та безпекою праці;

■ проведення

навчання, професійної підготовки і підвищення кваліфікації працівників з питань гігієни та безпеки праці;

■ забезпечення

координації діяльності підприємств компанії у сфері гігієни та безпеки праці;

■ використання

європейського та світового досвіду організації роботи щодо поліпшення умов і підвищення безпеки праці.

з питань охорони праці, екологічної та промислової безпеки. Всі працівники підприємств групи, які працюють на умовах трудового договору (контракту), застраховані від нещасних випадків на виробництві та професійних захворювань, забезпечуються згідно з нормативами санітарнопобутовими приміщеннями, засобами індивідуального та колективного захисту. 170

На підприємствах функціонує п’ятиступенева система оперативного контролю за станом охорони праці, що включає в себе перевірки виробничих підрозділів та робочих місць. Служби охорони праці здійснюють регулярні перевірки структурних підрозділів, за результатами яких проводяться превентивні заходи щодо профілактики виробничого травматизму. Кількість ступенів контролю може визначатися на кожному

підприємстві окремо, в залежності від кількості працівників, структурних підрозділів, обов'язків посадових осіб, наявності служби охорони праці, присутності шкідливих і важких умов праці і ще багатьох інших факторів. Наприклад, в Укртрансгазі діє 4-та ступінь контролю, а в філії управління магістральних газопроводів «Київтрансгаз» – трьохступеневий контроль. Результатом проведення ступеневого контролю є виявлені недоліки, які оформлюються

4 Укртранснафта

Укргазвидобування

Укрнафта

Укртрансгаз

актом, та фіксуються в журнал контролю. Виявлені порушення повідомляються керівництву та детально вивчаються. В результаті цього розробляються заходи щодо поліпшення стану охорони праці, притягнення до відповідальності винних посадових осіб або працівників. За наявності недоліків, які створюють загрозу здоров’ю і життю людей, роботи негайно припиняються. Згідно з галузевим стандартом з питань управління охороною праці та відповідними нормативними документами підприємств групи щокварталу аналізуються нещасні випадки, що сталися на виробництві, та стан профілактичної роботи з охорони праці. За кожним нещасним випадком із тяжкими наслідками та дорожньо-транспортною пригодою проводиться службове розслідування. Посадові особи, інші працівники, винні у допущенні нещасних випадків та дорож-

ньо-транспортних пригод, притягуються до відповідальності. У 2017 році на підприємствах групи Нафтогаз (Укргазвидобування, Укртрансгаз, Укрнафта, Укртранснафта, Чорноморнафтогаз, Укравтогаз, Укрспецтрансгаз, Науканафтогаз, Нафтогаз-Енергосервіс, Закордоннафтогаз, Вуглесинтезгаз України, Газ України, Лікво, Нафтогазобслуговування, Центр метрології та газорозподільних систем, Кіровоградгаз) сталося 29 нещасних випадків, у тому числі 4 групових. В результаті нещасних випадків травмовано 35 працівників, у тому числі 3 зі смертельним наслідком. 40% потерпілих зазнали ушкоджень в дорожньо-транспортних пригодах, здебільшого на автошляхах загального користування. Кількість нещасних випадків і потерпілих зросла порівняно з 2016 роком. Коефіцієнт частоти травматизму на підприємствах групи Нафтогаз

Кіровоградгаз

за 2017 рік склав 0,486 (за 2016 рік – 0,37485), коефіцієнт тяжкості травматизму86 – 71,00 (за 2016 рік – 49,85). Втрати часу у зв’язку з нещасними випадками, пов’язаними з виробництвом, становили в 2017 році 2 272 людино-дня (за 2016 рік – 1 296), з яких 1 063 людино-дня в Укрнафті, 675 людино-днів – в Укргазвидобуванні, 473 людино-дня – в Укртранснафті, 61 людино-день – в Укртрансгазі.87

Значення коефіцієнта частоти травматизму та втрат часу у зв’язку з нещасними випадками за 2016 рік відрізняється від тих, що були вказані в Річному звіті за 2016 рік, оскільки в лютому 2017 року працівницею компанії були надані підтверджуючі документи щодо нещасного випадку, який трапився з нею у листопаді 2016 року. За результатами вивчення документів були переглянуті показники травматизму за 2016 рік.

Коефіцієнт тяжкості травматизму обчислюється за формулою: Кт.т.=Д/N, де Д — кількість робочих днів непрацездатності за всіма нещасними випадками, N — загальна кількість нещасних випадків.

Для розрахунку втрат часу враховуються лише робочі дні.

171

НАША ВІДПОВІДАЛЬНІСТЬ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2017

Аналіз нещасних випадків за видами подій, 2015–2017 роки 1/1"С" 5/1"С"

1 1"С"

2015

2 2 3

3/2"С"

2016

3 4/1"С"

1 1 10/2"С"

14/1"С"

2017

4 5

3 5

Кількість потерпілих від нещасних випадків: 24 в т.ч. зі смертельними 27 в т.ч. зі смертельними наслідками – 5 ("С") наслідками – 2 ("С") П адіння потерпілого Д ТП Д ія предметів, що рухаються Н авмисна травма, заподіяна іншими особами П адіння устаткування Д ія токсичних речовин О бвалення грунту П ерекидання технологічних ТЗ І нші

Д ТП П адіння потерпілого Д ія предметів, що рухаються Н авмисна травма, заподіяна іншими особами К онтакт з тваринами (укус собаки) П огіршення стану здоров’я Г азодинамічне явище Д ія предметів, що перебувають під тиском П адіння устаткування

6/1"С"

35 в т.ч. зі смертельними наслідками – 3 ("С") ТП Д Дія предметів, що рухаються Падіння потерпілого Навмисна травма, заподіяна іншими особами Падіння устаткування Ураження електричним струмом Інші

ОСНОВНІ ПРИЧИНИ НАСТАННЯ НЕЩАСНИХ ВИПАДКІВ: ■ 19

нещасних випадків (66% від загальної кількості нещасних випадків), з яких 4 групових, сталися з організаційних причин, унаслідок яких травмовано 25 працівників (71% від загальної кількості потерпілих), у тому числі 3 із смертельним наслідком; ■ 9 нещасних випадків (31%) – з психофізіологічних причин, унаслідок яких травмовано 9 працівників (26%); ■ 1 нещасний випадок (3%) – з технічних причин, унаслідок якого травмовано 1 працівника (3%).

ОРГАНІЗАЦІЙНІ ПРИЧИНИ НАСТАННЯ НЕЩАСНИХ ВИПАДКІВ: ■ порушення

правил безпеки руху (код класифікатора – 21) – травмовано 12 працівників, у тому числі 1 із смертельним наслідком; ■ невиконання вимог інструкцій з охорони праці (код класифікатора – 24.2) – травмовано 8 працівників, у тому числі 2 із смертельним наслідком; ■ невиконання посадових обов’язків (код класифікатора – 24.1) – травмовано 3 працівники; ■ порушення вимог безпеки під час експлуатації транспортних засобів (код класифікатора – 20) – травмовано 2 працівники.

ПСИХОФІЗІОЛОГІЧНІ ПРИЧИНИ: ■ травмування

внаслідок протиправних дій інших осіб (код класифікатора – 31) – травмовано 4 працівники; ■ особиста необережність потерпілого (код класифікатора – 32) – травмовано 4 працівники; ■ алкогольне сп’яніння (код класифікатора – 27) – травмовано 1 працівника.

ТЕХНІЧНА ПРИЧИНА: недоліки, недосконалість, недостатня надійність засобів виробництва (код класифікатора – 01) – травмовано 1 працівника.

Причини нещасних випадків (кількість травмованих працівників), 2015–2017 роки 7 3

2015

13 1 6

2016

18 9 2017

1 25

■ конструктивні

172

Психофізіологічні

Організаційні

Технічні 173

НАША ВІДПОВІДАЛЬНІСТЬ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2017

Запобіжні заходи У 2017 році служби охорони праці та постійно діючі комісії підприємств групи провели 12,43 тис. перевірок стану охорони праці (12,21 тис. у 2016 році). За виявлені порушення 1 722 працівники позбавлені премії, 150 оголошено догану, 4 звільнено із займаної посади. Протягом 2017 року на підприємствах компанії органами Держпраці проведено 181 перевірку стану охорони та гігієни праці. За порушення вимог нормативно-правових актів з охорони праці органами

Держпраці заборонялися виконання робіт та експлуатація обладнання і об’єктів, притягнуто до адміністративної відповідальності 101 працівника. Протягом 2017 року на підприємствах групи атестовано за умовами праці 2 561 робоче місце. За результатами атестації розробляються та вживаються заходи щодо покращення умов праці. Організовано та проведено у лютому – березні 2017 року 7 практичних семінарів на тему: «Стрес-менеджмент у

системі управління охороною праці» (зниження рівня психосоціальних ризиків). Статистика нещасних випадків свідчить, що безпека дорожнього руху залишається найактуальнішою проблемою в сфері охорони праці, тому в 2017 році 39 працівників підприємств групи пройшли навчання за курсом «Системи менеджменту безпеки дорожнього руху на підприємстві згідно з вимогами стандарту ISO 39001:2012» та отримали відповідні сертифікати.

Протипожежна безпека Загальна чисельність фахівців з питань пожежної безпеки в компанії складає 228 осіб. З них 129 штатних фахівців та 99, які додатково виконують інші функції. На підприємствах групи створено 186 пожежно-технічних комісій та 352 пожежні дружини та команди, до складу яких входить 4 536 осіб. На підприємствах призначені відповідальні за протипожежний стан особи, розроблені положення та інструкції, проводяться інструктажі та перевірки знань з питань пожежної безпеки. Протягом 2017 року служби підприємств здійснили 7 021 перевірку протипожежного стану об’єктів, в ході яких виявлено 29 468 порушень. За порушення правил пожежної безпеки накладено 143 дисциплінарні стягнення, з них 21 – на посадових осіб. Об’єкти групи на договірних засадах охороняє 25 пожежно-рятувальних підрозділів ДСНС України, на озброєнні 174

Протягом 2017 року група Нафтогаз витратила на протипожежні заходи 153,8 млн грн, з яких:

3,8 млн грн

модернізація пожежно-технічного обладнання

40,1 млн грн

проведення науково-конструкторських робіт

1,6 млн грн виконання приписів

15,5 млн грн

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

84 млн грн

яких знаходиться 84 пожежні автомобілі. Чисельність особового складу в цих підрозділах складає 935 чоловік. На балансі підприємств групи знаходиться 79 пожежних депо. На підприємствах встановлено 3 826 одиниць обладнання автоматичної пожежної сигналізації

виконання інших протипожежних заходів

облаштовано 1 044 пожежні водойми.

Для потреб пожежогасіння залучено 230 відомчих пожежних автомобілів, з яких 118 з цілодобовим чергуванням, 1 пожежне судно, 98 пожежних мотопомп, з яких 34 причіпних,

На підприємствах групи Нафтогаз протягом 2017 року виникло 2 незначні пожежі, які були оперативно ліквідовані та не завдали суттєвих збитків. Жертв і постраждалих не було.

Охорона промислових об’єктів Завдяки посиленню охорони промислових об’єктів та використанню сучасних технічних засобів суттєво скоротилася кількість протиправних посягань на майно підприємств групи.

• 123 (115 у 2016 році) пошкодження (руйнування) технологічного обладнання (систем електрохімічного захисту трубопроводів, фонтанної арматури свердловин, кранових вузлів тощо).

У 2017 році зафіксовано 357 (474 у 2016 році) фактів, з яких: • 130 (226 у 2016 році) незаконних врізань до магістральних та промислових нафто-, газо-, конденсатопроводів;

Інвестиції в охорону праці У 2017 році фактичні інвестиції в охорону праці та здоров’я працівників компанії збільшилися на 24% і склали 205,3 млн грн

проти 155,9 млн грн роком раніше, що становить 2,4% (при нормативі 0,5%) від фонду оплати праці 2017 року.

Працівників підприємств забезпечено спецодягом, спецвзуттям та засобами індивідуального захисту.

Інвестиції в охорону праці, млн грн 61,3 54,7

Укртрансгаз

68,4 21 26,4

Укргазвидобування

38,1 46,8 61,6

Укрнафта

82,5 5,3 10,8 13,7

Укртранснафта

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

8,8 млн грн

та 996 одиниць обладнання автоматичної системи пожежогасіння.

Інші

2,1 2,3 2,6 2015

2016

2017 175

НАША ВІДПОВІДАЛЬНІСТЬ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2017

Структура інвестицій в охорону праці в 2017 році, тис� грн % ВСЬОГО

205 311,36

Забезпечення працівників засобами індивідуального захисту

113 824,17

Приведення основних фондів підприємств у відповідність з нормативними вимогами охорони праці

55,44 13,75

28 221,34

Усунення та мінімізація впливу небезпечних і шкідливих виробничих факторів на працівників

10 781,97

5,25

Надання працівникам спеціального харчування

10 096,74

4,92

Організація і проведення медичних оглядів працівників

3,22

6 613,50

Навчання з охорони праці

5 010,34

2,44

Витрати на миючі та знешкоджувальні засоби

2 903,66

1,41

1 624,83

0,79

Забезпечення роботи кабінетів з охорони праці

734,31

0,36

Забезпечення працівників нормативними документами з охорони праці

626,38

0,31

Заходи з попередження травматизму серед населення

315,93

0,15

Перевірка і випробування ЗІЗ

259,61

0,13

Проведення атестації робочих місць

Інші*

24 298,58 сума інвестицій, грн

11,83 % від загальної суми витрат на охорону праці

Цілі на 2018 рік – сертифікація систем менеджменту в сфері управління охороною праці відповідно до стандарту OHSAS 18001 (ISO 45001); – впровадження на підприємствах компанії стандарту ISO 39001:2012 «Системи менеджменту безпеки дорожнього руху. Вимоги та керівництво з використання»; – реалізація плану охорони навколишнього природного середовища та соціальних заходів відповідно до кредитної угоди з МБРР; – розробка СОУ «Система управління промисловою безпекою в ПАТ «Національна акціонерна компанія «Нафтогаз України»; – впровадження автоматизованої системи обліку аварій та інцидентів на виробничих об’єктах групи Нафтогаз. 176

100,00

ВНЕСОК В СОЦІАЛЬНИЙ РОЗВИТОК МІСЦЕВИХ ГРОМАД Підприємства групи Нафтогаз будують свою діяльність на принципах соціальної відповідальності та системно інвестують в розвиток місцевих

громад, розуміючи важливість формування ефективної моделі взаємодії між бізнесом та суспільством. Така діяльність здійснюється в тісній співпраці

та взаємодії з населенням, територіальними громадами на засадах партнерства і спрямована на задоволення їхніх потреб.

ПРІОРИТЕТНІ НАПРЯМКИ ПОЛІТИКИ КОМПАНИЇ В СФЕРІ СОЦІАЛЬНОЇ ВІДПОВІДАЛЬНОСТІ ТА ПІДТРИМКИ МІСЦЕВИХ ГРОМАД Підприємства групи Нафтогаз поділяють принципи Глобального договору ООН та обирають шлях сталого розвитку бізнесу, персоналу і суспільства. У своїй діяльності в сфері корпоративної соціальної відповідальності (КСВ) компанія прагне досягнення таких цілей: ■ розвиток успішного, конкурентоспроможного бізнесу, що забезпечує довгострокове зростання акціонерної вартості і сприяє економічному добробуту громади в цілому; ■ зниження негативного впливу на навколишнє середовище шляхом модернізації обладнання та впровадження сучасних ресурсозберігаючих і більш екологічно безпечних технологій, застосування кращих практик в сфері екологічного менеджменту; ■ сприяння соціально-економічному розвитку та добробуту регіонів України, на території яких розташовані виробничі об’єкти компанії, в партнерстві з органами державної влади, місцевими громадами, в тому числі шляхом реалізації благодійних програм і соціальних проектів; ■ побудова стійких партнерських відносин зі всіма зацікавленими сторонами (ЗС) на основі дотримання вимог діючого законодавства та нормативних актів, галузевих норм, контрактних та інших зобов’язань.

Компанія надає перевагу соціальним проектам, які відповідають наступним вимогам: ■ відповідають пріоритетним напрямкам політики корпоративної соціальної відповідальності та корпоративної стратегії; ■ реалізуються на системній основі, мають довгостроковий характер і спрямовані на вирішення значущих соціальних завдань; ■ своєчасні і затребувані ЗС, відповідають стратегічним інтересам розвитку бізнесу компанії; ■ використовують передовий досвід і сучасні технології в соціальній сфері.

Взаємодія з місцевими громадами У сфері підтримки місцевих громад Нафтогаз та дочірні компанії керуються положенням про благодійну діяльність, політикою корпоративної соціальної відповідальності та корпоративною стратегією.

Крім того, враховуючи важливу соціальну роль компанії, у лютому 2017 року було створено комітет з питань охорони праці, довкілля, безпеки та запасів. Цей комітет є постійним консультаційно-

дорадчим органом наглядової ради, основним завданням якого є вивчення, підготовка до розгляду та надання рекомендацій наглядовій раді у сферах охорони праці, довкілля, безпеки. 177

НАША ВІДПОВІДАЛЬНІСТЬ

Рішення про утворення цього комітету було прийнято наглядовою радою з метою забезпечення розгляду соціальних та екологічних питань на найвищому рівні так, як це практикується провідними міжнародними нафтогазовими компаніями. Видобувні підприємства групи – Укргазвидобування та Укрнафта – укладають соціальні угоди з органами влади регіону, у якому вони ведуть свою діяльність в дусі партнерства та доброї волі, відповідно до кращих європейських практик. Спеціалісти Укртранснафти надають кваліфіковану допомогу у вирішенні адміністративногосподарських проблем населення. На жаль, останнім часом каменем спотикання стала відмова з боку місцевих органів влади та Держгеонадр щодо погодження надання спецдозволів на видобуток нафти і газу. Укргазвидобування у 2018 році має продовжити дію 37 спецдозволів, а Укрнафта – 27 спецдозволів. Попри те, що Полтавська обласна рада вже три роки не погоджує видачу спецдозволів для Укргазвидобування, компанія добровільно продовжує фінансувати розвиток соціальної сфери та інфраструктури області, перерахувавши упродовж

РІЧНИЙ ЗВІТ 2017

2015-2017 років громадам Полтавщини майже 90 млн грн. За прогнозами експертів Укргазвидобування, розробка газових родовищ за дозволами, які наразі заблоковані Полтавською обласною радою, дала б можливість додатково отримати в місцевий бюджет такі суми: в 2018 році – близько 100 млн грн, в 2019 році – близько 300 млн грн, в 2020 році – понад 600 млн грн. Вказані ділянки розташовані біля відомих відкритих родовищ, які сьогодні розробляє Укргазвидобування. Річний видобуток з цих ділянок становить близько 1 млрд куб. м. Тобто у разі отримання спецдозволів компанія зможе якнайшвидше розпочати пошуково-розвідувальні роботи, а в найближчі 2–3 роки відкрити родовища з аналогічними річними показниками видобутку природного газу. Підприємства групи Нафтогаз прагнуть до діалогу з місцевими громадами, тим більше, що з 18 грудня 2017 року введено в дію Закон України «Про оцінку впливу на довкілля», яким впроваджується нова європейська модель процедури оцінки впливу на довкілля (ОВД). Згідно з Законом процедура ОВД є обов’язковою до прийняття

рішення щодо продовження строку дії спецдозволів на користування надрами.

розташування (видобутку) відповідних природних ресурсів.

Процедура ОВД передбачає право і можливості громадськості брати участь у процедурі, відкритих слуханнях звітів з ОВД та надавати свої зауваження і пропозиції.

За попередніми оцінками, в 2018 році від рентних платежів Укргазвидобування до бюджетів областей, районів та громад має надійти 1,2 млрд грн, а Укрнафта сплатить біля 270 млн грн.

3 березня 2018 року у нафтогазовидобувних управліннях (НГВУ) «Надвірнанафтогаз», НГВУ «Бориславнафтогаз», які належать Укрнафті, відбулися перші відкриті громадські слухання звітів з ОВД від планованого видобутку корисних копалин в межах Пасічнянського нафтогазоконденсатного родовища у Надвірній (ІваноФранківська область). Родовище розташоване на території п’яти сільських та селищних рад. Майже 100 представників громад усіх цих населених пунктів були присутні на цих слуханнях. Окрім екологічних, обговорили чимало соціальноекономічних питань. Зокрема, громади погодили Укрнафті відповідні ОВД і висловили повну підтримку в питанні подовження спецдозволів, а також надію на подальше розширення її діяльності, оскільки це безпосередньо впливає на добробут цих громад та їхніх сусідів.

Проте неврегульована проблема податкового боргу

Поповнення місцевих бюджетів за рахунок рентних платежів 20 грудня 2016 року Верховна Рада ухвалила закон №3038 про децентралізацію ренти від видобутку газу, що дало змогу з 1 січня 2018 року направити 5% від рентних платежів на потреби місцевих громад. Це один з ключових законопроектів, який 178

підприємства групи Нафтогаз активно лобіювали разом з депутатами, експертами та приватними компаніями для того, щоб мешканці територій, де ведеться видобуток нафти і газу, побачили безпосередню вигоду від присутності видобувних підприємств.

Отже, чим більший видобуток вуглеводнів на території громади, тим більше коштів вона отримає. Законом передбачається 2% від ренти спрямовувати до обласних бюджетів, 2% – до районних і 1% – до бюджетів місцевого самоврядування за місцем

Укрнафти може стати на заваді цим планам. Упродовж 2017 року Державна фіскальна служба (ДФС) самостійно зарахувала поточні рентні платежі від Укрнафти як погашення податкового боргу. Якщо рента 2018 року також піде на сплату попередніх боргів, то місцеві громади можуть не отримати надходжень від рентних платежів.

Аби погасити податковий борг, Укрнафта запропонувала 2 млрд куб. м газу, який за нинішніми цінами коштує майже 15 млрд грн і повністю покриває суму боргу. Іншим варіантом є реструктуризація боргу та його погашення впродовж трьох років. Ще у травні 2017 року Укрнафта спрямувала до ДФС відповідні пропозиції. Однак жодної змістовної відповіді від урядовців поки що не надійшло.

Плановий обсяг рентних платежів Укргазвидобування в місцеві бюджети, грн Харківська область Полтавська область

50 225 665 602 707 982 41 227 607 494 731 282

Дніпропетровська область

3 438 891 41 266 696

Львівська область

3 197 645 38 371 742

Івано-Франківська область

889 641 10 675 687

Луганська область

451 749 5 420 985

Сумська область

438 410 5 260 918

Волинська область

268 522 3 222 266

Чернівецька область

10 541 126 497

Закарпатська область

5 250 62 997

Донецька область

4 334 52 008

Фактичні податкові зобов'язання за січень 2018 року:

100 млн

Прогнозні податкові зобов'язання за 2018 рік:

1,2

млрд

* Діючі об’єкти експлуатації Укргазвидобування, розташовані на території 11 областей. ** Очікувані надходження від рентних платежів за плановими показниками роботи в 2018 році: – обласний бюджет – 480,8 млн грн – районні бюджети – 409,0 млн грн – місцеві бюджети – 312,1 млн грн

179

НАША ВІДПОВІДАЛЬНІСТЬ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2017

Соціальні інвестиції Укргазвидобування

забезпечення віддалених районів якісною питною водою. Фінансові ресурси для

За кошти компанії виконано наступні роботи:

Укргазвидобування, найбільша за обсягом виробництва газу компанія України, з кожним роком збільшує масштаби фінансування місцевих громад.

9,7 млн грн

ремонт освітніх закладів (школи, дитсадочки): 17 об’єктів

Перелік таких об’єктів формується спільно з органами місцевого самоврядування та виробничими підрозділами компанії. Серед об’єктів, що фінансуються за кошти соціальних угод, – дороги, водогони, сільський стадіон. Більшість проектів вже завершена, частина – в активній стадії реалізації.

25 млн грн

ремонт інших будівель (лікарні, будинки культури): 43 об’єкти

39 млн грн

Соціальні угоди укладаються безпосередньо з сільськими/селищними радами в місцях видобутку на умовах адресності, прозорості та контролю цільового використання.

10 млн грн

інші проекти (благоустрій, відновлення житлових будинків тощо)

Укргазвидобування здійснює комплекс екологічних проектів у Полтавській області. У 2017 році тривала реалізація програми, спрямованої на 180

Усього перераховано коштів:

34,2

Золочівський Богодухівський

Краснокутський

2,2

1,7

Великобурлуцький

4,7

Харків Валківський

1,1

Коломацький

0,3

Нововодолазький

Красноградський

Балаклійський

1,3 Кегичівський Первомайський 15,5 4,2 1,5

тис. грн

до 200

200-400

400 –1 млн

> 1 млн

Львівська область

Полтавська область У 2017 році Укргазвидобування вклало в інфраструктуру та соціальну сферу Полтавської області 48 млн грн. Крім того, було надано 1,1 млн грн благодійної допомоги, яку отримали місцеві громади. Порівняно з 2016 роком, обсяг фінансування Полтавської області у рамках соціальних угод у 2017 році зріс у 2,5 раза. Також розширилася географія соціальних угод – 49 населених пунктів проти 44 у 2016 році.

млн грн

Метою соціальних інвестицій Укргазвидобування в Харківській області є створення сприятливих умов для розвитку економіки та соціальної сфери регіону. У 2017 році компанія інвестувала в підтримку соціального розвитку регіону 34,2 млн грн.

будівництво/ремонт мереж (електро-, водо-, газопостачання): 35 об’єктів

Побачити детальну інформацію щодо конкретних об’єктів, на які виділяються кошти, та стан фінансування можна на інтерактивній карті на сайті Укргазвидобування в розділі Соціальна відповідальність.

Cоціальні програми Укргазвидобування з розвитку місцевих громад у 2017 році,

Харківська область є одним з лідерів за запасами й видобуткам природного газу в Україні. Найбільшим підприємством галузі в регіоні є ГПУ «Шебелинкагазвидобування», яке належить Укргазвидобуванню. В 2017 році на підприємство припадало майже 35% видобутого в Україні природного газу.

ремонт доріг: 85 ділянок

У 2017 році в рамках взаємодії з 81 місцевою громадою Укргазвидобування профінансувало 208 проектів на загальну суму 100,485 млн грн.

150 кілометрів від Полтави, де живе близько трьох тисяч людей.

Харківська область

16,5 млн грн

Для діяльності Укргазвидобування найважливішими є: Полтавська, Харківська та Львівська області, де відбувається розробка родовищ.

вирішення нагальних проблем отримали навіть невеликі містечка, як село Сенча за

Cоціальні програми Укргазвидобування з розвитку місцевих громад у 2017 році,

Cоціальні програми Укргазвидобування з розвитку місцевих громад у 2017 році, млн грн

В 2017 році Укргазвидобування перерахувало 12 млн грн до бюджету Львівської області згідно з тристороннім меморандумом про співпрацю між Львівською ОДА, Львівською обласною радою та Укргазвидобуванням. Кошти, надані компанією, були спрямовані на фінансування будівництва, ремонт та утримання об’єктів соціальної та дорожньої інфраструктури місцевих громад, на території яких розташовані підрозділи Львівгазвидобування, що входить до складу Укргазвидобування.

Сокальський

0,33

млн грн

Лохвицький

Усього перераховано коштів:

Гадяцький

48,0

5,6

Зіньківський

Усього перераховано коштів:

Яворівський

1,2

3,6

Миргородський

3,8

Львів

3,2

Мостиський

0,1

Городоцький

0,7

Котелев-

Диканьський ський

Решетилівський

0,7

2,4 3,6Краснокутський 0,6

Старосамбірський

2,8

Карлівський

МашівНовосанжарський ський

0,1

Самбірський

Полтава

8,8

Пустомитівський

11,5

0,9

Миколаївський

0,8

Дрогобицький

1,4

Стрийський

0,4

0,2 1,2

тис. грн тис. грн

до 200 до 200

200-400

400 –1 млн

200-400

400 –1 млн

> 1 млн

2,8 млн грн було спрямовано на будівництво очисних

> 1 млн

181

НАША ВІДПОВІДАЛЬНІСТЬ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2017

Комфортні умови перебування пацієнтів у лікувальній установі – це вже фактор лікування. Затишок, створений у зовнішньому дворику госпіталю, безперечно додасть сил нашим пацієнтам, що прискорює їх одужання Заступник начальника Військово-медичного клінічного центру Іван Держило

У березні 2017 року Нафтогаз та «Газ України» безкоштовно передали до Міністерства внутрішніх справ України для забезпечення житлом учасників АТО та їхніх родин 50 квартир у місті Горішні Плавні (Полтавська область), сумарною ринковою вартістю майже 35 млн грн.

В 2017 році працівники Нафтогазу зібрали 10,1 млн грн власних коштів, з яких 5,0 млн грн було направлено на допомогу воїнам АТО, а 5,1 млн грн – допомогу медичним закладам для лікування/реабілітації воїнів.

На зборах трудового колективу компанії 29 грудня 2017 року учасники одноголосно підтримали пропозицію продовжити збір коштів на допомогу АТО протягом першої половини 2018 року, а в червні відбудуться чергові збори.

Передусім допомогу надавали військовим частинам, які розташовані на лінії зіткнення, у зоні активних бойових дій. Допомогу також отримали військовослужбовці відділу прикордонної служби «Генічеськ» Бердянського прикордонного загону, котрі охороняють Стрілкове газове родовище. Ми допомогли в облаштуванні території їх розташування: закупили будівельні матеріали і товари господарського призначення Перший заступник голови правління Нафтогазу Сергій Перелома

ДОПОМОГА КОМАНДИ НАФТОГАЗУ ВОЇНАМ АТО У 2017 РОЦІ

10,1 млн грн зібрано коштів

ПІДСУМКИ ДОПОМОГИ ВОЇНАМ АТО ЗА 2014–2017 РОКИ

Соціальне партнерство в дії: благоустрій території Військово-медичного клінічного центру Західного регіону у м. Львові.

Укрнафта в межах своїх можливостей здійснює соціальні інвестиції в підтримку місцевих громад та надає благодійну допомогу – територіальним громадам (органам місцевого самоврядування та місцевим

органам державної влади), дитячим будинкам, школам, інтернатам, закладам охорони здоров’я та іншим організаціям. Бенефіціари переважно знаходяться на територіях, де провадить свою діяльність компанія.

49%

Допомога надається у вигляді безоплатного надання матеріалів, робіт та послуг тощо. У 2017 році соціальні інвестиції Укрнафти склали 29,3 млн грн.

Забезпечили одягом та екіпіровкою більш ніж 2 300 бійців

51%

Адресна благодійна допомога воїнам АТО* З кінця 2014 року Нафтогаз активно реалізує власну програму адресної цільової благодійної допомоги армії та добровольчим батальйонам в зоні проведення бойових дій, а також медичним закладам. Рішення щодо участі в проектах

адресної благодійної допомоги приймається Комісією з організації закупівлі та передачі товарів, приладдя, інших засобів для учасників АТО в зоні бойових дій. За рішенням Комісії компанія надає адресну благодійну

допомогу на засоби захисту та спорядження для українських бійців на сході країни, а також закупівлю необхідного приладдя для лікування поранених та постраждалих воїнів.

Допомогли у лікуванні 11 045 учасників АТО, зокрема поставили на ноги більш ніж 200 поранених, закупивши імпланти для госпіталів

5,0 млн грн

допомога воїнам АТО, у т.ч. 78 тис. грн на подарунки дітям воїнів

5,1 млн грн

допомога медичним закладам для лікування/реабілітації воїнів

Передали до бойових частин декілька тисяч одиниць спецпристроїв та устаткування: рацій, тепловізорів, генераторів Зібрали матеріальну допомогу у розмірі 22,7 млн грн Перевели на баланс ВСУ та МВС нерухомість, автотранспорт та інші матеріальні цінності на суму більш ніж 75 млн грн

* з 30 квітня 2018 року АТО було переформатовано в Операцію об'єднаних сил (ООС)

182

183

НАША ВІДПОВІДАЛЬНІСТЬ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2017

ЕНЕРГОЕФЕКТИВНІСТЬ

Спонсорство Підприємства групи активні й у соціально-громадській сфері та долучаються до низки проектів благодійних фондів та спортивних товариств. Укргазвидобування та Нафтогаз є спонсорами міжнародних змагань серед параспортсменів та ветеранів АТО «Ігри Героїв». Компанія витратила на підтримку проекту 1,2 млн грн. Термін реалізації – травеньжовтень 2018 року (66 етапів у різних містах з фіналом у Києві).

Упродовж 2017 року велика кількість працівників дочірніх компаній групи брали участь у таких фандрайзинг марафонах, як 25-й Пробіг під каштанами, Wizz Air Kyiv City Marathon 2017, Nova Poshta Kyiv Half Marathon Weekend. Під час цих заходів було зібрано більше 1,5 млн грн, які було спрямовано на придбання необхідного обладнання для науковопрактичного центру дитячої кардіології та кардіо-

хірургії та підтримку проектів благодійних фондів. На підприємствах групи діють благодійні акції до Різдва та Дня Святого Миколая. Спільними зусиллями працівників дочірніх компаній групи було зібрано понад 30 тис. солодких подарунків, які отримали діти зі шкіл-інтернатів, дитячих будинків, загальноосвітніх шкіл, малозабезпечених сімей.

Корпоративні цілі групи Нафтогаз: сприяти підвищенню рівня енергоефективності через надання сучасних енергетичних послуг та впровадження енергоефективних технологій і процесів.

Структура використання енергоресурсів підприємствами групи У 2017 році підприємства групи використали на технологічні потреби 3,2 млн т у нафтовому еквіваленті, в тому числі:

Основними причинами збільшення споживання енергетичних ресурсів (природного газу) у 2017 році були: - зростання витрат природного газу Укртрансгазом на забезпечення роботи газоперекачувальних агрегатів для забезпечення транзиту природного газу територією України, обсяги якого суттєво зросли; - зростання обсягів видобування газу Укргазвидобуванням, що потребувало додаткових енергоресурсів.

3,2 млрд куб. м природного газу

1,4 млрд кВт*год електроенергії

647,0 тис. Гкал теплової енергії

161,2 тис. т нафти (газовий конденсат)

340,6 тис. т н. е. інших видів ПЕР (котельно-пічне паливо)

Використання та економія ПЕР підприємствами групи Нафтогаз у 2010–2017 роках млн т н. е.

7,6%

7,1% 7 6 5

5,7% 5,0

6,1%

6,9%

5,3%

4,9 3,6

3,8

4,1% 3,3

3,2

2,6

3 2

1 0

0 2010

184

2011

2012

2013

2014

2015

2016

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

2017

185

НАША ВІДПОВІДАЛЬНІСТЬ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2017

Структура виробничо-технологічних витрат ПЕР у 2017 році, %

За підприємствами групи

0,4%

Економія ПЕР підприємствами групи Нафтогаз, 2014–2017 роки

0,1%

УКРТРАНСНАФТА

УКРАВТОГАЗ

176,5

Всього (тис. т н. е.)

214,8 232,3

0,0%

19,7%

УКРСПЕЦТРАНСГАЗ

УКРНАФТА

20,5%

140,1

3,6% 2,5%

151,7 192,9

Природний газ (млн куб. м)

10,9%

240,1 253,7 86,8

УКРГАЗВИДОБУВАННЯ

108,8 106,0 98,8

Теплоенергія (тис. Гкал) За видами ПЕР

83,0%

ПРИРОДНИЙ ГАЗ

10,9%

59,4%

ІНШІ ВИДИ ПЕР

УКРТРАНСГАЗ

23,5 24,9 25,6

Електроенергія (млн кВт*год)

3,6%

54,6

ЕЛЕКТРИЧНА ЕНЕРГІЯ

2,5%

ТЕПЛОВА ЕНЕРГІЯ

Інші види палива (тис. т н. е.)

0,8 0,9 0,9 1,2 2014

2015

2016

2017

Результати політики енергозбереження За рахунок виконаних енергозберігаючих заходів за Програмою підвищення енергоефективності НАК «Нафтогаз України» на 2015–2020 роки та програм енергозбереження дочірніх підприємств та акціонерних товариств у 2017 році досягнута економія паливно-енергетичних ресурсів (ПЕР) у обсязі 232,3 тис. т н. е. Економія природного газу склала 253,7 млн куб. м, електричної енергії – 54,6 млн кВт*год, теплової енергії – 98,8 тис. Гкал.

Фактична економія енергоресурсів перевищила плановий показник на 67,6 тис. т н. е., в тому числі

68,9 млн куб. м

За підприємствами групи

187,9

УКРТРАНСГАЗ

25,6

УКРГАЗВИДОБУВАННЯ

природного газу

40,6 млн кВт*год електроенергії

Загальна вартість зекономлених паливноенергетичних ресурсів за 2017 рік склала 1 981 млн грн (з ПДВ).

Економія ПЕР, тис. т н. е.

4,9 тис. Гкал теплової енергії

1,2 тис. т н. е.

8,0

За програмами

УКРНАФТА

10,9

УКРТРАНСНАФТА

164,6 67,6 164,6

ВСЬОГО

232,3

ПРОГРАМА ПІДВИЩЕННЯ ЕНЕРГОЕФЕКТИВНОСТІ НАЦІОНАЛЬНОЇ АКЦІОНЕРНОЇ КОМПАНІЇ «НАФТОГАЗ УКРАЇНИ» НА 2015–2020 РОКИ

67,6

ГАЛУЗЕВІ ПРОГРАМИ ЕНЕРГОЗБЕРЕЖЕННЯ ДОЧІРНІХ ПІДПРИЄМСТВ ТА АКЦІОНЕРНИХ ТОВАРИСТВ НАЦІОНАЛЬНОЇ АКЦІОНЕРНОЇ КОМПАНІЇ «НАФТОГАЗ УКРАЇНИ»

інших видів палива

ВСЬОГО

186

232,3 187

НАША ВІДПОВІДАЛЬНІСТЬ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2017

Впровадження системи енергоменеджменту на підприємствах групи У 2017 році продовжилося впровадження Системи енергоменеджменту (СЕнМ) відповідно до вимог міжнародного стандарту ISO 50001 як складової інтегрованої системи управління компанією: • затверджені Політика енергоефективності,

цілі та завдання в сфері енергетичного менеджменту на 2017–2020 роки; • формалізовані схеми бізнес-процесів управління енергоефективністю підприємств компанії. По кожному з процесів визначені відповідальні

виконавці, ключові показники ефективності, ризики, потоки вхідної та вихідної інформації; • проведено внутрішній та незалежний зовнішній аудит компанією ТUV-SUD щодо функціонування системи енергоменеджменту.

Впровадження енергоефективних проектів 7 лютого 2017 року стартував один з найбільших інвестиційних проектів модернізації газотранспортної інфраструктури України – реконструкція компресорної станції «Бар» газопроводу «Союз» у Вінницькій області. Проект вартістю понад 79 млн євро фінансується німецьким Deutsche Bank, генеральним підрядником обрано німецьку інженерну компанію Ferrostaal Industrieanlagen. Реконструкція дозволить підвищити енергоефективність роботи ГТС, зокрема ККД газоперекачувальних агрегатів зросте з 25% до 36%, скоротяться витрати природного газу при транспортуванні, а обсяги викидів забруднюючих речовин

відповідатимуть європейським екологічним нормам. У жовтні 2017 року ВАТ «Кіровоградгаз» (51% акцій належить НАК «Нафтогаз України») спільно з програмою підтримки фінансування заходів з підвищення енергоефективності житла Європейського банку реконструкції та розвитку (ЄБРР) IQ energy розпочало проект з модернізації систем опалення в житлових будинках м. Кропивницький та Кіровоградської області. Із 192 тисяч одиниць опалювального обладнання в Кіровоградській області біля 44 тисяч – це застаріле обладнання, реальний ККД якого не перевищує 70%.

Програма під назвою «Доступне тепло», в межах якої жителі можуть отримати відшкодування у розмірі 35% за встановлення енергоефективного газового котла, розрахована до вересня 2020 року. Загальний обсяг компенсацій на утеплення житла – 15 мільйонів євро. Крім того, в рамках реалізації проекту «Доступне тепло» на базі Кіровоградгазу планується впровадити пілотний проект з інтелектуального обліку газу із дистанційним (безконтактним) зчитуванням показів побутових газових лічильників. Інтелектуальні лічильники забезпечують економію енергії в розмірі 3%.

– організація вилучення глибинної геотермальної енергії з використанням виснажених нафтогазових свердловин; – підвищення ефективності використання природного газу системами централізованого теплопостачання (заміна неефективного обладнання, оптимізація схем теплопоста-

чання шляхом встановлення додаткових котельних, встановлення індивідуальних теплових пунктів); – інші проекти з підвищення енергоефективності, використання відновлюваних джерел енергії, вторинних енергетичних ресурсів та альтернативних видів палива.

Головна мета – створення енергосервісу, який дозволить споживачам зменшити використання природного газу за рахунок відновлювальних джерел енергії та підвищення енергоефективності.

Основні завдання в сфері підвищення енергоефективності на 2018 рік

Розширення діяльності групи Нафтогаз в сфері надання послуг Відповідно до завдань корпоративної стратегії групи Нафтогаз було прийняте рішення розширити діяльність у сфері відновлюваної енергетики та енергосервісних контрактів. З цією метою було створено дочірнє підприємство НафтогазЕнергосервіс. 188

Передбачається, що Нафтогаз-Енергосервіс реалізовуватиме проекти як на об’єктах групи Нафтогаз, так і для інших споживачів природного газу за наступними напрямками: – підвищення ефективності використання природного

1. Продовжити впровадження Програми енергоефективності. У 2018 році планується досягти економії ПЕР в обсязі близько 108,1 тис. т н. е., у тому числі 124,657 млн куб. м газу, 14,582 млн кВт*год електричної енергії, 27,954 тис. Гкал теплової енергії. газу для індивідуального опалення помешкань; – організація утилізації теплоти продуктів згоряння на об’єктах групи Нафтогаз; – організація утилізації енергії надлишкового тиску природного газу на об’єктах групи Нафтогаз;

2. Завершення сертифікації Системи енергетичного менеджменту відповідно до вимог міжнародного стандарту ISO 50001 із отриманням відповідного сертифікату. 3. Забезпечення формування інвестиційного портфелю ДП «Нафтогаз-Енергосервіс» з реалізації проектів підвищення енергоефективності та використання відновлюваних джерел енергії на об’єктах групи Нафтогаз, в бюджетній сфері та у побутових споживачів. 4. Розробити та затвердити Політики та Цілі підприємств в сфері енергетичного менеджменту на 2018 рік та подальшу перспективу. 189

НАША ВІДПОВІДАЛЬНІСТЬ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2017

ЕКОЛОГІЯ ТА ОХОРОНА ДОВКІЛЛЯ

Ключові результати 2017 року

Діяльність підприємств групи Нафтогаз спрямована на мінімізацію негативного впливу на всі аспекти довкілля, забезпечення сталого розвитку компанії, гармонізацію економічних інтересів компанії та суспільства, впровадженню міжнародних та європейських стандартів. У своїй діяльності компанія керується чинним законодавством України, принципами європейського екологічного права та найкращими світовими практиками в цій сфері.

У 2017 році рішенням правління затверджено нову редакцію Екологічної політики, яка відповідає вимогам стандарту ISO 14001 та визначає принципи діяльності та зобов’язання компанії у сфері охорони довкілля. Також затверджено Цілі та завдання у сфері охорони довкілля і заходи для їх досягнення та виконання до 2019 року (далі – Цілі). У рамках реалізації Цілей у 2017 році зменшено споживання водних ресурсів на 17,0% і за рахунок

утилізації зменшилися обсяги тимчасового зберігання нафтовмісних відходів на виробничих об’єктах підприємств на 17,1%. Протягом 2017 року проведено комплекс робіт із діагностики існуючої системи управління та виробничих процесів компанії, що включає: діагностичний аудит, опис видів діяльності, організаційної структури та функцій управління; аналіз сильних і слабких сторін

діяльності у сфері охорони довкілля; аналіз та оцінка відповідності фактичних результатів вимогам ISO 14001. Згідно з вимогами чинного законодавства у компанії щорічно реалізується Комплексний план заходів з охорони навколишнього природного середовища.88 88

• Поточні витрати та капітальні інвестиції підприємств групи Нафтогаз, спрямовані на охорону навколишнього середовища, склали 91,4 млн грн. • Виконано екологічні заходи, передбачені кредитною угодою з ЄБРР, та проведено комплексний аналіз усіх аспектів екологічного впливу діяльності компанії з розробленням заходів щодо підвищення ефективності поводження з відходами та використання водних ресурсів. • Впроваджено стандарт «Захист довкілля. Аудит екологічних аспектів діяльності групи Нафтогаз. Основні положення»,

яким вперше в Україні врегульовано питання проведення екологічного аудиту підприємств компанії. В новій редакції стандарту враховано: - актуальний стан законодавства України, перш за все законодавства про публічні закупівлі; - вимоги законодавства ЄС, яке підлягає імплементації в Україні; - нормативні та довідкові джерела ЄС щодо найкращих доступних технологій; - новітню практику незалежних екологічних перевірок. • Напрацьовано проекти змін до чинного законодавства та інших нормативних актів

у частині оформлення дозволів на спеціальне водокористування та врегулювання питання щодо автоматизованої системи обліку видобутих підземних вод, окремі положення з яких були враховані відповідними державними органами. • Затверджено нову редакцію Екологічної політики і Цілі та завдання у сфері охорони довкілля і заходи для їх досягнення. • Вперше у нафтогазовій галузі України впроваджено Програму інструктажу з питань екологічної та радіаційної безпеки для працівників апарату Нафтогазу.

Детальніше ознайомитися з Екологічною політикою компанії та Цілями можна на сайті www.naftogaz.com

Співпраця з міжнародними фінансовими інститутами Відповідальні закупки: врахування екологічних вимог Нафтогаз відповідально ставиться до соціально-екологічних аспектів управління закупками, які здійснює компанія. До складу Тендерного комітету компанії введено представника Департаменту з охорони праці, екологічної та промислової безпеки для моніторингу виконання постачальниками вимог з охорони праці та довкілля. У 2017 році Рішенням правління затверджено регламент взаємодії структурних підрозділів Нафтогазу під час закупівлі товарів, робіт та послуг, в якому прописаний механізм оцінки дотримання постачальником екологічно-соціальних вимог компанії та вимог законодавства України у сфері охорони довкілля, згідно з яким при укладанні договорів постачальник зобов’язується дотримуватись екологічних вимог, а компанія залишає за собою право перевірити його діяльність на відповідність взятим зобов’язанням. Додатком до регламенту є опитувальник щодо екологічно-соціальної політики учасників закупівель. Опитувальник розміщено на сайті компанії www.naftogaz.com. Підприємства групи вже використовують його під час проведення закупівель.

190

У 2017 році ЄБРР проводив моніторинг впровадження Нафтогазом нових стандартів звітності, прозорості, екологічної та соціальної відповідальності та виконання зобов’язань щодо наближення у Нафтогазі стандартів діяльності до принципів екологічно-соціальної політики ЄБРР в рамках співробітництва компанії з міжнародними фінансовими інституціями (ЄБРР та МБРР). Корпорацією OPIC (США) у 2017 році був проведений технічний аудит об’єктів комплексу підземного зберігання газу, за результатами якого компанія отримала позитивний висновок щодо рівня безпеки та впливу на довкілля з подальшою можливістю надання інвестиційних коштів компанією Goldman Sachs International. У 2017 році компанією Deloitte було проведено аудит екологічної діяльності Нафтогазу, зокрема об’єктів з транспортування та підземного зберігання газу. Ця робота є складовою програми допомоги Уряду США з реформування нафтогазової галузі України. За результатами проведених аудитів міжнародними партнерами було зроблено висновки, що діяльність компанії в основному відповідає зобов’язанням, взятим на себе у сфері охорони довкілля, вимогам чинного законодавства України та міжнародних стандартів.

191

НАША ВІДПОВІДАЛЬНІСТЬ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2017

Впровадження міжнародних стандартів Компанія взяла на себе зобов’язання щодо впровадження та сертифікації інтегрованої системи менеджменту, у тому числі екологічного менеджменту згідно зі стандартом ISO 14001. У 2017 році проведено зовнішній аудит системи менеджменту якості в компанії на відповідність її вимогам міжнародного стандарту ISO 9001:2015 та отримано сертифікат відповідності від ТUV SUD. Також підготовлено проекти необхідних документів для організації процедури закупівлі послуг на проведення зовнішнього незалежного аудиту системи менеджменту у сферах охорони довкілля, гігієни та безпеки праці та енергоефективності на відповідність її вимогам міжнародним стандартам ISO 14001, OHSAS 18001 та ISO 50001. Протягом 2017 року тривала співпраця з Національним науковим центром «Інститут ґрунтознавства та агрохімії імені О.Н. Соколовського» на перегляд та актуалізацію чинного СОУ 74.2-20077720-034:2009 «Захист довкілля. Ліквідування забруднень ґрунтів і водних об’єктів нафтою та нафтопродуктами. Правила» для встановлення більш жорстких екологічних вимог до підприємств нафтогазового комплексу.

У 2017 році виконано такі етапи робіт щодо впровадження системи екологічного менеджменту: • проведено комплекс робіт із діагностики існуючої системи керування та виробничих процесів компанії, що включає: діагностичний аудит, опис видів діяльності, організаційної структури та функцій управління; аналіз сильних і слабких сторін діяльності в області якості, екології, охорони праці, енергозбереження та соціальної відповідальності; аналіз та оцінка відповідності фактичних результатів вимогам ISO 9001, ISO 14001, ISO 50001, OHSAS 18001 та SA 8000; • протягом звітного періоду проводились наради та навчання членів робочих груп щодо реалізації заходів з впровадження інтегрованої системи менеджменту компанії; • проведено внутрішній аудит інтегрованої системи менеджменту компанії в усіх її підрозділах щодо відповідності вимогам міжнародних стандартів ISO 9001, ISO 14001, OHSAS 18001, ISO 50001 та SA8000. За результатами внутрішнього аудиту ІСМ встановлено, що діяльність компанії відповідає в цілому критеріям та вимогам міжнародних стандартів.

Біорізноманіття Проблема збереження біорізноманіття в Україні є актуальною і життєво важливою для окремих видів, які перебувають на межі зникнення. Тому, підприємства компанії, працюючи в екологічно вразливих місцях, здійснюють екологічний моніторинг і оцінюють вплив діяльності на біоту. Так, Укрнафта щорічно спільно з незалежною науково-дослідною організацією проводить природоохоронний біологічний та гідробіологічний моніторинг екосистем на території Андріяшівського газоконденсатного родовища, що межує з Андріяшівсько-Гудимським 192

гідрологічним заказником. Відповідно до результатів моніторингу у 2017 році негативний вплив нафтогазовидобувної інфраструктури на стан лісових, лучних та водно-болотних екосистем не виявлений. У 2017 році Укртрансгаз здійснював аналіз біоресурсів водних об΄єктів, що використовуються для забору або скидання води в процесі своєї діяльності. Зокрема, такі дослідження проводились на водних об΄єктах у межах Сумської, Полтавської, Вінницької та Тернопільської областей на ділянках, на яких

заплановано здійснювати ремонт газопроводу «Уренгой-Помари-Ужгород» та гідро-випробування. Розглядалися всі звичайні, надзвичайні та незаплановані заходи з точки зору їх здатності проявляти прямий або опосередкований вплив на досліджувані території та біологічні об’єкти. При цьому аналізувалася взаємодія з існуючим природним навколишнім середовищем та соціальноекономічними елементами, а також можливість порушення відповідних екологічних принципів, правових та адміністративних норм. За результатами

аналізу отримано позитивний висновок ДП «Центр еколого-експертної аналітики» (Мінприроди України). У висновку зазначено, що при дотриманні всіх рекомендованих вимог та заходів ремонт магістрального газопроводу «УренгойПомари-Ужгород» не буде мати

негативного впливу на стан біорізноманіття. На 2018 рік заплановано проведення екологічних досліджень з підготовки плану управління біорізноманіттям лісового заказника «Дача Галілея» на ділянці Гусятин-

Богородчани (27,1 км) та збору базової інформації для переходу через водні перешкоди на ділянках Ромни-Гребінки (26,7 км) та Гребінки-Софіївка (31,5 км) проекту «Реконструкція газопроводу Уренгой-ПомариУжгород».

Взаємодія із зацікавленими сторонами стосовно екологічних питань У компанії впроваджено і діє Порядкок взаємодії із зацікавленими сторонами, згідно з яким будь-які проекти, що мають значний вплив на довкілля та життя громад, обов’язково доводяться до відома всіх зацікавлених сторін з метою належного інформування про можливі екологічні та соціальні наслідки запланованих робіт. У 2017 році розроблено Карту зацікавлених сторін НАК «Нафтогаз України»

та основні методи взаємодії з ними (Детальніше читайте у розділі «Визначення змісту звіту і суттєвих аспектів»). Більшість підприємств компанії беруть активну участь у реалізації еколого-соціальних проектів з вирішення проблем громад, на які можуть негативно впливати виробничі процеси компанії (Детальніше читайте у розділі «Розвиток місцевих громад»).

З метою реалізації природоохоронних заходів компанія співпрацює з громадськими організаціями. Підписано Меморандум про взаєморозуміння та співробітництво з Всеукраїнською громадською організацією «Жива планета». У 2017 році проведено семінар-тренінг «Впровадження сталих закупівель» в Оргуському центрі Мінприроди України та тренінг з питань впровадження «Зеленого офісу».

Фінансування природоохоронної діяльності У 2017 році поточні витрати та капітальні інвестиції підприємств групи Нафтогаз, спрямовані на охорону навколишнього середовища, склали 91,4 млн грн. У 2017 році з власних коштів підприємств компанії на охорону навколишнього природного середовища витрачено 91,4 млн грн, з них: на капітальні інвестиції – 0,7 млн грн (що становить близько 1% від загального обсягу витрат на охорону навколишнього середовища), на поточні витрати – 90,7 млн грн (99%). Із загальної суми капітальних інвестицій на заходи з очищення стічних вод витрачено 0,5 млн грн, на заходи з раді-

итрати на охорону навколишнього природного середовища В та екологічні платежі групи Нафтогаз у 2017 році, млн грн

77,2

90,7

ВІД ПРОДАЖУ ВІДХОДІВ

0,1

ЗА НАДАННЯ ПОСЛУГ ПРИРОДООХОРОННОГО ПРИЗНАЧЕННЯ

ПОТОЧНІ ВИТРАТИ

91,4

0,7

КАПІТАЛЬНІ ІНВЕСТИЦІЇ

155,1

50,8

ЕКОЛОГІЧНИЙ ПОДАТОК

51,3

77,8

0,5

ШТРАФНІ САНКЦІЇ ЗА ПОРУШЕННЯ ЗАКОНОДАВСТВА

ОПЛАТА ПОСЛУГ ПРИРОДООХОРОННОГО ПРИЗНАЧЕННЯ

Витрати на охорону навколишнього природного середовища Екологічні платежі Екологічні послуги 193

НАША ВІДПОВІДАЛЬНІСТЬ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2017

аційної безпеки – 0,1 млн грн. Витрати на капітальний ремонт систем каналізації та очищення зворотних вод склали 0,2 млн грн. З поточних витрат на заходи з охорони атмосферного

повітря витрачено 6,0 млн грн (близько 7% від загальної суми поточних витрат), очищення зворотних вод – 45,6 млн грн (50%), поводження з відходами – 6,3 млн грн (7%), захист і реабілітація ґрунту, підземних і поверхневих вод – 24,3 млн грн

(близько 27%), інші напрямки (наприклад, зниження шумового і вібраційного впливу, радіаційна безпека, збереження біорізноманіття, науково-дослідні роботи природоохоронного спрямування тощо) – 8,5 млн грн (9%).

Охорона атмосферного повітря Загальний обсяг викидів забруднюючих речовин у атмосферне повітря стаціонарними джерелами об’єктів підприємств компанії у 2017 році становив близько 92,18 тис. т, що на 4% більше, ніж у 2016 році. Однак, забруднення атмосфери продуктами виробництва підприємств групи у 2017 році не перевищувало обсягів, встановлених у дозволах та нормативах граничнодопустимих викидів. За результатами 2017 року збільшилися також викиди парникових газів в еквіваленті СО2 підприємствами групи на 20%. Основна частка (66,7%) викидів парникових газів в 2017 році припадала на Укртрансгаз. Причиною збільшення викидів в атмосферу є зростання обсягів виконаних робіт у 2017 році Укртрансгазом на 9%, а також збіль-

шення обсягів буріння Укргазвидобуванням на 21,2% і обсягів видобування природного газу на 4,4% (645 млн куб. м).

Для зменшення викидів в атмосферне повітря здійснюється комплекс організаційно-технічних заходів, який включає: − поступову заміну/модернізацію застарілого газомотокомпресорного та газоперекачувального обладнання; − поетапну заміну резервуарів із стаціонарною покрівлею на більш сучасні у технологічному плані резервуари із плаваючою покрівлею; − систематичне обслуговування дихальної арматури та ущільнень понтонів та покрівель резервуарів; − модернізацію та еколого-теплотехнічні випробування паливовикористовуючого обладнання котелень; − використання режимів перекачування та експлуатації резервуарів, які забезпечують найменші обсяги викидів забруднюючих речовин.

Відповідно до Закону України «Про охорону атмосферного повітря» та дозволів на викиди забруднюючих речовин, компанією забезпечується проведення контролю граничнодопустимих викидів забруднюючих речовин в атмосферне повітря від стаціонарних джерел викидів, в тому числі контроль ефективності роботи газоочисного устаткування підрозділів, а також контролю вмісту забруднюючих речовин на межі санітарно-захисної зони. Періодичність проведення таких досліджень (контролю) встановлюється безпосередньо дозволами на викиди забруднюючих речовин від стаціонарних джерел забруднення кожного із підприємств компанії.

Викиди парникових газів підприємствами групи Нафтогаз у 2017 році, тис. т Підприємства групи

Викиди діоксиду вуглецю (СО2)

Викиди метану (СН4)

Викиди оксиду азоту Викиди парникових (N2O) газів, СО2-екв.

Укртрансгаз

3818,5

30,4

0,2

4509,8

Укрнафта

1022,8

4,4

0,1

1159,0

Укргазвидобування

862,7

10,0

0,016

1078,4

Укртранснафта

1,7

0,1

3,5

Інші підприємства

1,5

0,6

14,5

ВСЬОГО

5707,2

45,5

0,3

6765,2

Внесок компанії у боротьбу зі зміною клімату Відповідно до зобов’язань, взятих Україною в рамках Угоди про асоціацію з ЄС та Паризької угоди про зміну клімату, в Україні повинно бути створено і впроваджено національну систему торгівлі квотами на викиди парникових газів (УСТВ). Враховуючи важливість проблеми та значну кількість установок – об΄єктів дозвільної системи на підприємствах нафтогазової галузі, група Нафтогаз спільно з компанією «Карбон Лімітс АС» (Королівство Норвегія) та за підтримки проекту «Партнерство заради ринкової готовності» (Partnership for Market Readiness – PMR)

Підприємства групи

У тому числі: викиди діоксиду (SO2) та інших сполук сірки

викиди сполук азоту (NОx) без N2O)

викиди неметанових летких органічних сполук

Наступним етапом проекту, запланованим до кінця 2018 року, є оцінка незалежним верифікатором (VERICO, Німеччина) розробленого Плану моніторингу, звітності та верифікації. Для зменшення обсягів парникових газів ПАТ «Укртрансгаз» постійно здійснюється моніторинг стану герметичності запірної арматури, трубопроводів та іншого обладнання ГТС мобільними лабораторіями з виявлення та усунення

17,4

7,3

0,001

9,6

0,5

Укрнафта

13,9

6,0

0,1

2,8

5,0

Укргазвидобування

11,8

6,4

0,2

3,3

1,9

Укртранснафта

2,01

0,008

0,001

0,005

2,0

Укравтогаз

0,003

0,002

–

0,001

–

Укрспецтрансгаз

0,016

–

0,0002

0,016

Кіровоградгаз

0,004

0,002

–

0,001

0,0002

ВСЬОГО

45,1

19,7

0,3

15,7

9,4

т СО2-екв./млн куб. м

Укртрансгаз

194

30-31 січня 2017 року в рамках проекту проведено робочі зустрічі з учасниками проекту у Філії УМГ «Київтрансгаз» ПАТ «Укртрансгаз» та КС «Яготин». Було здійснено огляд технологічних процесів, джерел викидів парникових газів та матеріальних потоків. Проведено індивідуальні технічні робочі сесії з персоналом, відповідальним за підготовку плану моніторингу,

зібрано необхідну інформацію для проекту Плану моніторингу, звітності та верифікації.

В икиди парникових газів на одиницю виконаної роботи (карбоноємність) Укртрансгазу у 2014–2017 роках

Викиди в атмосферне повітря забруднюючих речовин підприємствами групи Нафтогаз у 2017 році, тис. т Викиди забруднюючих викиди оксиду речовин вуглецю (СО)

Світового банку продовжувала в 2017 році реалізовувати проект, який має на меті пілотне впровадження системи моніторингу, звітності та верифікації викидів парникових газів (Пілотний проект).

38 36 34 32 30 2014

2015

2016

2017

Експлуатація пересувної компресорної станції на об’єкті Укртрансгазу 195

НАША ВІДПОВІДАЛЬНІСТЬ

витоків природного газу з обладнання ГТС. У 2017 році Укртрансгаз розпочав експлуатацію пересувної компресорної станції, яка

РІЧНИЙ ЗВІТ 2017

дозволяє під час ремонтних робіт на газопроводі мінімізувати кількість стравленого природного газу в атмосферу та перекачати

його у герметичну систему. Під час першого застосування мобільного компресора вдалось зберегти 1,3 млн куб. м природного газу.

Раціональне використання водних ресурсів У 2017 році обсяги фактичного використання води підприємствами компанії зменшились на 30,4% порівняно з попереднім роком та становили 4,42 млн куб. м при загальному обсязі забору води 5,3 млн куб. м. За минулий рік відведено 1,7 млн куб. м зворотних (стічних) вод. Із поверхневих джерел водопостачання фактично використано 2,6 млн куб. м, що складає близько 59% від загального об’єму використаної води; підземного водозабору – 1,2 млн куб. м – (27%); комунального водопроводу – 0,6 млн куб. м – (13%), стічна вода – 0,005 млн куб. м – (менше 1%). Забір води здійснювався в основному на виробничо-технологічні, а також питні та санітарно-гігієнічні потреби працівників.

196

Також в процесі видобування вуглеводнів отримано 9,1 млн куб. м супутньо-пластової води. У 2017 році на очисні споруди біологічної очистки відведено 325,621 тис. куб. м зворотних (стічних) вод, на споруди фізико-хімічної очистки – 10,7 тис. куб. м, механічної очистки – 88,5 тис. куб. м. Об’єм води, використаної підприємствами групи у системах оборотного водопостачання за 2017 рік, склав 194,4 млн куб. м: • Укртрансгаз – 32,6 млн куб. м • Укрнафта – 137,3 млн куб. м • Укргазвидобування – 24,5 млн куб. м • Укрспецтрансгаз – 0,04 млн куб. м Об’єм води, використаної Укрнафтою у системах повторного водопостачання

(підтримка пластового тиску) становив 5,04 млн куб. м. Протягом 2017 року у підземні горизонти повернуто 9,2 млн куб. м супутньо-пластових вод: на об’єктах видобутку Укргазвидобування закачано 0,2 млн куб. м, Укрнафти – 8,96 млн куб. м. Використання цього методу значно 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 2017 році Укрнафта відновила обвалування резервуарів та свердловин (сумарно 226 од.), провела заміну, ревізію, ремонт 373 запобіжних дихальних клапанів резервуарів і апаратів, здійснила ревізію і заміну 326 засувок на водоводах та заміну 29 лічиль-

ників обліку води, провела оцінку стану 88 експлуатаційних колон видобувних і нагнітальних свердловин. Крім того, товариством ліквідовано та рекультивовано 19 нафтових, земляних та інших амбарів і резервуарів. Укрнафта щорічно розробляє та реалізує «Заходи щодо ліквідації наслідків довготривалого видобування нафти і газу та зменшення загазованості навколишнього середовища м. Борислав».

Виконання заходів у 2017 році за рахунок коштів Укрнафти склало 31,4 млн грн. З них на контрольно-попереджувальні заходи витрачено 1,3 млн грн, на ремонтно-ізоляційні роботи – 15,7 млн грн, на експлуатацію і реконструкцію об΄єктів, пов’язаних з ліквідацією загазованості міста, – 14,2 млн грн, науково- дослідні роботи – 0,3 млн грн. У 2017 році Укртрансгаз провів 1527 еколого-теплотехнічних

випробувань, що дозволило проконтролювати відповідність показників роботи паливо-використовуючого обладнання вимогам паспортних даних та технологічного регламенту. З метою оформлення відповідної дозвільної документації проведено інвентаризацію 1835 стаціонарних джерел викидів, підготовлено обґрунтовуючі матеріали та проведена відомча експертиза 556 проектних матеріалів.

Використання водних ресурсів підприємствами групи Нафтогаз у 2015–2017 роках, тис. куб. м Використано водних ресурсів

2015

2016

2017

Динаміка використання у 2017 до 2016, %

Всього, у тому числі*:

7017,2

6369,9

4418,5

-30,4

Укртрансгаз

708,6

680,3

645,4

-5,1

Укрнафта

3081,7

3361,3

2650,0

-21,2

Укргазвидобування

2229,2

2131,5

947,8

-55,5

Укртранснафта

171,99

179,1

168,6

-5,9

*Включно з іншими підприємствами групи

Поводження з відходами Загальний обсяг відходів, що утворилися на підприємствах групи Нафтогаз у 2017 році, становив 210,1 тис. т, з них: • відходи І класу небезпеки – 0,075 тис. т, що становить менше 1% від загального обсягу відходів, що утворилися. Серед відходів І класу найпоширенішими є відпрацьовані люмінесцентні лампи, свинцеві батареї та акумулятори. Усі відходи I класу небезпеки передаються на договірних засадах для подальшої екологічно безпечної утилізації спеціалізованим підприємствам. Крім того, на більшості підприємств групи та в апараті компанії запроваджено приймання відпрацьованих батарейок та люмінесцентних ламп від усіх бажаючих; • відходи ІІ класу – 0,4 тис. т, (становить менше 1%).

Серед відходів ІІ класу найпоширенішими є відпрацьовані оливи та мастила, яких утворилось 284,1 т, та акумуляторні батареї – 59 т; • відходи ІІІ класу – 12,4 тис. т, (приблизно 6%). Найпоширенішими серед відходів ІІІ класу небезпеки на підприємствах групи Нафтогаз є відпрацьовані нафтопродукти та нафтошлами – 8098,8 т; • відходи IV класу – 197,3 тис. т (приблизно 94%). До IV класу небезпеки відносяться такі основні види відходів: шлам буровий (вибурена порода, відпрацьовані бурові розчини та бурові стічні води) – 147,2 тис. т; відходи комунальні змішані – 24,1 тис. т; брухт чорних металів – 6,1 тис. т; шини автомобільні відпрацьовані та

пошкоджені – 0,7 тис. т; відходи будівництва – 0,5 тис. т; відходи сільськогосподарського виробництва (різні) – 0,2 тис. т та інші відходи, що утворюються в основному на об’єктах будівництва, буріння, видобування, транспортування, зберігання та переробки нафти і газу. Укрнафта володіє відповідною дозвільною документацією та обладнанням для утилізації небезпечних нафтовмісних відходів на власних об’єктах. Завдяки використанню установок з переробки нафтошламів, відпрацьованих нафтопродуктів та стійких нафтових емульсій у 2017 році Укрнафта утилізувала 1,525 тис. т нафтошламів, а за період з 2012 до 2017 року обсяг переробки склав 20,325 тис. т нафтошламів, які утворилися 197

НАША ВІДПОВІДАЛЬНІСТЬ

у минулі періоди. Завдяки цьому тільки за 2017 рік обсяг нафтовмісних відходів зменшився на 17,1%, та було отримано додатково

РІЧНИЙ ЗВІТ 2017

декілька тисяч тонн нафти та нафтопродуктів.

підприємств групи перебувало 12,3 тис. т нафтовмісних відходів, що на 25,3 тис. т менше у порівнянні з минулорічною датою.

Станом на 01.01.2018 року у місцях тимчасового зберігання

Структура утворення відходів Нафтогазу, за класами небезпеки, 2015–2017, тис. т Загальний обсяг відходів, що утворилися на підприємствах групи Нафтогаз

2015

2016

2017

Всього, у тому числі:

102,5

85,4

210,1

І клас небезпеки

0,1

ІІ клас небезпеки

0,9

0,3

0,4

ІІІ клас небезпеки

8,0

5,9

12,4

ІV клас небезпеки

93,5

79,1

197,3

Збільшення обсягів утворення відходів у 2017 відбулося в основному за рахунок збільшення виробничих показників, особливо збільшення обсягів буріння в

Укргазвидобуванні на 21,2%, що дало значний приріст утворення відходів третього і четвертого класів небезпеки (відходів буріння та нафтовмісних відходів).

Компанія не здійснює транскордонне перевезення відходів, не імпортує і не експортує відходи, які є «небезпечними» згідно з Базельською конвенцією.

Поводження з відходами на підприємствах групи Нафтогаз, 2015–2017 роки, тис. т 2015

2016

2017

Обсяг відходів, що утворилися

102,5

85,4

210,1

Обсяг відходів, що видалено на власних об’єктах

4,5

0,00005

152,7

Обсяг відходів, що утилізовано та знешкоджено

51,3

49,3

1,9*

Обсяг відходів, що передано спеціалізованим організаціям

60,9

38,1

53,0

* З ниження обсягів утилізації чи знешкодження відходів відбулося за рахунок зменшення обсягів відходів, що тимчасово розміщені на виробничих об’єктах компанії.

Заходи щодо запобігання та ліквідації наслідків аварійних ситуацій Протягом 2017 року на виробничих об’єктах компанії відбулося 15 аварійних ситуацій, що призвели до понаднормативного забруднення довкілля, особливо забруднення земель. Загальна площа забруднених земель, згідно з отриманою інформацією від підприємств групи становила близько 9360 кв. м. Питання щодо забруднення довкілля у 2017 році неодноразово розглядалося на комісії з надзвичайних ситуацій компанії. Крім цього, оскільки окремі 198

випадки мали соціальний резонанс, на засіданні наглядової ради Нафтогазу №19/2017 прийнято рішення вжити відповідних заходів і доручити голові правління особисто інформувати комітет з питань охорони праці, екологічної та промислової безпеки про резонансні події та значний негативний вплив на довкілля внаслідок аварійних ситуацій. Крім цього, внесено відповідні зміни у розпорядчі документи компанії щодо регламенту повідомлення про забруднення довкілля.

У 2017 році підприємствами групи виконано моніторингові дослідження стану забруднення навколишнього середовища Машівського ореолу під територією Машівського УКПГ (установка комплексної підготовки газу), Андріївської зони техногенного забруднення та свердловини № 81 Східно-Полтавського газоконденсатного родовища (ГКР).

Проблеми та ризики в сфері охорони навколишнього середовища 1. Імплементація Директив ЄС. Директива MCP (Medium Combustion Plant) регулює викиди забруднюючих речовин від спалювання палива в установках з номінальною тепловою потужністю рівною або більшою ніж 1 МВт і меншою ніж 50 МВт («установки спалювання середньої потужності»). Газомотокомпресори та газоперекачувальні агрегати підприємств компанії застарілі морально і фізично та не зможуть виконати встановлений Мінприроди України норматив по викидах 500 мг/куб. м для NOx і 250 мг/куб. м для СО. Програми їх заміни чи модернізації через потребу значних обсягів фінансування виконуються, але не у повному обсязі. При цьому, слід зазначити, що в ЄС вимоги щодо такого обладнання ще більш жорсткі (100 мг/куб. м для NOx і 50 мг/куб. м для СО). Щоб вирішити цю проблему, необхідна повна заміна існуючих газомотокомпресорів та газоперекачувальних агрегатів та розроблення тимчасових технологічних нормативів граничнодопустимих викидів забруднюючих речовин. 2. Недосконала законодавча база в Україні. Відсутність підзаконних актів для реалізації вимог чинного законодавства, а саме: – існує певна затримка з імплементації окремих положень Угоди з ЄС; – ще з 2015 року відсутні підзаконні нормативні акти для реалізації положень Закону України «Про відходи» у частині розроблення порядку отримання дозволів на здійснення операцій у сфері поводження з відходами; – відсутній нормативний документ для визначення класів небезпеки відходів, оскільки призупинено дію ДСанПіН 2.2.7.029-99 «Гігієнічні вимоги поводження з промисловими відходами та визначення їх класу небезпеки для здоров’я населення». Без визначення класів небезпеки відходів підприємствам неможливо розрахувати показник загального утворення відходів, провести інвентаризацію відходів чи подати Декларацію про відходи; – у Переліку ліцензіатів на провадження господарської діяльності зі здійснення операцій у сфері поводження з небезпечними відходами на сайті Мінприроди України міститься неактуальна інформація; – відсутня державна автоматизована система, яка має бути забезпечена відповідним комплексом програмно-технічних і телекомунікаційних засобів для обліку видобутих підземних вод; – недостатньо врегульовано питання імплементації окремих положень Закону України «Про оцінку впливу на довкілля» у частині отримання дозволів на ділянки надр. 3. Недостатність кадрових ресурсів (неукомплектованість служб з екологічної безпеки) на деяких виробничих об’єктах підприємств компанії. 4. Забруднення довкілля вуглеводнями та супутньо-пластовими водами (СПВ) внаслідок зношеності обладнання та несанкціонованого втручання сторонніх осіб.

Плани на 2018 рік • Реалізація Плану охорони навколишнього природного середовища та соціальних заходів, який є додатком до кредитної документації щодо залучення фінансування під гарантії МБРР (затверджено протоколом засідання правління від 12.05.2017 №191), що дозволить максимально наблизити стандарти діяльності групи Нафтогаз до еколого-соціальних вимог міжнародних фінансових організацій; • Проведення зовнішнього оцінювання третьою стороною системи екологічного менеджменту Нафтогазу, підтвердження відповідності діяльності компанії вимогам міжнародного стандарту ISO 14001:2015 та отримання відповідного сертифікату міжнародного зразка; • Реалізація Пілотного проекту Світового банку та початок впровадження на окремих промислових об’єктах системи моніторингу, звітності та верифікації викидів парникових газів; • Розроблення технологічних нормативів граничнодопустимих викидів забруднюючих речовин для спалювальних установок середньої потужності для нафтогазової галузі України. 199

РІЧНИЙ ЗВІТ 2017

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ

2012

2013

2014

2015

2016

2017

БАЛАНС

Відмова від висловлення думки

6 зауважень 1 зауваження (56% від вартості (2% від вартості активів) активів)

3 зауваження (2% від вартості активів)

1 зауваження (0,2% від вартості активів)

ФІНАНСВІ РЕЗУЛЬТАТИ

Відмова від висловлення думки

3 зауваження (9% від чистого збитку)

3 зауваження (53% від чистого прибутку)

1 зауваження (0,3% від чистого прибутку)

6 зауважень (38% від чистого збитку)

Щодо звітності Нафтогазу за 2017 рік незалежні аудитори висловили думку з застереженням стосовно балансу та фінансових результатів групи. Більшість зауважень аудиторів не пов’язані з результатами 2017 року та стосуються порівнянності результатів 2017 року та попередніх періодів.

ПЕРЕЛІК ЗАУВАЖЕНЬ АУДИТОРА ТА КОМЕНТАРІ ДО НИХ Зауваження аудитора (в дужках порядковий номер зауваження у звіті аудитора)

Вплив на : Баланс на 31 грудня 2017 року

Фінансовий Коментар керівництва результат 2017 року

Питання, які впливають на показники 2017 року або обох років: Інвестиції в спільну діяльність: Використання різних облікових політик групою, асоційованими підприємствами та спільною діяльністю (СД); відсутність перевіреної аудитом фінансової інформації СД (1)

так (менше так 1% активів) (менше 1% чистого прибутку)

Керівництво очікує, що у 2018 році договір про спільну діяльність буде розірвано на підставі рішення суду. Після винесення судом остаточного рішення про припинення дії договору, група припинить консолідувати дану інвестицію в спільну діяльність.

Питання, які стосуються попередніх періодів і впливають на порівнянність даних поточного та попереднього років: Технічні питання ведення обліку: • Використання різних облікових політик групою, асоційованими підприємствами та спільною діяльністю (2) • Непідтверджені результати проведення інвентаризації запасів, що знаходились у власності спільної діяльності ПАТ «Укрнафта» станом на 31 грудня 2015 року (3в)

ні

Фінансова інформація ПАТ «Укрнафта»: Неможливість отримання достатніх аудиторських ні доказів для обґрунтування визнання і оцінки наступних операцій Укрнафтою: • продаж нафтопродуктів за договорами спільної діяльності у 2016 році, • 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 та за рік, який закінчився 31 грудня 2016 (3а, б) 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 (4)

ні

Зауваження аудитора щодо результатів попередніх періодів не мають впливу на фінансову звітність за 2017 року. Керівництво вжило заходів щодо уникнення впливу цих питань на показники групи у 2017 році, зокрема – скоригувало дані щодо оцінки дебіторської заборгованості та передплат виданих ПАТ «Укрнафта» у 2015 році; а також посилило контроль за закупівлями на підприємствах групи.

ні

201

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ

ПУБЛІЧНЕ АКЦІОНЕРНЕ ТОВАРИСТВО «НАЦІОНАЛЬНА АКЦІОНЕРНА КОМПАНІЯ «НАФТОГАЗ УКРАЇНИ» КОНСОЛІДОВАНА ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ СТАНОМ НА ТА ЗА РІК, ЯКИЙ ЗАКІНЧИВСЯ 31 ГРУДНЯ 2017 РОКУ

202

РІЧНИЙ ЗВІТ 2017

ЗМІСТ Стор.

ЗВІТ НЕЗАЛЕЖНОГО АУДИТОРА ��204 КОНСОЛІДОВАНА ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ Консолідований звіт про фінансовий стан . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 208 Консолідований звіт про прибутки або збитки . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 209 Консолідований звіт про сукупні доходи . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 210 Консолідований звіт про зміни у власному капіталі . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 211 Консолідований звіт про рух грошових коштів . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 212 Примітки до консолідованої фінансової звітності 1. ОРГАНІЗАЦІЯ ТА ЇЇ ОПЕРАЦІЙНА ДІЯЛЬНІСТЬ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 214 2. ОПЕРАЦІЙНЕ СЕРЕДОВИЩЕ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 214 3. Перерахунок Порівняльної Інформації . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 219 4. ІНФОРМАЦІЯ ЗА СЕГМЕНТАМИ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 220 5. ЗАЛИШКИ ЗА ОПЕРАЦІЯМИ ТА ОПЕРАЦІЇ З ПОВ’ЯЗАНИМИ СТОРОНАМИ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 226 6. ОСНОВНІ ЗАСОБИ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 228 7. ІНВЕСТИЦІЇ В АСОЦІЙОВАНІ ТА СПІЛЬНІ ПІДПРИЄМСТВА . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 230 8. ІНШІ НЕОБОРОТНІ АКТИВИ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 231 9. ЗАПАСИ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 232 10. ТОРГОВА ДЕБІТОРСЬКА ЗАБОРГОВАНІСТЬ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 232 11. ПЕРЕДПЛАТИ ВИДАНІ ТА ІНШІ ОБОРОТНІ АКТИВИ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 233 12. ГРОШОВІ КОШТИ ТА ЗАЛИШКИ НА БАНКІВСЬКИХ РАХУНКАХ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 234 13. АКЦІОНЕРНИЙ КАПІТАЛ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 234 14. ПОЗИКИ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 235 15. ЗАБЕЗПЕЧЕННЯ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 237 16. АВАНСИ ОТРИМАНІ ТА ІНШІ КОРОТКОСТРОКОВІ ЗОБОВ’ЯЗАННЯ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 239 17. СОБІВАРТІСТЬ РЕАЛІЗАЦІЇ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 240 18. ІНШІ ОПЕРАЦІЙНІ ДОХОДИ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 240 19. ІНШІ ОПЕРАЦІЙНІ ВИТРАТИ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 240 20. ФІНАНСОВІ ВИТРАТИ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 241 21. ФІНАНСОВІ ДОХОДИ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 241 22. ПОДАТОК НА ПРИБУТОК . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 241 23. УМОВНІ ТА КОНТРАКТНІ ЗОБОВ’ЯЗАННЯ І ОПЕРАЦІЙНІ РИЗИКИ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 243 24. УПРАВЛІННЯ ФІНАНСОВИМИ РИЗИКАМИ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 248 25. СПРАВЕДЛИВА ВАРТІСТЬ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 252 26. ПОДІЇ ПІСЛЯ ЗВІТНОГО ПЕРІОДУ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 255 27. ОСНОВНІ ПРИНЦИПИ ОБЛІКОВОЇ ПОЛІТИКИ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 255 28. ІСТОТНІ ОБЛІКОВІ ОЦІНКИ ТА СУДЖЕННЯ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 268 29. ПРИЙНЯТТЯ ДО ЗАСТОСУВАННЯ НОВИХ АБО ПЕРЕГЛЯНУТИХ СТАНДАРТІВ ТА ТЛУМАЧЕНЬ . . . . . . . . . . . 271

203

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ

ЗВІТ НЕЗАЛЕЖНОГО АУДИТОРА Акціонеру Публічного акціонерного товариства «Національна акціонерна компанія «Нафтогаз України»:

Думка із застереженням Ми провели аудит консолідованої фінансової звітності Публічного акціонерного товариства «Національна акціонерна компанія «Нафтогаз України» (надалі – «Компанія») та його дочірніх підприємств (надалі разом – «Група»), що складається з консолідованого звіту про фінансовий стан на 31 грудня 2017 року та консолідованого звіту про прибутки або збитки, консолідованого звіту про сукупні доходи, консолідованого звіту про зміни у власному капіталі та консолідованого звіту про рух грошових коштів за рік, що закінчився зазначеною датою, та приміток до консолідованої фінансової звітності, включаючи стислий

РІЧНИЙ ЗВІТ 2017

виклад значущих облікових політик. На нашу думку, за винятком можливого впливу питань, описаних в параграфах 1а, 3 та 4 розділу «Основа для думки із застереженням» нашого звіту і за виключенням впливу питань, описаних у параграфах 1б та 2 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 2017 року, та її консолідовані фінансові результати і консолідовані грошові потоки за рік, що закінчився зазначеною датою, відповідно до Міжнародних стандартів фінансової звітності (надалі – «МСФЗ»).

Основа для думки із застереженням Питання, які впливають на показники поточного року або обох років

1) Інвестиції в асоційовані підприємства та спільну діяльність Як зазначено у Примітках 7 та 27 до консолідованої фінансової звітності, дочірнє підприємство Групи, ПАТ «Укргазвидобування», має інвестицію в спільну діяльність між Misen Enterprises AB та ТОВ «Карпатигаз», яка обліковується із використанням методу пропорційної консолідації. Нам не вдалося: а. Отримати достатні і належні аудиторські докази щодо частки Групи в активах, зобов’язаннях, доходах і витратах спільної діяльності, оскільки за ведення облікових записів відповідає інша сторона угоди про спільну діяльність та ми не отримали доступу до перевіреної аудитом фінансової звітності та фінансової інформації, підготовленої згідно з МСФЗ станом на 31 грудня 2017 та 2016 років і за роки, які закінчилися на зазначені дати, як наведено у таблиці нижче:

31 грудня 2017 року, мільйонів гривень

31 грудня 2016 року, мільйонів гривень

1 456

1 540

Інші необоротні активи

Запаси

130

Передплати видані та інші оборотні активи

Позики

122

111

109

1 712

(116)

(1 472)

Стаття у консолідованій фінансовій звітності Консолідований звіт про фінансовий стан на: Основні засоби

Торгова дебіторська заборгованість Грошові кошти та залишки на рахунках у банках

Забезпечення Торгова кредиторська заборгованість Аванси отримані та інші короткострокові зобов’язання Консолідований звіт про прибутки або збитки за рік, який закінчився: Дохід від реалізації Собівартість реалізації 204

б. Визначити вплив відхилення від єдиної облікової політики Групи стосовно використання моделі переоцінки для обліку своїх основних засобів з боку спільної діяльності станом на 31 грудня 2017 та 2016 років та за роки, які закінчилися на зазначені дати. Питання, які стосуються попередніх періодів і впливають на порівнянність даних поточного року та попереднього року 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. Нам не вдалося: а. Визначити вплив відхилення від вимог МСФЗ 11 «Спільна діяльність», оскільки інвестиції Групи у спільні діяльності у сумі 40 мільйонів гривень станом на 31 грудня 2016 року обліковувались із використанням методу участі в капіталі. 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 року та своєї частки у доходах та витратах спільної діяльності за рік, якій закінчився на зазначену дату. б. Визначити вплив відхилення від єдиної облікової політики Групи стосовно використання моделі переоцінки для обліку своїх основних засобів з боку ПАТ «Укртатнафта» станом на 31 грудня 2016 року та за рік, який закінчився на зазначену дату. Наша аудиторська думка щодо консолідованої фінансової звіт-

ності за рік, який закінчився 31 грудня 2016 року, була відповідним чином модифікована. Наша думка щодо консолідованої фінансової звітності за рік, який закінчився 31 грудня 2017 року, також модифікована внаслідок можливого впливу цього питання на порівнянність даних поточного періоду та порівняльних даних.

3) Фінансова інформація ПАТ «Укрнафта» Нам не вдалося отримати достатні та належні аудиторські докази щодо: a. У 2015 році ПАТ «Укрнафта» («Укрнафта») видала передплати для придбання нафтопродуктів із договірним строком поставки у грудні 2018 року та реалізувала сиру нафту із очікуваним строком оплати у грудні 2016 року. Станом на 31 грудня 2016 року Група визнала резерв на знецінення в повній сумі відповідної торгової дебіторської заборгованості та передплат, які залишилися непогашеними на зазначену дату. Як наслідок, нам не вдалося отримати достатні та належні аудиторські докази щодо визнання і оцінки відповідної торгової дебіторської заборгованості та передплат виданих станом на 31 грудня 2015 року, а також впливу цих операцій на інші операційні витрати, фінансові доходи, включаючи будь-які податкові наслідки та інші складові консолідованої фінансової звітності за рік, який закінчився 31 грудня 2016 року. б. Визнання і оцінки доходу від реалізації, собівартості реалізації, інших операційних витрат та інших складових консолідованої фінансової звітності, пов’язаних з операціями продажу нафтопродуктів спільною діяльністю Укрнафти у 2016 році.

в. Кількості та оцінки вартості запасів в сумі 1 191 мільйон гривень, які знаходились у власності 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. Як наслідок, ми не мали змоги оцінити, чи існувала потреба в будь-яких коригуваннях наступних сум стосовно Укрнафти за рік, який закінчився 31 грудня 2016 року: Консолідований звіт про прибутки або збитки: Дохід від реалізації

771

Собівартість реалізації

(1 662)

Інші операційні витрати

(13 600)

Фінансові доходи Витрати з податку на прибуток

1 570 (2 131)

Наша аудиторська думка щодо консолідованої фінансової звітності за рік, який закінчився 31 грудня 2016 року, була відповідним чином модифікована. Наша думка щодо консолідованої фінансової звітності за рік, який закінчився 31 грудня 2017 року, також модифікована внаслідок можливого впливу цього питання на порівнянність даних поточного періоду та порівняльних даних. 4) Класифікація і подання операцій придбання Як викладено у Примітці 27, наступні витрати були понесені ПАТ «Укртрансгаз» за рік, який закінчився 31 грудня 2016 року: • капітальні витрати, включені до складу основних засобів у 205

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ

•

сумі 1 872 мільйони гривень; та витрати за операціями придбання послуг та запасів у сумі 4 279 мільйонів гривень.

Як далі зазначено у Примітці 27, сутність таких витрат може відрізнятись від їхньої юридичної форми згідно з первинними документами. 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 рік, який закінчився 31 грудня 2016 року. Відповідно, ми не мали змоги оцінити, чи існувала потреба в будь-яких коригуваннях цих сум. Наша аудиторська думка щодо консолідованої фінансової звітності за рік, який закінчився 31 грудня 2016 року, була відповідним чином модифікована. Наша думка щодо консолідованої фінансової звітності за рік, який закінчився 31 грудня 2017 року, також модифікована внаслідок можливого впливу цього питання на порівнянність даних поточного періоду та порівняльних даних. Ми провели аудит відповідно до Міжнародних стандартів аудиту («МСА»). Нашу відповідальність згідно з цими стандартами викладено в розділі «Відповідальність аудитора за аудит консолідованої фінансової звітності» нашого звіту. Ми є незалежними по відношенню до Групи згідно з Кодексом етики професійних бухгалтерів Ради з міжнародних стандартів етики для бухгалтерів («Кодекс РМСЕБ») та етичними вимогами, застосовними в Україні до нашого аудиту консолідованої фінансової звітності, а також виконали інші обов’язки з етики відповідно до цих вимог та 206

РІЧНИЙ ЗВІТ 2017

Кодексу РМСЕБ. Ми вважаємо, що отримані нами аудиторські докази є достатніми і прийнятними для використання їх як основи для нашої думки.

Пояснювальні параграфи Операційне середовище Ми звертаємо вашу увагу на Примітку 2 до консолідованої фінансової звітності, у якій йдеться про те, що вплив економічної кризи та політичної нестабільності, які тривають в Україні, а також їхнє остаточне врегулювання неможливо передбачити з достатньою вірогідністю, і вони можуть негативно вплинути на економіку України та операційну діяльність Групи. Нашу думку не було модифіковано щодо цього питання. Спірні питання з АТ «Газпром» Ми також звертаємо вашу увагу на Примітку 23 до консолідованої фінансової звітності, у якій йдеться про рішення Стокгольмського арбітражного трибуналу щодо позовів між Компанією та АТ «Газпром» та суттєву невизначеність щодо остаточного врегулювання спірних питань між Компанією та АТ «Газпром». Нашу думку не було модифіковано щодо цього питання. Коригування попередніх періодів Ми далі звертаємо вашу увагу на Примітку 3 до консолідованої фінансової звітності, у якій йдеться про те, що у консолідовану фінансову звітність станом на 31 грудня 2016 року і за рік, який закінчився на зазначену дату, були внесені коригування. Нашу думку не було модифіковано щодо цього питання.

Відповідальність управлінського персоналу та тих, кого наділено найвищими повноваженнями, за консолідовану фінансову звітність Управлінський персонал несе відповідальність за складання і достовірне подання консолідованої фінансової звітності відповідно до МСФЗ та за таку систему внутрішнього контролю, яку управлінський персонал визначає потрібною для того, щоб забезпечити складання консолідованої фінансової звітності, що не містить суттєвих викривлень внаслідок шахрайства або помилки. При складанні консолідованої фінансової звітності управлінський персонал несе відповідальність за оцінку здатності Групи продовжувати свою діяльність на безперервній основі, розкриваючи, де це застосовно, 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 відповідальність за нагляд за процесом фінансового звітування Групи.

док шахрайства або помилки, та випуск звіту аудитора, що містить нашу думку. Обґрунтована впевненість є високим рівнем впевненості, проте не гарантує, що аудит, проведений відповідно до МСА, завжди виявить суттєве викривлення, коли воно існує. Викривлення можуть бути результатом 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 шахрайства чи помилки, розробляємо та виконуємо аудиторські процедури у відповідь на ці ризики, та отримуємо аудиторські докази, що є достатніми та прийнятними для використання їх як основи для нашої думки. Ризик невиявлення суттєвого викривлення внаслідок шахрайства є вищим, ніж для викривлення внаслідок помилки, оскільки шахрайство може включати змову, підробку, навмисні

пропуски, неправильні 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 думки щодо ефективності системи внутрішнього контролю. Оцінюємо прийнятність застосованих облікових політик та обґрунтованість облікових оцінок і відповідних розкриттів інформації, зроблених управлінським персоналом. Робимо висновок щодо прийнятності використання управлінським персоналом припущення про безперервність діяльності як основи для бухгалтерського обліку та, на основі отриманих аудиторських доказів, доходимо висновку, чи існує суттєва невизначеність щодо подій або умов, які поставили б під значний сумнів можливість Групи продовжити безперервну діяльність. Якщо ми робимо висновок щодо існування такої суттєвої невизначеності, ми повинні привернути увагу в своєму звіті аудитора до відповідних розкриттів інформації у консолідованій фінансовій звітності або, якщо такі розкриття інформації є неналежними, моди-

фікувати свою думку. Наші висновки ґрунтуються на аудиторських доказах, отриманих до дати нашого звіту аудитора. Втім, майбутні події або умови можуть примусити Групу припинити свою діяльність на безперервній основі. Оцінюємо загальне подання, структуру та зміст консолідованої 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 повноваженнями, інформацію про запланований обсяг і час проведення аудиту та суттєві аудиторські результати, включаючи будь-які суттєві недоліки заходів внутрішнього контролю, виявлені нами під час аудиту. 16 травня 2018 року

Відповідальність аудитора за аудит консолідованої фінансової звітності

ПрАТ «Делойт енд Туш ЮСК»

Нашими цілями є отримання обґрунтованої впевненості, що консолідована фінансова звітність в цілому не містить суттєвого викривлення внаслі207

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2017

ПУБЛІЧНЕ АКЦІОНЕРНЕ ТОВАРИСТВО «НАЦІОНАЛЬНА АКЦІОНЕРНА КОМПАНІЯ «НАФТОГАЗ УКРАЇНИ» КОНСОЛІДОВАНИЙ ЗВІТ ПРО ФІНАНСОВИЙ СТАН НА 31 ГРУДНЯ 2017 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

31 грудня 2017 року

ПУБЛІЧНЕ АКЦІОНЕРНЕ ТОВАРИСТВО «НАЦІОНАЛЬНА АКЦІОНЕРНА КОМПАНІЯ «НАФТОГАЗ УКРАЇНИ» КОНСОЛІДОВАНИЙ ЗВІТ ПРО ПРИБУТКИ АБО ЗБИТКИ ЗА РІК, ЯКИЙ ЗАКІНЧИВСЯ 31 ГРУДНЯ 2017 РОКУ

31 грудня 2016 року (скориговано, Примітка 3)

У мільйонах українських гривень Дохід від реалізації

6 7 22 8

9 10 11 12

491 482 1 197 – 4 204 11 131 508 014

551 661 1 328 1 317 4 508 9 326 568 140

60 175 58 988 71 247 16 23 093 1 591 215 110 723 124

50 244 49 209 9 499 22 22 336 680 131 990 700 130

Собівартість реалізації

Інші операційні доходи Доходи, нараховані по Арбітражному провадженню щодо транзиту газу Інші операційні витрати Витрати, нараховані по Арбітражному провадженню щодо купівлі-продажу газу

2016 (скориговано, Примітка 3)

227 478

192 764

(157 147)

(121 804)

70 331

70 960

5 092

2 627

11, 23

57 125

–

(27 475)

(45 545)

16, 23

(44 528)

–

60 545

28 042

Операційний прибуток Фінансові витрати

(8 302)

(9 581)

Фінансові доходи

1 598

5 913

(47)

(99)

Чистий збиток від курсових різниць

(1 043)

(5 790)

52 751

18 485

(13 302)

(636)

39 449

17 849

39 644

24 311

(195)

(6 462)

39 449

17 849

Частка у результатах асоційованих та спільних підприємств після оподаткування

164 607 437 510 29 700 3 164 (178 214) 456 767

Прибуток до оподаткування

(454) 440 519

(1 177) 455 590

Неконтролюючим акціонерам

14 15 22

14 736 6 007 67 304 12 88 059

23 100 12 416 82 312 4 117 832

14 15

44 579 52 551 8 137 78 608 10 671 194 546 282 605 723 124

47 744 31 116 16 234 28 327 3 287 126 708 244 540 700 130

2017

Валовий прибуток

194 307 411 261 – 3 462 (168 057) 440 973

Примітки

Витрати з податку на прибуток Чистий прибуток за рік

Чистий прибуток/(збиток), який належить: Акціонерам Компанії

Чистий прибуток за рік

Цю консолідовану фінансову звітність було затверджено до випуску 8 травня 2018 року. Андрій Коболєв, Сергій Коновець, Голова правління Заступник голови правління 208

209

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2017

ПУБЛІЧНЕ АКЦІОНЕРНЕ ТОВАРИСТВО «НАЦІОНАЛЬНА АКЦІОНЕРНА КОМПАНІЯ «НАФТОГАЗ УКРАЇНИ» КОНСОЛІДОВАНИЙ ЗВІТ ПРО СУКУПНІ ДОХОДИ ЗА РІК, ЯКИЙ ЗАКІНЧИВСЯ 31 ГРУДНЯ 2017 РОКУ У мільйонах українських гривень

Примітки

Чистий прибуток за рік

ПУБЛІЧНЕ АКЦІОНЕРНЕ ТОВАРИСТВО «НАЦІОНАЛЬНА АКЦІОНЕРНА КОМПАНІЯ «НАФТОГАЗ УКРАЇНИ» КОНСОЛІДОВАНИЙ ЗВІТ ПРО ЗМІНИ У ВЛАСНОМУ КАПІТАЛІ ЗА РІК, ЯКИЙ ЗАКІНЧИВСЯ 31 ГРУДНЯ 2017 РОКУ

2017

2016 (скориговано, Примітка 3)

39 449

17 849

Інший сукупний (збиток)/дохід

Залишок станом на 31 грудня 2015 року

Статті, які не можна рекласифікувати у подальшому на прибуток або збиток, за вирахуванням податку на прибуток: (Збиток)/прибуток у результаті переоцінки основних засобів, за вирахуванням податку на прибуток у сумі 5 488 мільйонів гривень (2016: 1 585 мільйонів гривень) Частка інших сукупних доходів асоційованих підприємств, за вирахуванням податку на прибуток у сумі нуль гривень (2016: нуль гривень)

У мільйонах українських гривень

(24 907)

7 221

Акціонерний капітал

Незареєс Накопи Резерв трований чені переоакціокурсові цінки нерний різниці капітал

164 607 430 503

29 700

Накопичений дефіцит

2 086 (188 421)

НеконтроВсього льована Всього власного частка у капіталу капіталі 438 475

5 287

443 762

Прибуток/(збиток) за рік

–

24 311

(6 462)

17 849

Інші сукупні доходи/(збитки) за рік

–

7 176

–

1 078

(88)

8 166

(102)

8 064

Всього сукупних доходів/ (збитків) за рік

–

7 176

–

1 078

24 223

32 477

(6 564)

25 913

Реалізований резерв переоцінки

–

(169)

–

169

–

Переоцінка зобов’язань за виплатами працівникам, за вирахуванням податку на прибуток у сумі 68 мільйонів гривень (2016: 31 мільйон гривень)

(312)

(142)

Зміна інвестицій в спільні операції

–

100

200

–

(13 264)

–

(13 264)

Переоцінка резерву на виведення активів з експлуатації, за вирахуванням податку на прибуток у сумі 24 мільйонів гривень (2016: 21 мільйон гривень)

(95)

Забезпечення на виплату дивідендів в державний бюджет (Примітка 13 та 15) Частка прибутку до сплати у державний бюджет та оголошені дивіденди (Примітка 13)

–

(1 021)

–

(1 021)

164 607 437 510

29 700

3 164 (178 214)

456 767

(1 177)

455 590

(115)

Статті, які можна рекласифікувати у подальшому на прибуток або збиток, за вирахуванням податку на прибуток: Накопичена курсова різниця

298

1 078

Інші сукупні (збитки)/доходи за рік

(25 036)

8 064

Всього сукупних доходів за рік

14 413

25 913

13 697

32 477

716

(6 564)

14 413

25 913

Всього сукупних доходів/(збитків), які належать: Акціонерам Компанії Неконтролюючим акціонерам Всього сукупних доходів за рік

Залишок станом на 31 грудня 2016 року (скориговано, Примітка 3) Прибуток/(збиток) за рік

–

39 644

(195)

39 449

Інші сукупні доходи/(збитки) за рік

–

(26 032)

–

298

(213)

(25 947)

911

(25 036)

Всього сукупних доходів/ (збитків) за рік

– (26 032)

–

298

39 431

13 697

716

14 413

Реалізований резерв переоцінки

–

(217)

–

217

–

Зміна інвестицій в спільні операції

–

Забезпечення на виплату дивідендів в державний бюджет (Примітка 13 та 15)

–

(29 498)

–

(29 498)

29 700

–

(29 700)

–

194 307 411 261

–

3 462 (168 057)

440 973

(454)

440 519

Реєстрація акцій (Примітка 13) Залишок станом на 31 грудня 2017 року

210

211

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2017

ПУБЛІЧНЕ АКЦІОНЕРНЕ ТОВАРИСТВО «НАЦІОНАЛЬНА АКЦІОНЕРНА КОМПАНІЯ «НАФТОГАЗ УКРАЇНИ» КОНСОЛІДОВАНИЙ ЗВІТ ПРО РУХ ГРОШОВИХ КОШТІВ ЗА РІК, ЯКИЙ ЗАКІНЧИВСЯ 31 ГРУДНЯ 2017 РОКУ

У мільйонах українських гривень

Примітки

2017

ПУБЛІЧНЕ АКЦІОНЕРНЕ ТОВАРИСТВО «НАЦІОНАЛЬНА АКЦІОНЕРНА КОМПАНІЯ «НАФТОГАЗ УКРАЇНИ» КОНСОЛІДОВАНИЙ ЗВІТ ПРО РУХ ГРОШОВИХ КОШТІВ ЗА РІК, ЯКИЙ ЗАКІНЧИВСЯ 31 ГРУДНЯ 2017 РОКУ (ПРОДОВЖЕННЯ)

2016 (скориговано, Примітка 3)

РУХ ГРОШОВИХ КОШТІВ ВІД ОПЕРАЦІЙНОЇ ДІЯЛЬНОСТІ

2017

2016 (скориговано, Примітка 3)

12 941

4 806

Погашення позик

(49 469)

(25 641)

Відсотки сплачені

(7 378)

(8 711)

(13 264)

(1 021)

(57 170)

(30 567)

(426)

11 500

21 853

9 256

1 666

1 097

23 093

21 853

У мільйонах українських гривень РУХ ГРОШОВИХ КОШТІВ ВІД ФІНАНСОВОЇ ДІЯЛЬНОСТІ

Прибуток до оподаткування

52 751

18 485

Коригування на: Знос основних засобів і амортизацію нематеріальних активів

Надходження від позик

39 824

24 068

132

406

3 399

1 231

Чисті грошові кошти використані в фінансової діяльності

1 903

1 905

Чисте (зменшення)/збільшення грошових коштів та їх еквівалентів

12 613

24 656

(12 597)

–

(834)

12 067

(48)

(101)

Збиток від курсових різниць

1 043

5 790

Фінансові витрати, нетто

6 704

3 668

104 937

92 274

(338)

554

Збільшення запасів

(10 749)

(18 616)

Збільшення торгової дебіторської заборгованості

(24 981)

(31 249)

2 277

8 623

(106)

(1 581)

(873)

Збільшення/(зменшення) торгової кредиторської заборгованості

18 702

(4 042)

(Зменшення)/збільшення авансів отриманих та інших короткострокових зобов’язань

(5 199)

7 080

Грошові кошти, отримані від операційної діяльності

83 076

53 645

(13 719)

(7 522)

1 244

1 182

70 601

47 305

(14 438)

(7 680)

495

2 315

123

(13 857)

(5 238)

Збиток від вибуття основних засобів Збиток від зменшення корисності основних засобів Уцінку запасів Чистий рух резерву на знецінення торгової дебіторської заборгованості, передплат виданих та інших оборотних активів, зменшення корисності фінансових інвестицій та ПДВ до відшкодування

Ефект відображення рішень Арбітражу щодо купівлі-продажу природного газу та транзиту природного газу, нетто Зміну забезпечень

Списання кредиторської заборгованості та інших поточних зобов’язань Частка у результатах асоційованих та спільних підприємств після оподаткування

(Збільшення)/зменшення інших необоротних активів

Зменшення передплат виданих та інших оборотних активів Збільшення/(зменшення) інших довгострокових зобов’язань

Податок на прибуток сплачений Відсотки отримані Чисті грошові кошти, отримані від операційної діяльності

Обов’язковий внесок до бюджету частки прибутку і виплата дивідендів

ГРОШОВІ КОШТИ ТА ЇХ ЕКВІВАЛЕНТИ НА ПОЧАТОК РОКУ

Рух грошових коштів від операційної діяльності до змін в оборотному капіталі

Зменшення забезпечень

Примітки

Вплив зміни валютних курсів на грошові кошти та їх еквіваленти ГРОШОВІ КОШТИ ТА ЇХ ЕКВІВАЛЕНТИ НА КІНЕЦЬ РОКУ

Істотні негрошові операції У мільйонах українських гривень Сплата за придбаний природний газ постачальникам банками-кредиторами Сплата дивідендів шляхом зарахування зустрічних однорідних вимог

2017

2016

21 850

13 636

3 242

–

РУХ ГРОШОВИХ КОШТІВ ВІД ІНВЕСТИЦІЙНОЇ ДІЯЛЬНОСТІ Придбання основних засобів та нематеріальних активів Надходження від продажу основних засобів Зняття банківських депозитів Дивіденди отримані Чисті грошові кошти, використані в інвестиційній діяльності

212

213

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 від 25.05.98 № 747. «Нафтогаз України» та його дочірні підприємства (надалі разом – «Група») знаходяться у бенефіціарній власності держави Україна. Уряд України, в особі Кабінету Міністрів України,

РІЧНИЙ ЗВІТ 2017

здійснює функції з управління Компанією за рахунок участі у зборах акціонерів, а також за допомогою призначення членів Наглядової ради 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 розвідувального буріння, транспортування та зберігання нафти і газу, продажу та постачання природного газу та нафтопродуктів споживачам.

Компанія володіє частками у різних підприємствах, які формують національну систему із виробництва, переробки, постачання, розподілу, оптової та роздрібної торгівлі, транспортування і зберігання природного газу, газового конденсату та нафти. Компанія зареєстрована за адресою: вул. Б. Хмельницького, 6, Київ, Україна. Група провадить свою господарську діяльність та володіє виробничими потужностями, в основному, в Україні. Основні дочірні підприємства та спільна діяльність представлені таким чином:

Частка володіння, утримувана станом на 31 грудня

Назва/вид діяльності

Країна реєстрації

2017

2016

100,00

Україна

50,00 + 1 акція

Україна

50,00

Єгипет

100,00

Україна

49,99

Україна

ПАТ «Укртрансгаз»

100,00

Україна

ПАТ «Укртранснафта»

100,00

Україна

ПАТ «Укрспецтрансгаз»

100,00

Україна

Дочірнє підприємство «Газ України»

100,00

Україна

Naftogaz Trading Europe S.A.

100,00

Швейцарія

51,00

Україна

100,00

Україна

Дочірнє підприємство «Вуглесинтезгаз України»

100,00

Україна

Дочірнє підприємство «Нафтогаз-Енергосервіс» (в минулому ДП «Укрнафтогазкомплект»)

100,00

Україна

Виробництво газу, нафти та продуктів їх переробки ПАТ «Укргазвидобування» ПАТ «Укрнафта» Петросанан, спільна діяльність з Арабською Республікою Єгипет та Єгипетською генеральною нафтовою корпорацією Дочірнє підприємство «Закордоннафтогаз» ТОВ «Карпатигаз», спільна діяльність із компанією Misen Enterprises AB Транспортування нафти і газу

Оптова та роздрібна торгівля нафти, газу та продуктів їх переробки

ВАТ «Кіровоградгаз» Дочірнє підприємство «Укравтогаз» Інші

2. ОПЕРАЦІЙНЕ СЕРЕДОВИЩЕ Протягом останніх років Україна знаходилась у стані політичних та економічних потрясінь. Крим, автономна 214

республіка у складі України, був фактично окупований Російською Федерацією. Продовжується 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 2017 році індекс інфляції становив 13,7% у порівнянні із 12,4% у 2016 році. Українська економіка продовжувала відновлюватись від економічної та політичної кризи попередніх років, що призвело до поступового зростання реального ВВП приблизно на 2,5% (2016: 2,4%) і стабілізації національної валюти. З точки зору торгівлі, економіка переорієнтовувалась на ринок Європейського Союзу («ЄС»), що стало результатом підписаної Угоди про асоціацію з ЄС у січні 2016 року, яка створила Поглиблену та всеосяжну зону вільної торгівлі («ПВЗВТ»). За цією угодою Україна зобов’язалась гармонізувати свої правила, норми та стандарти торгівлі з відповідними положеннями ЄС, поступово зменшувати імпортні мита для товарів із країн-членів ЄС та відмінити експортні мита протягом 10-річного перехідного періоду. Впровадження ПВЗВТ розпочалось із 1 січня 2017 року. В свою чергу Російська Федерація запровадила торгове ембарго або імпортні мита на основні українські продукти експорту. У відповідь Україна запровадила аналогічні заходи до російської продукції.

(«МВФ»), яка триватиме до березня 2019 року. Загальна сума за програмою становить 17,5 мільярда доларів США, з яких на цей час Україна отримала лише 8,7 мільярда доларів США. У вересні 2017 року Україна успішно випустила єврооблігації на суму 3 мільярда доларів США, із яких 1,3 мільярда доларів США становить нове фінансування, а решта суми призначена для рефінансування облігацій, які підлягають погашенню у 2019 році. НБУ очікує, що Україна отримає ще 3,5 мільярда доларів США від МВФ у 2018 році. Щоб отримати наступні транші, уряд України повинен впровадити певні ключові реформи, включно з такими сферами як пенсійна система, антикорупційне законодавство та приватизація, а також перехід до ринкового ціноутворення на природний газ. Подальша стабілізація економічної та політичної ситуації залежить, великою мірою, від успіху українського уряду, при цьому подальший розвиток економічної та політичної ситуації на разі складно передбачити.

Щодо валютного регулювання, Національний банк України («НБУ») зменшив обов’язкову частку продажу валютних надходжень від 65% до 50% із квітня 2017 року, збільшив період розрахунків за експортно-імпортними операціями від 120 до 180 днів із травня 2017 року і дозволив компаніям здійснювати виплату дивідендів за 2013 рік (та попередні роки) з лімітом у 2 мільйони доларів США на місяць із листопада 2017 року.

Реформування газового ринку в Україні почалось з впровадження в дію Закону України «Про ринок природного газу» від 09.04.15 № 329-VIII, що вступив в силу з 1 жовтня 2015 року. З цієї дати на оптовому і роздрібному ринках природного газу розпочав дію принцип вільного ціноутворення і свобода вибору джерел надходження природного газу, окрім випадків, коли Кабінетом Міністрів України покладено спеціальні обов’язки на суб’єктів ринку природного газу.

У березні 2015 року Україна підписала угоду про чотирирічну програму розширеного фінансування («ПРФ») із Міжнародним валютним фондом

Уряд та Група здійснюють суттєві кроки з метою створення відкритого європейського ринку газу на виконання Меморандуму про економічну та фінансову

політику, укладеного в рамках співпраці з МВФ, положень Коаліційної угоди, Стратегії сталого розвитку «Україна – 2020», Плану дій з корпоративного управління, а також Плану заходів щодо реформування газового сектору. Реалізація зазначених заходів реформування ринку природного газу України концептуально змінює правові засади та механізм функціонування ринку природного газу, а також окремі аспекти фінансово-господарської діяльності Компанії, а також матиме значний вплив на показники діяльності Компанії та Групи вцілому. Державне регулювання ринку природного газу в Україні. З 1 жовтня 2015 року модель газового ринку України змінилась від ринку регульованих тарифів на принципи вільної та чесної конкуренції та забезпечення високого рівня захисту прав та інтересів споживачів. Водночас, Постановою Кабінету Міністрів України від 01.10.15 №758, на період з 1 жовтня 2015 року по 31 березня 2017 року на Компанію було покладено спеціальні обов’язки («ПСО») щодо закупівлі природного газу власного видобутку у ПАТ «Укргазвидобування» та реалізації природного газу постачальникам природного газу для потреб побутових 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». Дію положення про покладення спеціальних обов’язків (далі – «Положення про ПСО») для Ком215

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ

панії було подовжено до 1 квітня 2018 року Постановою Кабінету Міністрів України від 22.03.17 №187. Це положення містить, крім іншого, ряд суттєвих відмінностей від попереднього, а саме: • ПАТ «Укргазвидобування» та ПАТ «ДАТ «Чорноморнафтогаз» зобов’язані продавати природний газ Компанії для подальшого продажу для потреб побутових споживачів, релігійних організацій та виробників теплової енергії в рамках виробництва теплової енергії з метою надання послуг з опалення і постачання гарячої води населенню та релігійним організаціям. • Компанія зобов’язана постачати природний газ виробникам теплової енергії для всіх категорій споживачів, а також для виробництва електричної енергії такими виробниками. • З 1 квітня 2017 року Компанія продає природний газ для постачальників природного газу побутовим споживачам, релігійним організаціям та

РІЧНИЙ ЗВІТ 2017

•

виробникам теплової енергії за ціною 4 942 гривні за 1000 куб. метрів (без ПДВ та тарифів на транспортування, розподіл газу та величини 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 виробникам теплової енергії для всіх категорій споживачів, крім населення та релігійних організацій, а також виробництва електричної енергії такими виробниками – коефіцієнт 1,6. Передбачено, що якщо ціна газу, розрахована на рівні імпортного паритету 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 дорівню-

ватиме розрахованій ціні газу на рівні імпортного паритету. Одночасно із прийняттям рішення про зміну ціни продажу газу Компанії для зазначених споживачів також переглядається ціна придбання природного газу у ПАТ «Укргазвидобування» та ПАТ «ДАТ «Чорноморнафтогаз». Не зважаючи на те, що протягом 2017 року виникали передумови для перегляду діючої ціни після проведення перерахунку Міністерством енергетики та вугільної промисловості України, рішення із зазначеного питання не було прийнято. Для споживачів, що не підпадають під дію Положення про ПСО, реалізується імпортований природний газ за цінами, які визначаються учасниками ринку природного газу, що здійснюють реалізацію газу таким споживачам, в тому числі і Компанією, самостійно. Такі тарифи і ціни були встановлені станом на: 31 грудня 2017 року З 1 квітня 2017 року: 6,96 гривень за кубічний метр

31 грудня 2016 року Ціна на газ для побутових споживачів, з врахуванням ПДВ, тарифів на З 1 травня послуги з транспортування та розподілу природного газу та торговельної 2016 року по надбавки. 31 березня З 1 квітня 2017 року постановою Кабінету Міністрів України від 22.03.17 2017 року: №187 передбачено, що торговельна надбавка (націнка) постачальника може 6,88 гривень за досягати (але не бути більшою) 2,5% від встановленої ціни газу як товару. кубічний метр Ціна на газ для виробників теплової енергії для населення, без ПДВ, 4,94 гривень за З 1 травня тарифів на послуги з транспортування та розподілу природного газу. кубічний метр 2016 року: 4,94 грн. за кубічний метр Ціни реалізації природного газу для промислових споживачів, 7 516–8 265 6 484–7 148 установ та організацій, що фінансуються з державного та місцевих гривень за тисячу гривень за тисячу бюджетів, без ПДВ, тарифів на послуги з транспортування та розподілу. кубічних метрів кубічних метрів Зазначені ціни щомісячно визначаються Компанією самостійно і диференційовані в залежності від місячних обсягів споживання газу та умов його оплати споживачем. Загальний тариф на зберігання (зберігання, закачування, відбір), без 112,0 112,0 ПДВ, гривень за тис. куб. метрів за один сезон зберігання. Тариф на транспортування природного газу магістральними 12,47 12,47 трубопроводами для точок входу, розташованих на державному кордоні України без ПДВ, дол. США за тис. куб.м. на добу. 216

Побутові споживачі (населення) здійснюють оплату за спожитий природний газ через рахунки із спеціальним режимом використання у банках, перелік яких затверджує Кабінет Міністрів України. Згідно з поточною процедурою постачальники природного газу для потреб 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 магістральних газопроводів, операторів розподільчих газопроводів, постачальника природного газу із спеціальними обов’язками у відповідності до коефіцієнтів, розрахованих постачальниками із спеціальними обов’язками і затверджених Національною комісією, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг (далі – «НКРЕКП»). Залишки на спеціальних рахунках не можна арештувати або заблокувати. Підприємства, що виробляють теплову енергію, також відкривають банківські рахунки із спеціальним режимом використання для розрахунків за поставлену теплову енергію з аналогічним алгоритмом розподілу у відповідності до коефіцієнтів, що затверджуються НКРЕКП щомісяця. Спеціальні банківські рахунки компаній, що виробляють теплову енергію, також не можуть бути заблоковані або арештовані. У листопаді 2016 року було прийнято Закон України «Про заходи, спрямовані на врегулювання заборгованості теплопостачальних та теплогенеруючих організацій та підприємств централізованого водопостачання і водовідведення за спожиті енергоносії» №1730. Цей Закон визначає

порядок врегулювання заборгованості теплопостачальних та теплогенеруючих організацій та підприємств централізованого водопостачання і водовідведення 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 природний газ перед Компанією.

природного газу», суб’єкт ринку природного газу, на якого покладаються спеціальні обов’язки, має право на отримання компенсації економічно обґрунтованих витрат, здійснених таким суб’єктом, зменшених на доходи, отримані у процесі виконання покладених на нього спеціальних обов’язків, та з урахуванням допустимого рівня прибутку відповідно до порядку, затвердженого Кабінетом Міністрів України.

Коло організацій та підприємств, що мають право участі у процедурі врегулювання заборгованості, затверджується центральним органом виконавчої влади, що реалізує державну політику у сфері житлово-комунального господарства, та фіксується у окремому реєстрі.

В липні 2017 Окружний адміністративний суд міста Києва виніс постанову за позовом Компанії проти Кабінету Міністрів України, якою визнав протиправною бездіяльність останнього у не визначенні джерел фінансування та порядку визначення компенсації за покладені спеціальні обов’язки, при прийнятті Положення про ПСО. Вказана постанова суду першої інстанції набрала законної сили з жовтня 2017 року.

Станом на 31 грудня 2017 року Компанія підписала договори на реструктуризацію заборгованості за спожитий природний газ згідно цього Закону на загальну суму 432 мільйона гривень. Виконання умов договорів про реструктуризацію заборгованості за спожитий природний газ гарантується органом місцевого самоврядування, що представляє відповідну територіальну громаду, що фіксується у окремих договорах про надання гарантії. Згідно умов договорів про реструктуризацію заборгованості за спожитий природний газ, Компанія має право розірвати їх у разі невиконання графіку платежів з боку дебіторів. До дати випуску цієї консолідованої фінансової звітності жодного договору розірвано не було. 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

Станом на дату затвердження цієї консолідованої фінансової звітності відповідне рішення Кабінетом Міністрів України не прийняте. Відповідно, протягом 2017 та 2016 років Компанія не отримувала компенсацію як суб’єкт, на якого покладаються спеціальні обов’язки. Очікувана сума компенсації за виконання спеціальних обов’язків за весь період їх дії і до 31 грудня 2017 року за оцінкою Компанії складає в 36,2 мільярди гривень (не перевірено аудитом), не враховуючи компенсацію, яку мають право отримати інші суб’єкти ринку природного газу, на яких було покладено спеціальні обов’язки, а саме ПАТ «Укргазвидобування» та ПАТ «ДАТ Чорноморнафтогаз». Загальна сума компенсації усім зазначеним вище суб’єктам 217

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ

ринку природного газу, на яких було покладено спеціальні обов’язки, за оцінками Компанії складає 111 мільярдів гривень (не перевірено аудитом). Відокремлення діяльності з транспортування природного газу Станом на 31 грудня 2017 та 2016 років, Компанія здійснювала контроль над оператором газотранспортної системи ПАТ «Укртрансгаз». 1 липня 2016 року Кабінет Міністрів України прийняв Постанову №496, якою затвердив план відокремлення діяльності з транспортування природного газу шляхом передачі активів, що залучені до транспортування природного газу до ПАТ «Магістральні газопроводи України» після завершення Стокгольмського арбітражу (Примітка 23). За умовами Контракту на транзит газу Нафтогаз несе відповідальність за забезпечення надійного та безперебійного функціонування газотранспортної системи України. Технічну реалізацію зобов’язань Нафтогазу здійснює ПАТ «Укртрансгаз». Передача прав та зобов’язань за Контрактом на транзит газу третій особі (наприклад, ПАТ «Магістральні газопроводи України») не може бути

218

РІЧНИЙ ЗВІТ 2017

здійснена без згоди ПАТ «Газпрому» (далі – Газпром). Газпром не бажає давати таку згоду та подав заяву до Трибуналу Арбітражного інституту Торгової палати Стокгольма (надалі – Стокгольмський Арбітраж), вимагаючи перегляду або розірвання Контракту з купівліпродажу природного газу та Контракту на транзит газу (Примітка 26). Відповідно, керівництво Групи вважає, що юридичне відокремлення діяльності з транспортування природного газу є неможливим, оскільки в результаті Нафтогаз втратить контроль над активами, що є основою для юридичного інтересу Нафтогазу у справі захисту прав за Контрактом на транзит газу згідно з умовами законодавства Швеції. Водночас, реалізація моделі відокремлення ISO (Незалежного системного оператора), також не може бути здійснена до кінця дії Контракту на транзит газу, оскільки передбачала б відокремлення діяльності з транзиту та внутрішнього транспортування до 2020 року. В свою чергу модель відокремлення ITO (Незалежного оператора транспортування) не передбачена Законом України «Про ринок природного газу». Враховуючи вищесказане, Керівництво Групи вважає, що

відокремлення діяльності з транспортування природного газу до 2020 року є малоймовірним. Активи на тимчасово окупованих територіях На початку 2014 року Україна постраждала від збройної агресії Російської Федерації в результаті якої відбулася окупація Автономної Республіки Крим (далі – «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 вторгнення регулярних збройних сил Російської Федерації. Як наслідок, до 1 січня 2016 року Компанія провела знецінення інвестицій у частки підприємств, що знаходяться на територіях проведення антитерористичної операції (далі – «АТО»), визначених Законом України «Про тимчасові заходи на період проведення АТО» від 02.09.14 № 1669. Керівництво Групи продовжує вживати всі можливі юридичні та дипломатичні заходи для відшкодування збитків та відновлення контролю над активами Групи у Криму (Примітка 23).

3. ПЕРЕРАХУНОК ПОРІВНЯЛЬНОЇ ІНФОРМАЦІЇ Група затвердила консолідовану фінансову звітність станом на і за рік, який закінчився 31 грудня 2016 року, 4 травня 2017 року. Після дати затвердження Група виявила неточності у інформації за попередні звітні періоди, які завдали істотного впливу на консолідований звіт про

фінансовий стан на 31 грудня 2016 року. Ці неточності були відображені ретроспективно у цій консолідованій фінансовій звітності станом на і за рік, який закінчився 31 грудня 2016 року. Вплив таких коригувань не має впливу на консолідований фінансовий стан на 31 грудня 2015 року, консолідований звіт про прибутки або збитки та консолідований звіт про Примітки

У мільйонах українських гривень

рух грошових коштів за рік, який закінчився на зазначену дату, тому Група не подає порівняльну інформацію на цю дату і за відповідні періоди. Вплив внесення ретроспективних коригувань до консолідованого звіту про фінансовий стан на 31 грудня 2016 року був представлений таким чином:

31 грудня 2016 року, Внесення відображено коригувань і зміни раніше класифікації

31 грудня 2016 року, скориговано

Відстрочені податкові активи

3.1.

6 415

(1 907)

4 508

Передплати видані та інші оборотні активи

3.1.

12 051

(2 552)

9 499

Накопичений дефіцит

3.1.

(175 873)

(2 341)

(178 214)

Неконтрольована частка у капіталі

3.1.

1 164

(2 341)

(1 177)

Відстрочені податкові зобов’язання

3.1.

82 088

224

82 312

Вплив внесення ретроспективних коригувань до консолідо-

ваного звіту про прибутки або збитки за рік, який закінчився Примітки

У мільйонах українських гривень

31 грудня 2016 року, був представлений таким чином:

Внесення 2016, відображено коригувань і зміни раніше класифікації

2016, скориговано

Інші операційні витрати

3.1.

(41 752)

(3 793)

(45 545)

Фінансові доходи

3.1.

4 672

1 241

5 913

Витрати з податку на прибуток

3.1.

1 495

(2 131)

(636)

Вплив внесення ретроспективних коригувань до консолідо-

ваного звіту про рух грошових коштів за рік, який закінчився

У мільйонах українських гривень

Примітки

31 грудня 2016 року, був представлений таким чином:

Внесення 2016, відображено коригувань і зміни раніше класифікації

2016, скориговано

Чистий рух резерву на знецінення торгової дебіторської заборгованості, передплат виданих та інших оборотних активів, зменшення корисності фінансових інвестицій та ПДВ до відшкодування

3.1.

20 863

(3 793)

24 656

Фінансові витрати, нетто

3.1.

4 909

1 241

3 668

Надходження від позик

3.2.

19 348

14 542

4 806

Погашення позик

3.2.

(40 183)

(14 542)

(25 641)

219

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ

3.1. Знецінення передплат виданих за постачання нафтопродуктів Станом на 31 грудня 2016 року ПАТ «Укрнафта» обліковувала передплати видані для придбання нафтопродуктів, які, з огляду на невизначеність очікуваної форми та строків відшкодування цих сум, мали ознаки знецінення. Керівництво Групи вирішило визнати резерв сумнівних боргів на ці активи станом на 31 грудня 2016 року, адже такий облік більше відповідає оцінці їх відшкодування станом на цю дату. 3.2. Зміна облікової політики щодо відображення руху грошових коштів З 1 січня 2017 року Група змінила облікову політику щодо відображення надходжень та погашень позик та відображення руху грошових коштів за цими статтями у консолідованому звіту про рух грошових коштів на нетто основі. На думку керівництва Групи, така презентація інформації є більш достовірною для користувачів консолідованої фінансової звітності, оскільки суми надходжень та погашень позик є великими, а строки погашення за такими позиками є коротими. 3.3. Інші зміни Існували інші індивідуально несуттєві коригування.

4. ІНФОРМАЦІЯ ЗА СЕГМЕНТАМИ Правління є основним органом, який приймає операційні рішення Групи. Станом на 31 грудня 2017 року Група змінила презентацію інформації за сегментами у відповідності до того, як воно планує здійсню220

РІЧНИЙ ЗВІТ 2017

вати управління ефективністю діяльності підприємств Групи. Порівняльна інформація станом на 31 грудня 2016 року була змінена відповідно до нової презентації. Керівництво розглядає результати діяльності Групи у розрізі наступних бізнес-сфер: Виробництво, імпорт, продаж та постачання природного газу різним категоріям споживачів. Керівництво виділило чотири основні групи споживачів у діяльності з продажу та постачання природного газу: • Виробництво, імпорт та продаж регіональним газопостачальним підприємствам («ГПП») для потреб населення, • Виробництво, імпорт та постачання теплогенеруючим підприємствам («ТГП») для потреб населення, • Виробництво, імпорт та постачання іншим споживачам згідно ПСО, • Імпорт та постачання іншим споживачам поза межами ПСО. Кожна група споживачів має свою процедуру встановлення цін реалізації та має свої економічні характеристики, як то продукт, що постачається фінальному споживачу, їх кредитний ризик тощо. Ціни реалізації для ГПП, ТГП для потреб населення та для інших споживачів згідно ПСО встановлюються у рамках поточного Положення про ПСО (Примітка 2). Постачання природного газу іншим групам споживачів відбувається за цінами, що встановлюються Нафтогазом самостійно. Як зазначено у Примітці 2, ПАТ «Укргазвидобування» та

ПАТ «ДАТ «Чорноморнафтогаз» зобов’язані продавати природний газ Нафтогазу для подальшого продажу для потреб побутових споживачів, релігійних організацій та виробників теплової енергії в рамках виробництва теплової енергії з метою надання послуг з опалення і постачання гарячої води населенню та релігійним організаціям. Таким чином, керівництво розглядає результати діяльності з моменту видобутку природного газу до моменту його продажу одній з категорій споживачів як єдиний звітний сегмент. Виробництво природного газу здебільшого здійснюється у Полтавській, Харківській, Сумській, Дніпропетровській, Львівській та Закарпатській областях. Розвідувальні роботи проводяться, головним чином, у Карпатському та Дніпровсько-Донецькому регіонах. Група контролює близько 80% усього природного газу, який видобувається в Україні. Попит на природний газ для інших споживачів поза межами ПСО задовольняється з імпортного ресурсу газу. Внутрішнє транспортування та транзит природного газу. Ці сегменти представлені магістральними газопроводами, які експлуатує Група. Керівництво розглядає сегменти транзиту та транспортування газу як окремі напрямки діяльності оскільки сегмент транзиту представлений контрактом з єдиним контрагентом та аналізується індивідуально.

чала до європейських країн у 2017 та 2016 роках, транспортувалося українськими магістральними газопроводами. Сегмент внутрішнього транспортування газу також включає результати від ринкових операцій балансування газу згідно Кодексу газотранспортної системи. Операції балансування – це діяльність з балансування обсягів природного газу, що входить до газотранспортної системи в точках входу та обсягів відібраного газу через точки виходу. Послуги балансування надаються користувачам послуг транспортування газу. Наразі відповідну діяльність здійснює ПАТ «Укртрансгаз». Зберігання природного газу. Українська газотранспортна система має у своєму складі 12 підземних газосховищ, розташованих на материковій частині України. Загальна потужність системи підземних газосховищ, розташованих в Україні, становить 31 мільярд кубічних метрів газу. Торгівля нафтопродуктами. Група реалізує покупні нафтопродукти та нафтопродукти власного виробництва через мережу заправних станцій, присутньою в більшості регіонів краіни. Виробництво нафтопродуктів власного виробництва здійснюється на нафто- та

газопереробних підприємствах Групи. Цей сегмент включає як оптову, так і роздрібну торгівлю нафтопродуктами. Оптова торгівля здійснюється через електронні біржові торги, а роздрібна – через мережу власних автозаправних станцій. Продаж нафти та газового конденсату. Група реалізує сиру нафту та газовий конденсат власного виробництва на біржових аукціонах відповідно до Закону України від 12.07.01 №2665-ІІІ «Про нафту і газ» та Порядку організації та проведення біржових аукціонів з продажу сирої нафти, газового конденсату власного видобутку і скрапленого газу, затвердженою постановою Кабінету Міністрів України від 16.10.14 №570. Внутрішнє транспортування та транзит сирої нафти. Ці сегменти представлені магістральними нафтопроводами системою з 11 нафтових сховищ, які експлуатує Група. Загальна довжина магістральних нафтопроводів в Україні становить 4,7 тисячі кілометрів. Інше. Доходи від цього сегмента включають доходи від продажу матеріалів, послуг, хімічної продукції. Також сегмент включає результати спільної діяльності за концесійною угодою на розвідку і розробку вуглеводнів із Арабською Республікою Єгипет.

Керівництво здійснює оцінку показників діяльності операційних сегментів на основі розміру скоригованого операційного результату. Скоригований операційний результат являє собою операційний прибуток/ (збиток), до якого додається ефект операційних курсових різниць. Керівництво також використовує показники чистого оборотного капіталу та чистий операційний грошовий потік як індикатори операційної ефективності сегментів та їх короткострокового фінансового стану. Керівництво також застосовує показник скоригованого операційного результату за вирахуванням податку на прибуток (NOPLAT) для вимірювання операційної ефективності сегменту. Для розрахунку NOPLAT скоригований операційний прибуток зменшується на суму податку на прибуток за номінальною ставкою. Скоригований операційний збиток не коригується на суму податку на прибуток. Облікова політика звітних сегментів збігається з обліковою політикою Групи, викладеною у Примітці 27, окрім відображення cплати за придбаний природний газ постачальникам банками-кредиторами як руху грошових коштів від операційної діяльності.

Українська газотранспортна система є однією з найбільших у світі за своїми транспортними потужностями. Загальна довжина газопроводів в Україні становить 38,5 тисяч кілометрів. Понад 45% природного газу, який Російська Федерація поста221

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2017

222

16 703 11 173

3 232 1 240

1 333 2 331

421 2 790

73 937 – 73 937 14 512

11 900 38 322

24 829 2 874 27 703 4

3 (4 878)

184 774 958 (329)

(329) 407

18 095 – 18 095 3 407

2 794 1 557

12 895 – 12 895 5 556

4 556 5 983

3 574 – 3 574 1 996

1 637 1 354

160 28 188 (581)

(581) (151)

4 913 6 4 919 (138)

(138) 932

Всього

Елімінація

Інше

Внутрішнє транспор-тування нафти

Транзит нафти

Продаж нафти та газового конденсату

4 113 23 399 27 512 513

Торгівля нафтопродуктами

7 755 – 7 755 1 626

Зберіган-ня природного газу

22 766 – 22 766 3 942

Внутрішнє транспор-тування природ-ного газу

Імпорт та постачання природного газу іншим споживачам поза межами ПСО

54 257 – 54 257 20 369

Транзит природного газу

Виробництво, імпорт та постачання природного газу іншим споживачам згідно ПСО

Реалізація зовнішнім споживачам Реалізація іншим сегментам Всього доходів від реалізації Результат сегмента Ефект відображення рішень Арбітражу щодо купівлі-продажу природного газу та транзиту природного газу, нетто Зміни забезпечень під судові позови та інші забезпечення Зменшення корисності основних засобів Фінансові доходи/ (витрати) Частка у результатах асоційованих та спільних підприємств після оподаткування Чистий збиток від курсових різниць Нерозподілені витрати, нетто Прибуток до оподаткування NOPLAT Чистий грошовий потік сегмента від операційної діяльності Сплата за придбаний природний газ постачальникам банками-кредиторами Ефект відображення рішень Арбітражу щодо купівлі-продажу природного газу та транзиту природного газу, нетто Нерозподілений грошовий потік від операційної діяльності Чистий грошовий потік від операційної діяльності Суттєві статті негрошового характеру, включені до результатів сегмента: Знос, виснаження та амортизація Чистий рух резерву на знецінення торгової дебіторської заборгованості, передплат виданих та інших оборотних активів Зміна в забезпеченнях Чистий (збиток)/прибуток від курсових різниць Капітальні витрати Основні засоби Інші активи сегмента Інвестиції в асоційовані та спільні підприємства Грошові кошти та залишки на банківських рахунках Заборгованість по Арбітражному провадженню щодо транзиту газу Нерозподілені активи Всього активів Зобов’язання сегмента Позики Забезпечення з суми чистого прибутку, належної до Державного бюджету України Відстрочені податкові зобов’язання Зобов’язання по Арбітражному провадженню щодо купівлі-продажу газу Нерозподілені зобов’язання Всього зобов’язань Оборотний капітал сегмента

Виробництво, імпорт та постачання природ-ного газу ТГП для потреб населення

У мільйонах українських гривень

Виробництво, імпорт та продаж природного газу ГПП для потреб населення

Інформація за звітними сегментами Групи за рік, який закінчився 31 грудня 2017 року, представлена таким чином:

– (27 081) (27 081) –

– –

227 478 – 227 478 50 877 12 597 2 787 (3 399) (6 704) (47) (764) (2 594) 52 751 41 531 61 060 21 850 (12 597) 288 70 601

5 336 1 059

1 287 692

147 8

109 (91)

28 014 –

1 570 11 197

382 (345)

916 17

963 (82)

497 –

215 (60)

388 (42)

– –

39 824 12 353

212 (52) 8 428 77 805 65 641

51 (12) 3 978 25 432 23 246

6 (1) 103 4 196 1 050

(19) (9) 49 1 456 848

– (1) 1 695 174 092 15 278

– – 72 11 908 9 999

128 – 37 152 385 25

– – 1 287 17 101 5 058

88 – 710 9 610 1 195

– – 109 7 092 873

– – 50 7 784 1 156

– (204) 477 2 621 10 357

– – – – –

10 106

3 583

823

1 891

8 661

1 451

1 680

2 934

6 054

107

394

1 819

–

466 (279) 16 996 491 482 134 726 1 197 23 093 57 125 15 501 723 124 39 503 59 315 29 498

54 350

19 238

198

(503)

5 662

8 430

(1 656)

1 825

(2 580)

766

755

1,747

67 304 57 125 29 860 282 605 88 232 223

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2017

Реалізація зовнішнім споживачам

Всього

Елімінація

Інше

Внутрішнє транспор-тування нафти

Транзит нафти

Продаж нафти та газового конден-сату

Торгівля нафто-продук-тами

Зберіган-ня природ-ного газу

Внутрішнє транспор-тування природ-ного газу

Транзит природ-ного газу

Імпорт та постачання природного газу іншим споживачам поза межами ПСО

Виробництво, імпорт та постачання природного газу іншим споживачам згідно ПСО

Виробництво, імпорт та постачання природного газу ТГП для потреб населення

У мільйонах українських гривень

Виробництво, імпорт та продаж природного газу ГПП для потреб населення

Інформація за звітними сегментами Групи за рік, який закінчився 31 грудня 2017 року, представлена таким чином:

48 920

18 871

4 600

12 880

59 986

14 710

13 482

11 149

3 336

4 678

–

192 764

–

15 560

–

2 624

930

–

(19 168)

–

Всього доходів від реалізації

48 920

18 871

4,600

28 440

59 986

17 334

991

13 505

11 149

3 336

4 709

(19 168)

192 764

Результат сегменту

19 936

4 954

(392)

(1 678)

24 648

3 093

(315)

(7 550)

(3 521)

1 959

(643)

513

–

41 004

Реалізація іншим сегментам

Зміни забезпечень під судові позови та інші забезпечення

(10 957)

Фінансові доходи/ (витрати)

(3 668)

Частка у результатах асоційованих та спільних підприємств після оподаткування

(99)

Чистий збиток від курсових різниць

(6 052)

Нерозподілені витрати, нетто

(1 743)

Прибуток до оподаткування

18 485

NOPLAT

16 347

4 062

(392)

(1 678)

20 211

2 537

(315)

(7 550)

(3 521)

1 607

(643)

419

–

31 084

Чистий грошовий потік сегмента від операційної діяльності

(7 928)

(1 713)

(2 188)

5 403

35 187

1 437

323

(4 608)

4 425

898

497

(1 084)

–

30 648

Сплата за придбаний природний газ постачальникам банками-кредиторами

13 636

Нерозподілений грошовий потік від операційної діяльності

3 021

Чистий грошовий потік від операційної діяльності

47 305

Суттєві статті негрошового характеру, включені до результатів сегмента: Знос, виснаження та амортизація

5 585

2 120

–

165

11 503

1 564

124

1 335

716

456

221

280

–

24 069

Чистий рух резерву на знецінення торгової дебіторської заборгованості, передплат виданих та інших оборотних активів

(156)

1 375

4 033

–

4 048

152

8 024

6 610

–

(15)

266

–

24 383

(22)

(8)

(2)

–

(44)

–

(501)

3 580

1 805

112

1 667

597

617

260

Основні засоби

67 019

32 565

1 669

1 540

242 350

14 651

155 554

12 430

5 203

Інші активи сегмента

53 622

20 497

5 108

14 019

4 713

129

4 337

885

Зміна в забезпеченнях Чистий (збиток)/прибуток від курсових різниць Капітальні витрати

(262)

119

558

9 469

7 285

7 996

3 399

551 661

819

1 067

10 198

115 435

Інвестиції в асоційовані та спільні підприємства

1 328

Грошові кошти та залишки на банківських рахунках

22 336

Нерозподілені активи

9 370

Всього активів Зобов’язання сегмента

(74)

229

700 130 6 068

3 163

129

1 772

3 868

1 065

1 461

4 415

3 457

440

2 040

27 961

Позики

70 844

Забезпечення під судові позови

11 844

Забезпечення з суми чистого прибутку, належної до Державного бюджету України

13 264

Відстрочені податкові зобов’язання

82 312

Нерозподілені зобов’язання

38 315

Всього зобов’язань Оборотний капітал сегмента 224

244 540 47 277

17 139

1 368

1 721

9 630

3 573

(1 332)

538

(3 024)

379

987

2 313

80 569 225

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2017

Географічна концентрація У мільйонах українських гривень

2017

2016

147 309

127 908

77 511

63 322

Єгипет

457

398

Європа

2 201

1 136

Україна Російська Федерація

Всього доходів від реалізації

227 478 192 764

Розподіл операцій продажу у таблиці вище зроблено на основі країни реєстрації клієнтів Групи. Інформація про концентрацію зовнішніх клієнтів, доходи від реалізації яких перевищують 10% від суми загальних доходів від реалізації Протягом років, які закінчилися 31 грудня 2017 і 2016 років, єдиним зовнішнім клієнтом, доходи від якого перевищують 10% від загальної суми доходів,

був Газпром. Сума доходів від Газпрому, яка відноситься до сегменту транзиту природного газу, за 2017 рік становила 73 937 мільйонів гривень (2016: 59 986 мільйонів гривень). Інформація про дохід від реалізації, операційний прибуток/ (збиток) та дебіторську заборгованість сегментів транзиту та транспортування природного газу за основними видами послуг транспортування представлена таким чином:

31 грудня 2017 року Торгова дебіторська заборгованість

Дохід від реалізації

Операційний прибуток/ (збиток)

NOPLAT

валова сума

резерв на знецінення

балансова вартість

Міжнародний транзит

73 937

14 512

11 900

6 589

Внутрішнє транспортування

24 829

22 804

(15 562)

7 242

у тому числі балансування газу

16 085

(6 133)

20 033

(14 483)

5 550

Всього

98 766

14 516

11 903

29 393

(15 562)

13 831

У мільйонах українських гривень

31 грудня 2016 року Торгова дебіторська заборгованість

Дохід від реалізації

Операційний прибуток/ (збиток)

NOPLAT

валова сума

резерв на знецінення

балансова вартість

Міжнародний транзит

59 986

24 648

20 211

6 354

–

6 354

Внутрішнє транспортування та розподіл

14 710

3 093

2 537

8 873

(4 843)

4 030

6 242

(3 475)

6 616

(4 051)

2 565

74 696

27 741

22 748

15 227

(4 843)

10 385

У мільйонах українських гривень

у тому числі балансування газу Всього

5. ЗАЛИШКИ ЗА ОПЕРАЦІЯМИ ТА ОПЕРАЦІЇ З ПОВ’ЯЗАНИМИ СТОРОНАМИ 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 фінансових та операційних рішень. Під час розгляду взаємовідносин із 226

кожною можливою пов’язаною стороною звертають увагу на суть відносин, а не тільки на їхню юридичну форму.

значним впливом держави, вважаються пов’язаними сторонами під спільним контролем.

Як зазначено у Примітці 1, Група знаходиться під безпосереднім контролем Уряду України і, відповідно, усі підприємства та установи, що контролюються державою або знаходяться під

Операції із пов’язаними сторонами можуть здійснюватися на умовах, які не обов’язково можуть бути доступними для непов’язаних сторін.

Операції із підприємствами та установами, які знаходяться під контролем держави. Група провадить істотні операції із підприємствами та установами, які контролюються, знаходяться під спільним контролем або зазнають істотного впливу з боку Уряду України. До таких підприємств та установа належать Державний ощадний банк України, «Укрексімбанк», «Укргазбанк», податкові органи, підприємства, що виробляють теплову енергію, та регіональні газорозподільні підприємства. За рік, який закінчився 31 грудня 2017 року, близько 30% доходів Групи (2016: 32%) були отримані від операцій із підприємствами, які контролюються, знаходяться під спільним контролем або зазнають істотного впливу з боку Уряду України. Непогашена торгова дебіторська заборгованість, пов’язана з цими операціями, станом на 31 грудня 2017 та 2016 років становила 45% та 44%, відповідно, від загального залишку торгової дебіторської заборгованості. Непогашена кредиторська заборгованість, аванси отримані та інші поточні зобов’язання станом на 31 грудня 2017 та 2016 років становили близько 18% та 60%, відповідно, від загальної суми відповідних зобов’язань. Забезпечення по відношенню до суб’єктів господарювання, що контролюються Урядом України, станом на 31 грудня 2017 та 2016 років становили

близько 80% від загальної суми забезпечень. Станом на 31 грудня 2017 та 2016 років, близько 98% та 95%, відповідно, грошових коштів та залишків на банківських рахунках були розміщені у банках, які контролюються, знаходяться під спільним контролем або зазнають впливу з боку Уряду України, і приблизно 65% позик були надані цими банками (2016: 54%). Близько 55% фінансових доходів в 2017 році пов’язані з рахунками у цих банках (2016: 23%) та 70% фінансових витрат за рік, який закінчився 31 грудня 2017 року (2016: 68%), стосуються позик, отриманих від цих банків. У грудні 2017 року Компанія здійснила планове погашення гарантованих державою облігацій на 4 800 мільйонів гривень, випущених у 2013 році. В 2017 році Група уклала додаткові угоди з двома державними банками, що передбачають зниження відсоткових ставок, зміну графіків погашення заборгованостей із перенесенням остаточних термінів їх погашення, а також зміну виду кредиту на відновлювальну кредитну лінію по одному з договорів. Застави. Станом на 31 грудня 2017 та 31 грудня 2016 років позики від пов’язаних сторін (державних банків) були забезпечені основними засобами, запасами та надходженнями від майбутніх продажів.

Гарантії. Сума гарантій, наданих Урядом України станом на 31 грудня 2017 та 2016 років, становила 22 023 мільйони гривень та 28 912 мільйонів гривень, відповідно (Примітка 14). Інформація про операції із державою надалі розкривається у Примітці 13. Компенсація провідному управлінському персоналу. Провідний управлінський персонал протягом 2017 року складався в середньому із 6 членів Правління та 9 директорів (2016: 4 члени Правління та 6 директорів). Компенсація провідному управлінському персоналу, що включена до складу інших операційних витрат, включала заробітну плату і додаткові поточні премії та становила 214 мільйонів гривень (2016: 87 мільйонів гривень). Також, в 2017 році Група здійснила виплати на забезпечення діяльності Наглядової ради у сумі 25 мільйонів гривень (2016: 20 мільйонів гривень), що включає оплату послуг членів Наглядової ради у сумі 20 мільйонів гривень (2016: 15 мільйонів гривень), а також 5 мільйонів гривень (2016: 5 мільйонів гривень) у вигляді відшкодування витрат, пов’язаних з виконанням ними обов’язків членів Наглядової ради, та суми забезпечення страхування відповідальності цих посадових осіб після їх призначення, що було закуплено та сплачено Компанією.

227

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2017

Група залучила професійних незалежних оцінювачів для визначення справедливої вартості суттєвих груп основних засобів станом на 31 грудня 2017 року. Справедлива вартість була визначена відповідно до Міжнародних стандартів оцінки.

6. ОСНОВНІ ЗАСОБИ

210 782

53 405

75 920

62 392 142 140

582

3 900

10 675 559 796

Первісна вартість або оцінка

212 066

53 826

76 593

63 439

142 140

861

5 122

11 617

565 664

Накопичений знос та резерв на зменшення корисності

(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)

(24 083)

Збиток від зменшення корисності

(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

13 117

587 007

Накопичений знос та резерв на зменшення корисності

(8 196)

(6 958)

(9 715)

(4 783)

(1 856)

(495)

(1 722)

(1 621)

(35 346)

Надходження і переміщення Переоцінка Вибуття Амортизаційні нарахування

Будівлі

Всього

Незавершене будівництво

Чиста балансова вартість станом на 31 грудня 2015 року

У мільйонах українських гривень

Буферний газ

Інші основні засоби

Бурове і ровідувальне обладнання

Машини та обладнання

Нафтогазовидобувні активи

Трубопроводи і супутнє обладнання

Інформація про рух балансової вартості основних засобів була представлена таким чином:

Беручи до уваги характер основних засобів Групи, справедлива вартість визначалася із використанням залишкової вартості заміщення спеціалізованих активів і на основі використання ринкових даних для неспеціалізованих активів. Отже, справедлива вартість основних виробничих активів та обладнання, в першу чергу, визначалася за допомогою залишкової вартості заміщення. Цей метод засновано на аналізі вартості відтворення або заміни об’єктів основних засобів з коригуванням на фізичний, функціональний чи економічний знос і старіння. Залишкова вартість заміщення оцінювалася на основі внутрішніх джерел та аналізу наявної інформації про ринок для аналогічних об’єктів основних засобів

Газотранспортна система

419 309

188 628

Підземні сховища газу

160 533

126 579

Виробництво газу, переробка та заправні станції

120 479

91 094

15 923

14 444

1 673

870

338

6 740

15 540

Транспортування та транзит нафти

(42 181)

27 140

(8 506)

(6 383)

(3 526)

548

(99)

(33 007)

(19)

(20)

(6)

(20)

(4)

(289)

(358)

(16 882)

(6 202)

(14 919)

(2 728)

(565)

(292)

(41 588)

Збиток від зменшення корисності

(41)

(119)

(74)

(6)

(526)

(766)

Чиста балансова вартість станом на 31 грудня 2017 року

131 489

77 596

85 438

26 848 150 040

1 711

939

Первісна вартість або оцінка

132 909

77 944

86 105

27 484

150 045

1 738

2 128

19 443

497 796

Накопичений знос та резерв на зменшення корисності

(1 420)

(348)

(667)

(636)

(5)

(27)

(1 189)

(2 022)

(6 314)

Припущення керівництва Групи щодо відсутності транзиту після 1 січня 2020 року (Примітка 27) є фундаментальним припущенням, що вплинуло одночасно на переоцінку основних засобів та перегляд залишкової вартості активів транзиту природного газу, що включені до одиниці, що генерує грошові потоки «Газотранспортна система». Очікування щодо відсутності транзитних потоків після цієї дати призвело до скорочення залишкової вартості активів для акти-

Амортизаційні нарахування

228

17 421 491 482

У наведеній нижче таблиці наведено вартість основних засобів станом на 31 грудня 2017 року за обраними одиницями, що генерують грошові потоки, використовуючи різні підходи до оцінки:

Дохідний підхід

2 106

Вибуття

Основна сума ідентифікованого економічного зносу відноситься до одиниці, що генерує грошові потоки «Газотранспортна система». Це пояснюється очікуванням керівництва Групи щодо відсутності транзиту з 1 січня 2020 року після закінчення терміну існуючого Контракту на транзит газу з Газпромом, адже на даний момент Газпром не забронював транзитні потужності після 2019 року, а також продовжує активно інвестувати у будову альтернативних шляхів для транзиту газу в обхід України. У випадку, якби припущення щодо відсутності транзитного потоку з 1 січня 2020 року змінилося, сума економічного зносу за результатами використанням доходного підходу у процедурах оцінки була б меншою.

Витратний підхід (чиста вартість заміщення за вирахуванням фізичного зносу)

4 335

Переоцінка

Результати, отримані з використанням різних підходів до оцінки, підтвердили існування економічного зносу та знецінення. Економічний знос викликаний тим фактом, що вартість заміщення активів за вирахуванням фізичного зносу перевищує майбутні економічні вигоди, що могли бути отримані від використання цих активів (майбутні економічні вигоди було розраховано з виходячи з поточної оцінки керівництва Групи, очікувань незалежного оцінювача та консенсус-прогнозів). Відповідно, справедлива вартість спеціалізованих активів була визначена за методом залишкової вартості заміщення, скоригованої на суму економічного зносу. У випадку, коли справедлива вартість була нижчою від залишкової вартості основних засобів, було нараховано збиток від зменшення корисності (Примітка 26).

Одиниця, що генерує грошові потоки У мільйонах українських гривень

(522)

Надходження і переміщення

(опублікованої інформації, каталогів, статистичних даних тощо), а також галузевих експертів і постачальників.

вів транзиту природного газу, які планується вивести з експлуатації після 31 грудня 2019 року, збільшення їх амортизаційних нарахувань у 2017 році, та нижчої чистої вартості заміщення за вирахуванням фізичного зносу станом на 31 грудня 2017 року. У випадку, якби припущення щодо істотних обсягів транзиту газу після 2019 року було застосовано для оцінки активів, чиста вартість заміщення за вирахуванням фізичного зносу для одиниці, що генерує гро-

шові потоки «Газотранспортна система» була б вищою на 10% . Для інших активів застосування припущення щодо відсутності транзитних потоків після 1 січня 2020 року призвело до нижчої вартості за дохідним підходом, з відповідним відображенням у разі необхідності збитку від зменшення корисності згідно з обліковою політикою (Примітка 26). У 2017 році виснаження та амортизаційні нарахування у 229

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2017

сумі 39 144 мільйон гривень (2016: 22 387 мільйонів гривень) було включено до собівартості реалізації, 604 мільйони гривень (2016: 1 065 мільйонів гривень) – до складу інших операційних витрат, 775 мільйонів гривень (2016: 631 мільйон гривень) було капіталізовано у складі первісної вартості основних засобів та 1 085 мільйонів гривень було капіталізовано у складі запасів.

Станом на 31 грудня 2017 та 2016 років основні засоби Групи балансовою вартістю 2 682 мільйони гривень та 10 536 мільйонів гривень, відповідно, було передано в якості застави забезпечення позик (Примітка 14).

їхньої юридичної форми згідно з первинними документами (Примітка 27). Ці витрати було подано на підставі відповідної первинної документації у консолідованій фінансовій звітності станом на і за рік, що закінчився 31 грудня 2016.

Інвестиції Групи в асоційовані та спільні підприємства були представлені таким чином:

До складу основних засобів в 2016 році включено капітальні витрати у сумі 1 872 мільйони гривень, щодо яких сутність витрат може відрізнятися від

Якби основні засоби Групи оцінювалися за історичною вартістю, то їхня балансова вартість була б представлена таким чином:

8. ІНШІ НЕОБОРОТНІ АКТИВИ

31 грудня 2017 року

31 грудня 2016 року

Інвестиції в асоційовані підприємства

937

1 047

Інвестиції у спільні підприємства

260

281

1 197

1 328

31 грудня 2017 року

31 грудня 2016 року

Дебіторська заборгованість за угодою про розподіл продукції

4 866

4 204

Нематеріальні активи

2 318

977

753

1 340

3 194

2 805

11 131

9 326

У мільйонах українських гривень

Всього

Інші необоротні активи Групи були представлені таким чином: У мільйонах українських гривень

31 грудня 2017 року

31 грудня 2016 року

6 662

7 237

14 081

11 751

Машини та обладнання

8 371

9 149

Реструктуризована дебіторська заборгованість споживачів газу

Будівлі

5 905

4 693

Інше

Буферний газ

217

212

Бурове і розвідувальне обладнання

931

354

Інші основні засоби

721

482

36 888

33 878

У мільйонах українських гривень Трубопроводи і супутнє обладнання Нафтогазовидобувні активи

Всього

7. ІНВЕСТИЦІЇ В АСОЦІЙОВАНІ ТА СПІЛЬНІ ПІДПРИЄМСТВА Детальна інформація щодо асоційованих та спільних підприємств Групи станом на 31 грудня 2017 року представлена таким чином: Назва асоційованого підприємства

Основна діяльність

Місце реєстрації та провадження господарської діяльності

ПАТ «Газтранзит»

Будівельні роботи

Україна

40,2%

(1)

(84)

937

ПАТ «Укртатнафта» Переробка нафти

Україна

43,05%

–

Інші

Україна

Різне

(46)

–

260

(47)

(84)

1 197

Різне

Частка володіння Групи

Дивіденди, Балансова Частка отримані від вартість збитку асоційованого інвестиції підприємства

Детальна інформація щодо асоційованих та спільних підприємств Групи станом на 31 грудня 2016 року представлена таким чином: Назва асоційованого підприємства ПАТ «Газтранзит»

Основна діяльність Будівельні роботи

Місце реєстрації та провадження господарської діяльності

Частка Дивіденди, Частка Частка Балансова інших отримані від володіння прибутку/ вартість сукупних асоційованого Групи (збитку) інвестиції доходів підприємства

Україна

40,2%

–

(123)

1 022

ПАТ «Укртатнафта» Переробка нафти

Україна

43,05%

(241)

–

Інші

Україна

Різне

–

306

(99)

(123)

1 328

Різне

Всього

Дебіторська заборгованість за угодою про розподіл продукції. Компанія уклала концесійну угоду на розвідку і розробку вуглеводнів із Арабською Республікою Єгипет та Єгипетською генеральною нафтовою корпорацією («ЄГНК») 13 грудня 2006 року. За 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, зазначена у таблиці вище, являє собою суму витрат, надану Групою до відшкодування, і яка, як очікується, має бути відшкодована протягом більше, ніж одного року від звітної дати. У 2017 році Компанія залучила незалежних консультантів для надання послуг щодо оцінки активів, пов’язаних із розвідкою, розробкою і видобуванням вуглеводнів на території

Арабської Республіки Єгипет. За результатами такої оцінки Група планує прийняти рішення про доцільність продовження своєї діяльності за умовами Концесійної угоди, у тому числі потенційну відмову від участі в проекті, у найближчому майбутньому. Нематеріальні активи. Станом на 31 грудня 2017 та 2016 років до складу нематеріальних активів включено ліцензії на розвідку та видобуток корисних копалин у сумі 1 641 мільйон гривень та 535 мільйонів гривень, відповідно. Реструктуризована дебіторська заборгованість споживачів газу. У травні 2011 року було прийнято Закон України «Про деякі питання заборгованості за спожитий природний газ та електричну енергію» № 3319-VI. Згідно

з цим законом дебіторська заборгованість підприємств, які постачають природний газ за регульованим тарифом, яка виникла у 2010 році, була реструктуризована на період від 1 до 20 років та оцінена за амортизованою вартістю із використанням методу ефективної відсоткової ставки, яка на дату реструктуризації коливалася від 15% до 24% річних. Інше. Станом на 31 грудня 2017 та 2016 років до складу інших необоротних активів включено витрати на дослідження та розробку у сумі 1 171 мільйон гривень та 1 443 мільйони гривень, відповідно, які були понесені за угодою концесії на розвідку і розробку нафти із ЄГНК від 13 грудня 2006 року, але ще не надані до відшкодування (Примітка 27).

Усі із вищезазначених асоційованих підприємств обліковуються у консолідованій фінансовій звітності за методом участі в капіталі. 230

231

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2017

Аналіз кредитної якості торгової дебіторської заборгованості представлений таким чином:

9. ЗАПАСИ Запаси Групи були представлені таким чином: 31 грудня 2017 року

31 грудня 2016 року

48 472

38 792

Сира нафта і нафтопродукти

4 299

3 378

Запасні частини

2 829

2 843

Нафта на виробничо-технологічні потреби

1 954

1 976

Сировина

1 500

1 760

Інше

1 121

1 495

60 175

50 244

У мільйонах українських гривень Природний газ

Всього

Керівництво проводить оцінку необхідності списання запасів до їхньої чистої вартості реалізації, беручи до уваги ознаки їхнього економічного, технічного та фізичного зносу. У 2017 році таке коригування запасів становило 1 452 мільйони гривень, включене до складу

31 грудня 2017 року

31 грудня 2016 року

27 333

29 774

13 279

13 220

Прострочена від 31 до 90 днів

6 854

3 221

Прострочена від 91 до 180 днів

4 559

265

Прострочена від 181 до 365 днів

6 738

2 415

225

314

1 663

2 858

732

820

Прострочена від 91 до 180 днів

1 180

738

Прострочена від 181 до 365 днів

13 053

3 102

Прострочена понад 365 днів

33 291

29 711

(49 919)

(37 229)

58 988

49 209

У мільйонах українських гривень

собівартості реалізації, та 451 мільйон гривень, включене до складу інших операційних витрат (2016: 1 867 мільйонів гривень та 38 мільйонів гривень, відповідно). Сума, включена до складу собівартості реалізації, являє собою уцінку імпортованого газу, який у подальшому був реалізований

Не прострочена і не знецінена Прострочена, але не знецінена: Прострочена до 30 днів

Прострочена понад 365 днів Прострочена та індивідуально знецінена (валова сума): Прострочена до 30 днів Прострочена від 31 до 90 днів

на потреби населення за регульованими цінами. Станом на 31 грудня 2017 та 2016 років запаси балансовою вартістю 38 208 мільйонів гривень та 37 698 мільйонів гривень, відповідно, були використані в якості застави для забезпечення позик (Примітка 14).

За вирахуванням: резерву на знецінення Всього

11. ПЕРЕДПЛАТИ ВИДАНІ ТА ІНШІ ОБОРОТНІ АКТИВИ Передплати видані та інші оборотні активи Групи були представлені таким чином:

10. ТОРГОВА ДЕБІТОРСЬКА ЗАБОРГОВАНІСТЬ Торгова дебіторська заборгованість Групи була представлена таким чином: 31 грудня 2017 року

31 грудня 2016 року

Торгова дебіторська заборгованість

108 907

86 438

За вирахуванням: резерву на знецінення

(49 919)

(37 229)

58 988

49 209

У мільйонах українських гривень

Всього

Із загальної балансової вартості торгової дебіторської заборгованості станом на 31 грудня 2017 року дебіторська

заборгованість за природний газ становила 42 517 мільйони гривень (31 грудня 2016 року: 35 652 мільйони гривень).

Інформація про рух резерву на знецінення торгової дебіторської заборгованості представлена таким чином: 2016

Залишок станом на 1 січня

37 229

20 553

Резерв на знецінення, нарахований протягом року

15 053

18 497

Сторнування резерву на знецінення

(2 480)

(1 757)

Суми, списані протягом року як безнадійні

(11)

(64)

Інший рух

128

49 919

37 229

Залишок станом на 31 грудня

Інший рух в резерві на знецінення торгової дебіторської заборгованості стосується переміщення резерву між

232

поточною та довгостроковою дебіторською заборгованістю та різниці у пропорції консолідації активів та прибутків спільних

31 грудня 2016 року (скориговано, Примітка 3)

Заборгованість по Арбітражному провадженню щодо транзиту газу

57 125

–

Передплати постачальникам за матеріали, роботи та послуги

10 834

11 224

Передплати за податками, крім податку на прибуток

8 935

529

ПДВ до відшкодування

2 175

2 242

Дебіторська заборгованість за угодами переуступки прав вимоги за договорами реалізації природного газу

1 637

1 690

Векселі до отримання

1 468

1 471

Передплати видані за добудову газопроводів

1 348

1 412

649

5 731

5 385

4 162

(18 309)

(18 962)

71 247

9 499

Передплати постачальникам за природний газ

2017

У мільйонах українських гривень

31 грудня 2017 року

У мільйонах українських гривень

підприємств одного з підприємств Групи, що визнається як рух у капіталі.

Інше За вирахуванням: резерву на знецінення Всього

28 лютого 2018 року Стокгольмський Арбітраж виніс фінальне рішення у Арбітражному провадженні щодо транзиту газу (Примітка 23), чим, крім іншого, задовольнив вимоги Компанії про порушення Газпромом зобов’язань щодо мінімальних обсягів транзиту газу в 2009–2017 роках. В результаті Трибунал присудив стягнути з

Газпрому на користь Компанії 4 674 мільйони доларів США як компенсацію за заподіяні збитки за незабезпечення мінімальних контрактних обсягів транзиту газу. Як далі зазначено у Примітці 23, Трибунал здійснив залік зустрічних вимог сторін, задоволених у рамках Арбітражного провадження щодо купівлі-продажу газу та Арбіт-

ражного провадження щодо транзиту газу, підтримавши відповідну вимогу Компанії. Сума такого взаємозаліку станом на 31 грудня 2017 року складає 57 125 мільйонів гривень, і Компанія визнала її у складі інших оборотних активів. Нетто сума, яку Газпром має сплатити на користь Компа233

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ

нії після проведення такого заліку, складає 71 861 мільйон гривень (еквівалент 2 560 мільйонів доларів США за курсом станом на 31 грудня 2017 року, Примітка 23). Станом на дату затвердження цієї консолідованої фінансової звітності цю суму не було погашено, і

РІЧНИЙ ЗВІТ 2017

Компанія не визнає її як актив станом на 31 грудня 2017 року (Примітка 23).

на суму 3 250 мільйонів гривень (31 грудня 2016 року: 15 мільйонів гривень).

Станом на 31 вересня 2017 року до передплат за податками, крім податку на прибуток включено передоплати за користування надрами

Інформація про рух резерву на знецінення передплат виданих та інших оборотних активів була представлена таким чином: 2017

2016 (скориговано, Примітка 3)

18 962

11 514

116

7 999

Сторнування резерву на знецінення

(317)

(355)

Суми, списані протягом року як безнадійні

(129)

(16)

Інший рух

(323)

(180)

18 309

18 962

У мільйонах українських гривень Залишок станом на 1 січня Резерв на знецінення, нарахований протягом року

Залишок станом на 31 грудня

Інший рух в резерві на знецінення передплат виданих та інших оборотних активів стосується переміщення резерву між

підприємств одного з підприємств Групи, що визнається як рух у капіталі.

12. ГРОШОВІ КОШТИ ТА ЗАЛИШКИ НА БАНКІВСЬКИХ РАХУНКАХ У мільйонах українських гривень

31 грудня 2017 року

31 грудня 2016 року

22 895

20 024

2 163

195

149

23 093

22 336

Грошові кошти на банківських рахунках Строкові депозити Інше Всього

Компанії. У квітні 2017 року Національна комісія з цінних паперів та фондового ринку зареєструвала звіт про розміщення акцій Компанії та видала відповідне свідоцтво про реєстрацію випуску акцій. Як результат, зареєстрований акціонерний капітал було збільшено до 190 151 мільйону гривень (без врахування впливу гіперінфляції). Частка прибутку до сплати у державний бюджет За рік, який закінчився 31 грудня 2016 року, обов’язкова сума прибутку сплачена у державний бюджет, становила 1 021 мільйон гривень. Розподіл прибутку Прибуток кожного звітного періоду, що доступний для розподілу власникам, визначається на основі

даних фінансової звітності, підготовленої згідно з МСФЗ. Відповідно до українського законодавства, розмір дивідендів обмежується розміром чистого прибутку звітного періоду або розміром будь-яких інших резервів, які підлягають розподілу, але не більше суми нерозподіленого прибутку, розрахованого за даними фінансової звітності, підготовленої згідно із МСФЗ. Відповідно до Постанови Кабінету Міністрів України від 26.04.17 № 282-п частина чистого прибутку Компанії за 2016 рік у розмірі 13 264 мільйонів гривень була спрямована на виплату дивідендів. Компанія здійснила виплату дивідендів та відповідної суми передплати з податку на прибуток у червні 2017 року. Станом на дату затвердження цієї консолідованої фінансової

первісним 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.

Позики Групи були представлені таким чином: 31 грудня 2017 року

31 грудня 2016 року

14 927

23 275

(191)

(175)

14 736

23 100

43 993

47 099

586

645

Всього короткострокової частини

44 579

47 744

Всього

59 315

70 844

У мільйонах українських гривень Довгострокові

Станом на 31 грудня 2017 та 2016 років номінальна вартість зареєстрованого, випущеного і повністю сплаченого акціонерного капіталу Компанії становила 190 150 мільйонів гривень та 160 450 мільйонів гривень, відповідно, що складається з 190 150 481 та 160 450 481 простих акцій, відповідно, номінальною вартістю 1 000 гривень за акцію. 234

Незамортизований дисконт Всього довгострокової частини Короткострокові Банківські позики Нараховані відсотки

13. АКЦІОНЕРНИЙ КАПІТАЛ Крім того, станом на 31 грудня 2017 та 2016 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. Таким чином, загальна вартість акціонерного капіталу станом на 31 грудня 2017 та 2016 років становила 194 307 мільйонів

гривень та 164 607 мільйонів гривень, відповідно. 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

Згідно чинного законодавства Компанія зобов’язана прийняти рішення щодо розподілу частки прибутку до 30 квітня, та сплатити кошти до Державного бюджету України до 30 червня року, що наступає за звітним.

14. ПОЗИКИ

Банківські позики

Станом на 31 грудня 2016 року до складу строкових депозитів включено банківські депозити у сумі 483 мільйони гривень із

звітності базовий норматив відрахування частки прибутку за результатами 2017 року було затверджено на рівні 75% чистого прибутку (2016: 50%). Компанія створила відповідне забезпечення щодо майбутнього перерахування частки прибутку до Державного бюджету України у складі поточних забезпечень (Примітка 15). Наразі Компанія веде перемовини з акціонером щодо розміру нормативу відрахування частки прибутку за результатами 2017 року. За результатами перемовин цей норматив може бути переглянутий.

В 2017 році Група уклала додаткові угоди з банками, що передбачають зниження відсоткових ставок, зміну графіків погашення заборгованостей із перенесенням остаточних термінів їх погашення до 2018–2020 років, а також зміну виду кредиту на відновлювальну

кредитну лінію по одному з договорів. Група проаналізувала вплив зазначених змін на фінансові зобов’язання та дійшла висновку, що вони не є значними змінами умов фінансових зобов’язань.

гарантованих державою облігацій на 4 800 мільйонів гривень, випущених у 2013 році. Протягом строку обігу облігацій Компанія вчасно та в повному обсязі виконувала свої зобов’язання за ними.

У грудні 2017 року Компанія здійснила планове погашення 235

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2017

Середньозважені ефективні відсоткові ставки у розрізі валют позик були представлені таким чином:

21 162

18%

27 315

19%

Долари США

26 706

43 316

Євро

11 447

213

Всього

59 315

У мільйонах українських гривень

70 844

Застави. Усі позики Групи були забезпечені станом на 31 грудня 2017 та 2016 років. Позики Групи були забезпечені такими видами застав: 31 грудня 2017 року

31 грудня 2016 року

43 393

143 965

2 682

10 536

Забезпечення на виплату дивідендів до Державного бюджету (Примітка 13)

Запаси (Примітка 9)

38 208

37 698

Нараховано за рік

Всього

84 283

192 199

Надходження від майбутніх продажів Основні засоби (Примітка 6)

Банківські позики Облігації Всього

1 423

7 078

–

973

18 270

–

13 264

–

13 264

6 728

1 111

109

4 099

–

12 068

–

379

134

–

513

(64)

(770)

(11)

(23)

–

(5)

(873)

–

174

116

–

290

11 844

4 510

1 771

11 154

13 264

989

43 532

Довгострокові

7 670

3 447

1 299

–

12 416

Короткострокові

4 174

1 063

472

11 154

13 264

989

31 116

–

29 498

–

29 498

(6 083)

1 809

235

2 997

–

221

(821)

Амортизація дисконту (Примітка 20)

–

521

152

–

673

Використано або сплачено протягом року

–

(1 553)

(1)

(18)

(13 264)

(9)

(14 845)

Зміни в оцінках

–

381

140

–

521

5 761

5 668

2 297

14 133

29 498

1 201

58 558

–

3 907

2 100

–

6 007

5 761

1 761

197

14 133

29 498

1 201

52 551

Амортизація дисконту (Примітка 20)

Залишок станом на 31 грудня 2016 року

Негрошові операції

Витрати по відсотках (Примітка 20)

31 грудня 2017 року

66 044

(38 627)

25 069

6 829

59 315

4 800

(5 279)

479

70 844

(43 906)

25 069

7 308

59 315

Негрошові операції включають сплату банками-кредиторами постачальникам за придбаний природний газ, а також курсові різниці по кредитам у валюті.

3 616

Зміни в оцінках

Узгодження зобов’язань, що пов’язані з фінансовою діяльністю У тисячах гривень

5 180

Використано або сплачено протягом року

Гарантії. Станом на 31 грудня 2017 року позики Групи у сумі 22 023 мільйони гривень були гарантовані державою (31 грудня 2016 року: 28 912 мільйонів гривень).

Рух коштів у 1 січня результаті фінансової 2017 року діяльності

Залишок станом на 31 грудня 2015 року

Забезпечення на виплату дивідендів до Державного бюджету (Примітка 13) (Сторновано)/нараховано за рік

Залишок станом на 31 грудня 2017 року Довгострокові Короткострокові

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. У 2017 році забезпечення під судовий позов в сумі

236

Всього

Гривні

Інші забезпечення

% річних Забезпечення з суми чистого прибутку, належної до Державного бюджету України (Примітка 13)

Залишок

Забезпечення під можливі штрафи та пені

% річних

Забезпечення на виведення активів з експлуатації

Залишок

Забезпечення за виплатами працівникам

Інформація про рух забезпечень за роками була представлена таким чином:

31 грудня 2016 року

Забезпечення під судові позови

31 грудня 2017 року

У мільйонах українських гривень

15. ЗАБЕЗПЕЧЕННЯ

7 300 мільйонів гривень було сторновано у зв’язку з отриманням рішення суду на користь Групи. Забезпечення за виплатами працівникам Компанії Групи мають певні зобов’язання перед своїми працівниками, визначені умовами колективних угод. Короткострокові забезпечення за виплатами працівникам

включають 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 програми із виплат після виходу на пенсію. Ці плани із виплат працівникам не фінансуються, а також відсутні активи за планами.

237

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2017

Основні актуарні припущення, що були використані, представлені таким чином:

Номінальна ставка дисконтування, % Довгострокова ставка інфляції, % Номінальна ставка збільшення заробітної плати, % Коефіцієнт плинності кадрів, %

16. АВАНСИ ОТРИМАНІ ТА ІНШІ КОРОТКОСТРОКОВІ ЗОБОВ’ЯЗАННЯ

2017

2016

14,5–14,6

14,7–14,9

6,7

7,7

10,0–16,0

10,0–36,0

1,5–5,3

1,5–5,7

Інформація про чутливість довгострокових забезпечень за виплатами працівникам до змін в основних припущеннях представлена таким чином: 2017

2016

Збільшення/зменшення номінальної ставки дисконтування на 1%, %

(7,68) / 8,84

(7,60) / 8,75

Збільшення/зменшення номінальної ставки заробітної плати на 1%, %

7,22 / (6,46)

6,54 / (5,93)

Збільшення/зменшення коефіцієнту плинності кадрів на 1%, %

(4,68) / 5,44

(3,96) / 4,58

Наданий вище аналіз чутливості може не представляти фактичні зміни забезпечення за пенсійним планом із визначеними виплатами, оскільки малоймовірно, що зміни у припущеннях відбуватимуться 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 розраховувалась із використанням методу нарахування прогнозованих одиниць на кінець звітного періоду, яка відповідає тій, яка

238

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, геологорозвідувальних, будівельних та інших робіт. Забезпечення на виведення активів з експлуатації являє собою теперішню вартість витрат на виведення з експлуатації нафтогазових активів. Забезпечення під можливі штрафи та пені У зв’язку з несплатою та несвоєчасною сплатою з боку ПАТ «Укрнафта» рентної плати, податку на прибуток та ПДВ Група нарахувала забезпечення на покриття збитків від можливих штрафів, пені та відсотків за несвоєчасну сплату.

Аванси отримані та інші короткострокові зобов’язання Групи були представлені таким чином: 31 грудня 2017 року

31 грудня 2016 року

1 461

1 130

Аванси отримані за транспортування природного газу

448

316

Аванси отримані за транспортування нафти

301

303

Аванси отримані на проведення геофізичних досліджень

237

240

Аванси отримані за нафтопродукти

149

205

132

2 681

2 326

Зобов’язання по Арбітражному провадженню щодо купівлі-продажу газу

57 125

–

Податки до сплати, крім податку на прибуток

10 347

13 768

Податок на додану вартість до сплати

4 138

6 195

Зобов’язання за придбання основних засобів

2 002

1 050

Дивіденди до сплати акціонерам неконтрольованих часток ПАТ «Укрнафта»

475

2 781

Заробітна плата та відповідні соціальні нарахування до сплати

348

343

482

1 445

1 382

Всього інших короткострокових зобов’язань

75 927

26 001

Всього

78 608

28 327

У мільйонах українських гривень Аванси отримані за постачання природного газу

Інші аванси отримані Всього отриманих авансів

Зобов’язання, визнані за судовими розглядами Інші короткострокові зобов’язання

Станом на 31 грудня 2017 року податки до сплати, крім податку на прибуток, включали 10 128 мільйонів гривень зобов’язань з рентної плати (31 грудня 2016 року: 13 450 мільйонів гривень).

22 грудня 2017 року Компанія отримала фінальне рішення Стокгольмського Арбітражу у Арбітражному провадженні щодо купівлі-продажу газу (Примітка 23). Станом на 31 грудня 2017 року Компанія визнала свою заборгованість щодо цього рішення у складі

інших поточних зобов’язань. У лютому 2018 року Компанія отримала юридичне право на проведення взаємозаліку цих зобов’язань з частиною, присудженою Стокгольмським Арбітражем у Арбітражному провадженні щодо транзиту газу (Примітки 23).

239

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2017

17. СОБІВАРТІСТЬ РЕАЛІЗАЦІЇ

20. ФІНАНСОВІ ВИТРАТИ 2017

2016

У мільйонах українських гривень

2017

2016

Собівартість придбаного природного газу

52 527

27 267

Відсотки за банківськими позиками

7 308

8 634

Знос, виснаження і амортизація

39 191

23 003

521

379

Рентна плата та інші податки, крім податку на прибуток

24 999

37 508

Амортизація дисконту за зобов’язаннями за виплатами працівникам (Примітка 15)

Податок на додану вартість на послуги з транспортування природного газу територією України у митному режимі транзиту

14 788

11 998

Амортизація дисконту за забезпеченням на виведення активів з експлуатації (Примітка 15)

152

134

Собівартість придбаної нафти і нафтопродуктів

8 782

6 877

Інші фінансові витрати

321

434

Витрати на персонал та відповідні соціальні нарахування

7 781

6 433

8 302

9 581

Витрати на ремонт та обслуговування

861

834

Витрати на транспортування нафти та природного газу

407

1 169

7 811

6 715

157 147

121 804

У мільйонах українських гривень

2017

2016 (скориговано, Примітка 3)

Відсотки за депозитами та банківськими рахунками

1 244

1 182

Амортизація дисконту за довгостроковою дебіторською заборгованістю

213

4 328

Інші фінансові доходи

141

403

1 598

5 913

У мільйонах українських гривень

Інше Всього

Рентна плата, включена до складу статті податків, крім податку на прибуток, розрахо-

вується з урахуванням обсягів добутих сирої нафти, газового конденсату або природного

газу та обсягів транспортування сирої нафти.

18. ІНШІ ОПЕРАЦІЙНІ ДОХОДИ

Всього

21. ФІНАНСОВІ ДОХОДИ

Всього

У мільйонах українських гривень

2017

2016

Сторнування забезпечень за судовими справами та інших забезпечень

2 787

–

22. ПОДАТОК НА ПРИБУТОК

Дохід від реалізації запасів та інших оборотних активів

1 594

259

1 112

Компоненти витрат з податку на прибуток за роки, які закінчилися 31 грудня, були представлені таким чином:

–

749

452

690

5 092

2 627

Штрафи, пені та неустойки отримані Дохід від сторнування знецінення запасів Інше Всього

19. ІНШІ ОПЕРАЦІЙНІ ВИТРАТИ

2017

2016 (скориговано, Примітка 3)

Витрати з поточного податку на прибуток

22 426

8 042

Вигода з відстроченого податку на прибуток

(9 124)

(7 406)

Витрати з податку на прибуток

13 302

636

У мільйонах українських гривень

Група сплачує податки в Україні. У 2017 та 2016 роках податок на прибуток підприємств в Україні стягувався із оподатковуваного

прибутку, за вирахуванням звільнених від оподаткування витрат, за ставкою у розмірі 18%.

2017

2016 (скориговано, Примітка 3)

12 353

24 383

Витрати на персонал та відповідні соціальні нарахування

5 227

3 861

Зменшення корисності основних засобів

3 399

1 231

Штрафи і пені

1 356

354

Професійні послуги

716

618

Знос та амортизація

633

1 065

Знецінення запасів

451

–

Транспортні витрати

449

326

Витрати на дослідження, розробку та розвідку

387

250

Податковий вплив статей, які не враховуються для цілей оподаткування:

Зменшення корисності ПДВ до відшкодування

260

279

• Витрати, які не враховуються для цілей оподаткування

–

10 957

2 244

2 221

27 475

45 545

У мільйонах українських гривень Чистий рух резерву на знецінення торгової дебіторської заборгованості, передплат виданих та інших оборотних активів та прямі списання

Нарахування забезпечень під судові позови та інші забезпечення Інше Всього 240

У мільйонах українських гривень Прибуток до оподаткування Податок на прибуток за встановленою ставкою у розмірі 18% Вплив змін у податковому законодавстві

• Доходи, які не оподатковуються Зміна у сумі невизнаного відстроченого податкового активу Витрати з податку на прибуток

Узгодження очікуваних та фактичних податкових нарахувань представлене таким чином:

2017

2016 (скориговано, Примітка 3)

52 751

18 485

9 495

3 327

(924)

2 964

1 876

(1 895)

(133)

2 738

(3 510)

13 302

636 241

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ

Материнська компанія та її дочірні підприємства є окремими платниками податків і, відповідно, відстрочені подат-

РІЧНИЙ ЗВІТ 2017

кові активи та зобов’язання визнаються на індивідуальній основі. Відстрочені податкові зобов’язання та активи, відобра-

жені у консолідованому звіті про фінансовий стан після відповідного згортання, представлені таким чином:

Станом на 31 грудня 2017 та 2016 років невизнані тимчасові різниці, які зменшують об’єкт оподаткування, та невикористані податкові збитки представлені таким чином:

У мільйонах українських гривень У мільйонах українських гривень

31 грудня 2017 року

31 грудня 2016 року (скориговано, Примітка 3)

4 204

4 508

(67 304)

(82 312)

Запаси

(63 100)

(77 804)

Торгова дебіторська заборгованість, передплати видані та інші оборотні активи

Відстрочений податковий актив Відстрочене податкове зобов’язання Чисте відстрочене податкове зобов’язання

Податкові збитки, перенесені на майбутні періоди Забезпечення

Основні засоби

Чисте відстрочене податкове зобов’язання станом на 31 грудня 2017 року представлене таким чином:

Всього 31 грудня 2016 року (скориговано, Примітка 3)

Визнано у складі прибутку або збитку

Визнано у складі інших сукупних доходів

31 грудня 2017 року

(84 890)

9 068

5 488

(70 334)

300

364

3 588

933

4 613

Запаси

125

1 550

1 675

Передплати видані та інші оборотні активи

418

108

526

Торгова кредиторська заборгованість

(27)

Інші необоротні активи

(2)

(1)

Невикористані податкові збитки

2 630

(2 630)

Чисте відстрочене податкове зобов’язання

(77 804)

9 124

5 580

(63 100)

У мільйонах українських гривень Основні засоби Торгова дебіторська заборгованість Аванси отримані та інші короткострокові зобов’язання Забезпечення

Чисте відстрочене податкове зобов’язання станом на 31 грудня 2016 року представлене таким чином:

1 січня 2016

Визнано у складі прибутку або збитку

Визнано у складі інших сукупних доходів

31 грудня 2016 року (скориговано, Примітка 3)

(86 534)

3 208

(1 564)

(84 890)

237

300

2 402

1 155

3 588

399

(274)

125

(3)

421

418

Інші необоротні активи

(4)

(2)

Невикористані податкові збитки

(3)

2 633

2 630

Чисте відстрочене податкове зобов’язання

(83 677)

7 406

(1 533)

(77 804)

У мільйонах українських гривень Основні засоби Торгова дебіторська заборгованість Забезпечення Запаси Передплати видані та інші оборотні активи Торгова кредиторська заборгованість

242

31 грудня 2017 року

31 грудня 2016 року (скориговано, Примітка 3)

19 328

45 529

8 977

9 327

11 145

14 387

196

69 243

54 033

23. 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. Непослідовність у застосуванні, тлумаченні і впровадженні податкового законодавства може призвести до судових розглядів, які, у кінцевому рахунку, можуть стати причиною нарахування додаткових податків, штрафів і пені, і ці суми можуть бути суттєвими. Змушений вирішувати поточні економічні та політичні проблеми, Уряд запровадив певні реформи у податковій системі України, прийнявши Закон України «Про внесення змін до Податкового кодексу України та деяких інших законодавчих актів України», який набув чинності 1 січня 2015 року, окрім певних положень, що набувають чинності пізніше. На думку керівництва, Група виконала усі вимоги чинного податкового законодавства. Під час звичайної господарської

діяльності Група здійснює 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 достовірно 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. Станом на 31 грудня 2017 року керівництво Групи оцінило потенційний вплив таких операцій у загальній сумі 6 374 мільйонів гривень, включаючи податкові ризики на суму 5 842 мільйонів гривень та пов’язані з ними штрафи на суму 532 мільйони гривень (2016: 5 802 мільйонів гривень та 498 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.

В 2015 році ПАТ «Укрнафта» здійснювало операції продажу нафтопродуктів, сирої нафти та надання передплат за операціями придбання нафтопродуктів. В 2017 році Національне антикорупційне бюро України звернулось до суду з позовною заявою про визнання частини цих операцій недійсними. На думку керівництва Групи, існує ймовірність, що дані операції ПАТ «Укрнафта» можуть бути оскаржені в майбутньому та визнані недійсними, що може привести до додаткових податкових зобов’язань. Керівництво Групи не може достовірно оцінити суму таких потенційних зобов’язань на консолідовану фінансову звітність, та не визнає жодних резервів станом на 31 грудня 2017 року. Група провадить операції зі своїми дочірніми підприємствами. Існує вірогідність, що із подальшим роз’ясненням податкового 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 243

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ

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»). Підприємства Групи надали звіт про контрольовані операції за рік, який закінчився 31 грудня 2016 року, відповідно до встановлених строків. Звіт про контрольовані операції за рік, який закінчився 31 грудня 2017 року, буде підготовлений підприємствами Групи до 1 жовтня 2018 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 достовірно оцінено. Позови до Арбітражного трибуналу. Арбітражне провадження щодо купівлі-продажу газу Арбітражне провадження щодо купівлі-продажу газу було одночасно ініційовано Нафтогазом та Газпромом 16 червня 2014 року в Арбітражному інституті Торгової палати Стокгольма. У своїй позовній заяві Газпром вимагав оплати несплачених рахунків за газ, поставлений відповідно до Контракту з купівлі-продажу газу, з листопада 2013 року до 244

РІЧНИЙ ЗВІТ 2017

травня 2014 року, в той час як Нафтогаз вимагав ретроактивного перегляду ціни за цим Контрактом, а також стягнення коштів, що були надмірно сплачені за ціною, що існувала до перегляду. 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-продажу газу (вимога «бери або плати»). 31 травня 2017 року Арбітражний Трибунал виніс окреме рішення у Арбітражному провадження щодо Контракту з купівлі-продажу газу. Окреме рішення є остаточним та обов’язковим для виконання сторонами та містить висновки Трибуналу щодо всіх юридичних та фактичних питань, на яких ґрунтуються вимоги та заперечення сторін, за виключенням окремих елементів та/або величин, що мали бути додатково розраховані до винесення фінального рішення. Окремим рішенням від 31 травня 2017 року Трибунал : (а) визнав положення »бери або плати» недійсними з дати укладення контракту до дати винесення остаточного арбітражного рішення; (б) задовольнив вимогу Нафтогазу про перегляд контрактної ціни з урахуванням ринкових умов, з ретроспективним ефектом починаючи з квітня 2014 року; (в) визнав недійсним з дати укладення контракту положення контракту про заборону на реекспорт, яке неправомірно забороняло здійснювати продаж газу за межі України. Трибунал зобов’язав сторони визначити формулу ціни на газ, що має застосовуватись для поставок газу, починаючи з 27 квітня 2014 року, шляхом переговорів. Такі

переговори відбулись протягом червня-серпня 2017 року, але не призвели до угоди сторін щодо відкритих питань. Як результат, Трибунал мав прийняти рішення щодо них самостійно. Після додаткових усних слухань у жовтні 2017 року, всі питання та визначення монетарних вимог було залишено до фінального рішення. 7 листопада 2017 року Газпром оскаржив окреме рішення до Апеляційного Суду округу Свеа в м.Стокгольм. 22 грудня 2017 року Трибунал виніс фінальне рішення у Арбітражному провадженні щодо контракту з купівлі-продажу газу, встановивши наступне: • Контрактна ціна газу має розраховуватись на основі 100%-вої прив’язки до ціни європейського хабу згідно з переглянутою формулою. • Вимоги Газпрому щодо принципу »бери або плати» було повністю відхилено. • Річний контрактний обсяг купівлі газу (»ACQ»), який Нафтогаз має зробити протягом 2018–2019 років складає 5,0 мільярдів кубічних метрів. Це фінальне рішення також містить квартальний розподіл поставок газу у 2018 році. • Мінімальний річний контрактний обсяг купівлі газу на умовах »бери або плати»(»MAQ») було визначено на рівні 80% від ACQ. • Нафтогаз не несе відповідальності за оплату обсягу газу, які були поставлені на тимчасово окуповані території Луганської та Донецької областей, будь-якій іншій особі, ніж Нафтогаз. • У результаті рішення та з урахуванням необхідності сплатити за відібрані, але неоплачені обсяги газу

в 2014 році, Трибуналом визначено зобов’язання Нафтогазу сплатити на користь Газпрому 2 019 мільйонів доларів США, а також пеню на прострочку платежу у розмірі 0,03% за кожен день прострочки, починаючи з 22 грудня 2017 року, і до дати, коли буде зроблено фінальний розрахунок. Пізніше, 17 січня 2018 року, Арбітражний Трибунал оновив цю суму, визначивши заборгованість Нафтогазу на користь Газпрому у сумі 2 030 мільйонів доларів США плюс пеню за прострочку платежу після 22 грудня 2017 року. Протягом січня-лютого 2018 року сторонами було вжито декілька спроб домовитись про порядок постачання газу у 2018 році. На виконання умов фінального рішення Трибуналу, у лютому 2018 року Нафтогазом було зроблено авансовий платіж за поставки газу в березні 2018 року. Проте, Газпром повернув цей авансовий платіж та відмовився від поставок газу у березні 2018 року. Такі дії з боку Газпрому наразі унеможливлюють виконання Нафтогазом рішення Трибуналу щодо закупівлі мінімальних річних контрактних обсягів газу, а також можуть стати підставою для нового позову до Газпрому за компенсацію збитків, заподіяних Нафтогазу. Компанія розцінює відмову Газпрому від постачання оплаченого газу як порушення умов контракту та невиконання рішення Арбітражу. Арбітражне провадження щодо транзиту газу Нафтогаз ініціював Арбітражне провадження щодо транзиту газу 13 жовтня 2014 року в Арбітражному інституті Торго-

вої палати Стокгольма. У своїй позовній заяві Нафтогаз вимагав перегляду транзитного тарифу з ретроактивною дією, стягнення недоплати за послуги з транзиту за результатами перегляду тарифу на транзит, стягнення компенсації за недопоставку, внесення до Контракту з транзиту газу зміни, яка б передбачала право Нафтогазу передавати права та обов’язки за контрактом ПАТ «Укртрансгаз» або іншій особі, яка визначена оператором газотранспортної системи України, а також деяких інших змін. Станом на 31 грудня 2017 року максимальні грошові вимоги Нафтогазу становили більше, ніж 12,5 мільярдів доларів США з урахуванням відсотків (близько 10,6 мільярдів доларів США без врахування відсотків). Газпром подав зустрічний позов в сумі приблизно 7 мільйонів доларів США з врахування відсотків (приблизно 5,3 мільйонів доларів США без врахуванням відсотків), але залишив за собою право зробити додаткові зустрічні позови після отримання рішення у Арбітражі щодо купівлі-продажу газу. Арбітражні провадження щодо купівлі-продажу газу та щодо транзиту газу були ініційовані Нафтогазом внаслідок безуспішних спроб досягти домовленостей з Газпромом шляхом переговорів. Грошові вимоги в обох провадженнях постійно оновлювались до винесення рішень, зокрема, щодо розрахунків відсотків. 28 лютого 2018 року Арбітражний Трибунал виніс фінальне рішення у Арбітражному провадженні щодо Контракту на транзит газу, встановивши наступне: • Вимоги Нафтогазу щодо порушення Газпромом зобов’язань щодо мінімальних обсягів транзиту газу в

•

2009–2017 роках було задоволено. В результаті Трибунал присудив стягнути з Газпрому на користь Нафтогазу 4 674 мільйона доларів США як компенсацію за заподіяні збитки за незабезпечення мінімальних контрактних обсягів транзиту газу. Ця сума включає компенсацію заподіяних збитків разом з відсотками включно до 28 лютого 2018 року. Нафтогаз вимагав відшкодування вартості ПДВ, що має бути сплачено на суму компенсації заподіяної шкоди, яка виникла після 1 січня 2016 року. Проте, Трибунал відмовив Нафтогазу у задоволенні цієї вимоги. Вимоги Нафтогазу щодо перегляду тарифу на транзит не були підтримані, оскільки повідомлення про перегляд тарифу, подане Нафтогазом у 2009 році, не відповідало процесуальним вимогам. В той же час, тариф на транзит був ретроспективно переглянутий в результаті коригувань, що виникли після перегляду ціни газу в рамках рішення Арбітражу щодо купівлі-продажу газу.

•

Трибунал відхилив вимогу Нафтогазу щодо надання права Нафтогазу передавати права та обов’язки за контрактом ПАТ «Укртрансгаз» або іншій особі, яка визначена оператором газо-транспортної системи України.

•

Також Трибунал відхилив вимогу Нафтогазу щодо перегляду умов Контакту на транзит газу і приведення їх до умов конкурентного та енергетичного законодавства ЕС, зауваживши, що впровадження регуляторної реформи на території України є справою української влади і не входить до компетенції Трибуналу у цій справі. 245

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ

Трибунал також здійснив залік зустрічних вимог сторін, задоволених у рамках Арбітражного провадження щодо купівлі-продажу газу та Арбітражного провадження щодо транзиту газу, підтримавши відповідну вимогу Нафтогазу. Як наслідок, Трибунал призначив нетто суму, яку Газпром має сплатити на користь Нафтогазу, у розмірі 2 560 мільйонів доларів США. На цю суму також нараховується пеня за прострочку платежу. Станом на дату затвердження цієї консолідованої фінансової звітності цю суму не було погашено. Беручи до уваги подання Газпромом апеляційної скарги на фінальне рішення у Арбітражі щодо транзиту газу, а також той факт, що зобов’язання згідно цього рішення не було погашено станом на дату затвердження цієї консолідованої фінансової звітності, керівництво вважає, що застосування принципу обачності є доречним до цієї суми, і не визнає її як дебіторську заборгованість станом на 31 грудня 2017 року. Як було зазначено вище, після винесення рішення представники Газпрому офіційно заявили, що Газпром відмовляється відновлювати поставки газу до України попри рішення щодо контракту на поставку. Газпром також не підтвердив, що здійснить оплату компенсації відповідно до рішення Трибуналу у транзитній справі. Натомість Газпром офіційно запропонував внести зміни до контрактів або розірвати їх, і таким чином скасувати результат арбітражу. Поведінка Газпрому є прямим порушенням та нехтуванням рішеннями Стокгольмського арбітражу, які є остаточними та обов’язковими для Газпрому. Нафтогаз вважає таку позицію неприйнятною та відхилив пропозиції Газпрому щодо внесення змін в контракти. 246

РІЧНИЙ ЗВІТ 2017

Незважаючи на той факт, що Трибуналом було відмовлено Нафтогазу у відшкодуванні ПДВ, що має бути сплачено на суму компенсації заподіяних збитків, які виникли після 1 січня 2016 року, Нафтогаз розглядає суму такої компенсації як зміну договірної (контрактної) вартості наданих послуг, що є об’єктом оподаткування згідно Податкового Кодексу України. Як результат, Нафтогаз визнав відповідні зобов’язання з ПДВ у сумі 4 751 мільйон гривень у березні 2018 року, з терміном оплати до 30 квітня 2018 року. Позов до Російської Федерації щодо активів в Криму. У жовтні 2016 року Нафтогаз та деякі його дочірні компанії ініціювали арбітражне провадження до Російської Федерації про відшкодування збитків, завданих незаконним захопленням Російською Федерацією активів Групи в Криму. Це арбітражне провадження було ініційовано на підставі Угоди між Кабінетом Міністрів України і Урядом Російської Федерації про заохочення та взаємний захист інвестицій. 15 вересня 2017 року Нафтогаз разом з деякими його дочірніми компаніями, подали позовну заяву до Трибуналу, сформованого при Постійній палаті Третейського Суду в Гаазі.. Сума грошової вимоги буде оцінена після винесення Трибуналом проміжного рішення у справі, яке очікується на початку 2019 року. 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 відповідна сума розкривається у консолідованій фінансовій звітності. Керівництво вважає, що воно сформувало забезпечення стосовно усіх суттєвих збитків у цій консолідованій фінансовій звітності. Між Групою і деякими постачальниками природного газу існують позови щодо обсягів та/або цін на природний газ, який постачається Групі, та інші позови. Керівництво оцінює свої потенційні зобов’язання щодо таких позовів на рівні 3 569 мільйонів гривень (2016: 3 928 мільйонів гривень). Керівництво не може достовірно оцінити суму потенційних збитків за цими зобов’язаннями, якщо такі є. Спільна діяльність з Місен Ентерпрайзес АБ та ТОВ «Карпатигаз». В рамках визначення правомірності договору про спільну діяльність, Група в липні 2016 року розпочала провадження в Стокгольмському арбітражі щодо розірвання або визнання недійсним даного договору. Усні слухання у справі проходили в листопаді 2017 року та січні 2018 року. Керівництво Групи очікує, що до кінця травня 2018 року Арбітраж винесе проміжне рішення по всім концептуальним питанням в рамках вказаного провадження. Також, згідно українського законодавства, в рамках кримінального провадження досліджується питання щодо законності укладення цього договору про спільну діяльність. Незалежно від прийнятого Арбітражем рішення, передбачається, що договір спільної діяльності між Групою, Місен

Ентерпрайзес АБ і ТОВ «Карпатигаз» буде припинений, а активи спільної діяльності будуть передані у власність Групи. Компенсація Місен Ентерпрайзес АБ і ТОВ «Карпатигаз» за передачу їх частки в активах спільної діяльності Групі може сягати 363 мільйонів доларів США, в залежності від прийнятого Арбітражем рішення, але Керівництво Групи вважає, що компенсація не перевищуватиме балансової вартості цих активів. 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 обрання голови правління, призначення членів виконавчого органу, Наглядової Ради. Згідно з акціонерною угодою голова правління має обиратися із кандидатів, номінованих акціонерами, які володіють неконтрольованими частками, 6 з 11 членів Наглядової Ради Укрнафти, включно з головою, мають номінуватися Нафтогазом, а решта 5 членів – акціонерами, які володіють неконтрольованими частками. Згідно з акціонерною угодою будь-який спір, який виникає у зв’язку з нею, має вирішуватись виключно Лондонським міжнародним арбітражним судом, а акціонерна угода регулюється виключно правом Англії. У квітні 2018 року Лондонський міжнародний арбітражний суд постановив, що ключові положення Акціонерної угоди між Нафтогазом та компаніями міноритарних акціонерів щодо корпоративного управління Укрнафти є такими, що не підля-

гають виконанню, оскільки суперечать імперативним нормам корпоративного законодавства України. Невизначеність стосовно здатності ПАТ «Укрнафта» продовжувати свою діяльність на безперервній основі. Беручи до уваги накопичену заборгованість перед державним бюджетом у сумі 26 920 мільйонів гривень станом на 31 грудня 2017 року (31 грудня 2016 року: 24 379 мільйонів гривень), обмежену можливість стягнути дебіторську заборгованість та розрахуватися за передплатами виданими у розмірі 22 525 мільйонів гривень станом на 31 грудня 2017 року (31 грудня 2016 року: 22 680 мільйонів гривень), Укрнафта не мала достатньо коштів для фінансування своїх потреб в оборотному капіталі та погашення податкових платежів при настанні їх строку. Відповідно, станом на 31 грудня 2017 та 2016 років Укрнафта мала негативні показники оборотного капіталу і понесла збиток за рік, який закінчився 31 грудня 2016 року.

гацію ліцензій та інші заходи для зменшення суми чистих поточних зобов’язань, то у неї може виявитись недостатньо коштів для погашення накопиченої податкової заборгованості протягом короткого періоду часу, що потребуватиме інших заходів, у тому числі проведення переговорів щодо експортних продажів та часткового продажу активів для продовження подальшої діяльності. Незважаючи на описані вище суттєві невизначеності і враховуючи позитивний рух грошових коштів за 2017 рік та заходи, які вживає керівництво Укрнафти для покращення позиції ліквідності, виробничої діяльності та продажів, керівництво Групи вважає, що застосування припущення щодо здатності Укрнафти продовжувати свою діяльність на безперервній основі, є обґрунтованим для цілей цієї консолідованої фінансової звітності.

У 2017 році Укрнафта змогла поновити свої власні ліцензії, дію яких було призупинено Державною фіскальною службою у 2015–2017 роках. Також Укрнафта подала документи на пролонгацію ліцензій, строк дії яких закінчується у 2018 році. Керівництво вважає, що строк дії відповідних ліцензій буде успішно продовжено. Відсутність змін у законодавстві та процесі поновлення ліцензій суттєво впливають на це припущення.

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 акціонерними товариствами були АТ «Магістральний трубопровід «Дружба» і АТ «Придніпровський магістральний трубопровід», які були реорганізовані у 2001 році у АТ «Уктранснафта», АТ «Укрспецтрансгаз», Національне АТ «Чорноморнафтогаз», АТ «Укрнафта» та п’ятдесят чотири регіональні газорозподільні підприємства.

Якщо Укрнафта не зможе провести реструктуризацію чи забезпечити погашення простроченої дебіторської заборгованості, відшкодування передплат, пролон-

Уряд України може передавати право володіння або контролю над усіма або частиною володіння Компанії у цих акціонерних товариствах та/або інших 247

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ

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 державного 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,

РІЧНИЙ ЗВІТ 2017

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 газопроводами, які знаходяться у власності держави Україна, підтримувати державне майно у належному робочому стані та передавати 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

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 розробку нафтогазових родовищ становили 11 573 мільйони гривень станом на 31 грудня 2017 року (31 грудня 2016 року: 1 260 мільйонів гривень).

24. УПРАВЛІННЯ ФІНАНСОВИМИ РИЗИКАМИ Для діяльності Групи характерна низка фінансових ризиків: ринковий ризик (у тому числі валютний ризик та ризик відсоткових ставок), ризик концентрації (Примітка 4), кредитний ризик

Основні категорії фінансових інструментів представлені таким чином:

31 грудня 2017 року

31 грудня 2016 року (скориговано, Примітка 3)

6 118

5 832

Торгова дебіторська заборгованість

58 988

49 209

Передплати видані та інші оборотні активи

1 531

1 598

Грошові кошти та залишки на банківських рахунках

23 093

22 336

1 591

680

91 321

79 655

Примітки

Інші необоротні активи

Грошові кошти, обмежені у використанні Всього фінансових активів У мільйонах українських гривень Позики

Примітки

31 грудня 2017 року

31 грудня 2016 року

(59 315)

(70 844)

(8 137)

(16 234)

(3 381)

(2 777)

–

(4)

(70 833)

(89 859)

Торгова кредиторська заборгованість Аванси отримані та інші короткострокові зобов’язання Інші довгострокові зобов’язання Всього фінансових зобов’язань 248

У мільйонах українських гривень

Валютний ризик. Група провадить свою операційну діяльність на території України, і її залежність від валютного ризику визначається, головним чином, необхідністю придбання природного газу у іноземних постачальників, яке деномінується у доларах США. Група також отримує позики в іноземних валютах. 31 грудня 2017 року

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:

31 грудня 2016 року

Долари США

Євро

Інші валюти

539

951

–

680

–

18 246

2 718

14 998

2 740

7 086

–

6 642

–

Передплати видані та інші оборотні активи

–

684

–

Інші необоротні активи

–

307

–

245

–

(26 610)

(11 447)

–

(43 316)

(213)

–

Торгова кредиторська заборгованість

(356)

(4 133)

(4)

(13 602)

(268)

(10)

Аванси отримані та інші короткострокові зобов’язання

(139)

(67)

–

(85)

–

(1 231)

(11 671)

(33 999)

2 511

Грошові кошти, обмежені у використанні Грошові кошти та залишки на банківських рахунках Торгова дебіторська заборгованість

Позики

Чиста (коротка)/довга валютна позиція

та ризик ліквідності. Група відповідно до політики управління ризиками ідентифікує, оцінює та реагує на ризики для мінімізації їх негативного впливу на фінансові показники діяльності Групи.

У мільйонах українських гривень

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, (в) активах та зобов’язаннях, щодо яких є характерними інші цінові ризики.

У таблиці нижче розкривається інформація про чутливість прибутку або збитку та власного капіталу до обґрунтовано можливих змін у курсах обміну

Інші валюти Долари США

валют, які застосовувалися на звітну дату за умови, що всі інші змінні величини залишалися стабільними.

Ризик розраховувався лише для монетарних залишків, деномінованих в валютах, окрім функціональної валюти компаній Групи.

Станом на 31 грудня 2017 року У мільйонах українських гривень Зміцнення долару США на 10% Послаблення долару США на 10% Зміцнення євро на 10% Послаблення євро на 10%

Ризик зміни відсоткових ставок. Зазвичай Група не має істотних активів, за якими нараховуються відсотки, і її доходи та рух грошових коштів від операційної діяльності, в основному, не залежать від змін ринкових відсоткових

Вплив на Вплив на власний прибуток або капітал збиток

Станом на 31 грудня 2016 року Вплив на Вплив на власний прибуток або капітал збиток

(123)

(3 400)

123

3 400

(1 167)

251

1 167

(251)

ставок. Ризик Групи щодо зміни відсоткових ставок виникає від позик, отриманих за плаваючими відсотковими ставками. Позики за фіксованими ставками створюють для Групи ризик зміни справедливої вартості відсоткових ставок.

Група залучає позики як за фіксованими так і за плаваючими відсотковими ставками. Станом на 31 грудня 2017 року майже 34% позик Групи було надано за плаваючими ставками (31 грудня 2016 року: 12%). Ризик негативних коливань 249

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ

відсоткових ставок на ринку контролюється Казначейським департаментом Компанії. Основною метою управління відсотковим ризиком є отримання фінансування за мінімальною вартістю та співставлення ліквідності з графіком надходження кредитних коштів. Діяльність із запозичень переглядається під час складання бюджету на календарний рік. Довгострокова інвестиційна діяльність і пов’язане з нею фінансування розглядаються окремо, і для них необхідно отримати узгодження від Уряду України. Інформація про терміни погашення та ефективні відсоткові ставки фінансових інструментів розкривається далі у цій Примітці. Зміна вартості фінансових інструментів за фіксованими ставками відбувається в момент настання терміну їх погашення. Зміна вартості фінансових інструментів за плаваючими ставками виникає постійно. Якщо плаваючі відсоткові ставки за позиками в доларах США і Євро були б на 100 базових пунктів вище, коли всі інші змінні залишилися постійними, чистий прибуток за 2017 рік був би нижче на 149 мільйонів гривень (2016: на 40 мільйонів гривень нижче). Інший ціновий ризик. Група розглядає інший ціновий ризик як ризик фінансових втрат внаслідок непередбачуваних коливань рівня цін на товари при проведенні операцій купівлі-продажу. Коливання ринкових цін на європейських газових хабах, від яких залежить ціна закупівлі імпортованого природного газу, а також обов’язок Компанії постачати споживачам природній газ у межах покла250

РІЧНИЙ ЗВІТ 2017

дання спеціальних обов’язків, зокрема, по цінах, встановлених НКРЕКП (Примітка 2), робить Групу вразливою до цінового ризику. Серед напрямів реагування на даний ризик та пом’якшення його впливу на фінансову позицію Групи окремо виділяється діяльність щодо сприяння реформування українського ринку газу та запровадження вільного ринкового ціноутворення на усіх сегментах ринку. При операціях постачання природного газу іншим групам споживачів за цінами, що встановлюються Нафтогазом щомісячно самостійно, ціновий ризик не є суттєвим. Кредитний ризик. Група приймає на себе кредитний ризик, який являє собою ризик того, що одна сторона за фінансовим інструментом стане причиною фінансового збитку для іншої сторони у результаті невиконання своїх зобов’язань. Кредитний ризик виникає у результаті продажу Групою продукції на кредитних умовах та інших операцій з контрагентами, у результаті яких виникають фінансові активи. 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 постачальник 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 індивідуально суттєвих ризиків. Максимальна сума кредитного ризику станом на 31 грудня 2017 року становила 91 321 мільйон гривень (31 грудня 2016 року: 79 655 мільйонів гривень). Група не утримує жодного забезпечення для покриття своїх кредитних ризиків. Ризик ліквідності. Зважене управління ліквідністю передбачає наявність достатніх грошових коштів та достатність фінансування для виконання чинних зобов’язань по мірі їх настання. Метою Групи є підтримання балансу між безперебійним фінансуванням та гнучкістю у використанні кредитних умов, наданих постачальниками та банками. Передплати зазвичай використовуються для управління як ризиком ліквідності, так і кредитним ризиком. Група здійснює аналіз за строками оплати активів та термінами погашення своїх зобов’язань і планує рівень ліквідності залежно від їх 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.

Аналіз фінансових зобов’язань за термінами погашення станом на 31 грудня 2017 року був представлений таким чином: У мільйонах українських гривень

До 6 місяців 6–12 місяців

Позики

1–2 роки

2–5 років

Більше 5 років

Всього

25 759

23 067

6 321

11 918

159

67 224

Торгова кредиторська заборгованість

8 131

8 137

Аванси отримані та інші короткострокові зобов’язання

3 303

3 381

37 193

23 151

6 321

11 918

159

78 742

Всього

Аналіз фінансових зобов’язань за термінами погашення станом на 31 грудня 2016 року був представлений таким чином: У мільйонах українських гривень

До 6 місяців 6–12 місяців

Позики Інші довгострокові зобов’язання Торгова кредиторська заборгованість Аванси отримані та інші короткострокові зобов’язання Всього

Коефіцієнт фінансового важелю. Аналогічно іншим підприємствам галузі, Група здійснює моніторинг капіталу на основі співвідношення власних та залучених коштів. Цей коефіцієнт розраховується як чистий борг, поділений на загальний капітал під

1–2 роки

2–5 років

Більше 5 років

Всього

33 684

19 706

16 349

12 123

81 862

16 234

2 775

2 777

52 697

19 707

16 350

12 123

100 877

управлінням. Чистий борг розраховується як сума позик (короткострокових і довгострокових, які відображено у консолідованому звіті про фінансовий стан), за вирахуванням грошових коштів та їх еквівалентів. Загальна сума капіталу в управлінні дорівнює

У мільйонах українських гривень Всього позик (Примітка 14) За вирахуванням: Грошових коштів та їх еквівалентів (Примітка 12) Всього чистого боргу Всього власного капіталу Коефіцієнт фінансового важелю

сумі власного капіталу, як відображено у консолідованому звіті про фінансовий стан. Співвідношення власних та залучених коштів на кінець звітного періоду було представлене таким чином:

31 грудня 2017 року

31 грудня 2016 року

59 315

70 844

(23 093)

(21 853)

36 222

48 991

440 519

455 589

0,08

0,11

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. 251

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2017

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 існує, а також відповідних методик оцінки. Однак,

для визначення очікуваної справедливої вартості обов’язково необхідне використання професійних суджень для тлумачення ринкової інформації. Керівництво використало усю доступну ринкову інформацію для оцінки справедливої вартості. Оцінки, подані у цій консолідованій фінансовій звітності, не обов’язково вказують на суми, які Група могла б реалізувати у ринковому обміні від операції продажу своєї повної частки

Активи

Ієрархія справедливої Методики оцінки та основні вхідні дані вартості

Основні засоби

у конкретному інструменті або сплатити під час передачі зобов’язань. Справедлива вартість основних засобів Основні засоби Групи оцінюються за справедливою вартістю на кінець кожного звітного періоду. У наведеній нижче таблиці подається інформація про способи визначення справедливої вартості цих активів (зокрема, методики оцінки та використані вхідні дані):

Інформація стосовно основних засобів Групи та ієрархії справедливої вартості станом на 31 грудня 2017 року наведена нижче:

Опис

Газотранспортна система та сховища газу

Група активів

Методика оцінки

Трубопроводи і супутнє обладнання

Метод залишкової вартості заміщення з використанням доходного методу для визначення економічного знецінення

Будівлі Машини та обладнання

Група залучає професійних незалежних оцінювачів для визначення справедливої вартості своїх основних засобів із використанням методу вартості заміщення для більшості груп. Справедлива вартість визначається як первісна вартість будівництва цих об’єктів за поточними цінами, за вирахуванням економічного знецінення та фізичного зносу на відповідну дату. Основним параметром, який використовується у цій методиці оцінки, є поточна вартість будівництва.

Вхідні дані, які Діапазон вхідних даних, які не не піддаються піддаються спостереженню спостереженню

Період отримання доходу від транзитної діяльності

2018–2019 рр.

Чим довше період отримання доходу від транзитної діяльності, тим більше вартість

Обсяги транзиту природного газу

110 млрд куб.м. (оснований на мінімальних контрактних обсягах згідно транзитного контракту з Газпромом)

Якщо Газпром відмовиться транзитувати не менше 110 млрд. куб.м. природного газу у 2018–2019 роках, Група матиме право вимагати відшкодування збитків від недозавантаження. Чим довший арбітражний розгляд відповідного позову, тим менша як дисконтована вартість відповідного недозавантаження, так і справедлива вартість

Дата впровадження системи стимулюючого тарифоутворення

Тариф на базі РБА діє для послуг з транспортування для точок входу з 2016 року (транскордонні газопроводи), проте Газпром не визнає його. Плата за внутрішні точки входу (для споживачів України) на даний момент призупинена у зв’язку з рішенням суду, проте починає діяти з 2019 року. Тариф на базі РБА для послуг зберігання починає діяти з 2021 року

Чим пізніше буде впроваджено стимулююче тарифоутворення/ плата за точки входу, тим менша справедлива вартість

Рівень дохідності за регуляторною базою активів для зберігання

11,89%

Чим вища ставка, тим вища справедлива вартість

Буферний газ Інші основні засоби

Для об’єктів, де є ринкові аналоги (головним чином, будівлі), використовується метод порівняння продажів, ціни ринкових продажів порівнюваних об’єктів нерухомості коригуються з урахуванням різниць в основних параметрах (таких як площа нерухомості). Основним параметром, який використовується при цій методиці оцінки, є ціна квадратного метру нерухомості. Основні засоби

Справедлива вартість технологічного газу визначається шляхом застосування ринкової вартості газу на кінець звітного періоду до обсягів технологічного газу. Основними параметрами, які використовуються при цій методиці оцінки, є ринкова вартість на газ на кінець звітного періоду. Ринкова ціна технологічного газу дорівнює ринковій вартості газу, за вирахуванням витрат на його викачку та транспортування до точки продажу.

У таблиці нижче наведено інформацію про основні засоби, визнані за справедливою вартістю після первісного визнання із використанням ієрархії справедливої вартості: 31 грудня 2017 року У мільйонах українських гривень

Рівень 2

Рівень 3

Усього

Основні засоби

150 040

324 021

474 061

Всього

150 040

324 021

474 061

31 грудня 2016 року У мільйонах українських гривень

Рівень 2

Рівень 3

Усього

Основні засоби

153 566

386 599

540 165

Всього

153 566

386 599

540 165

Протягом року не було переміщень між Рівнем 2 та Рівнем 3.

252

Взаємозв’язок між ключовими вхідними даними, які не піддаються спостереженню, та оцінкою справедливої вартості

Номінальна се- 11,89% редньозважена вартість капіталу для грошових потоків, деномінованих у доларах США

Чим вища середньозважена вартість капіталу, тим менша справедлива вартість

253

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ

Опис

Активи з видобутку газу

РІЧНИЙ ЗВІТ 2017

Група активів

Методика оцінки

Трубопроводи і супутнє обладнання

Нафтогазови-добувні активи Будівлі Машини та обладнання

Вхідні дані, які Діапазон вхідних даних, які не не піддаються піддаються спостереженню спостереженню

Залишковий 0–50 термін з видобутку природного газу, років (базуючись на підтверджених та вірогідних запасах, визначених незалежним експертом)

Чим менший період, тим менша справедлива вартість внаслідок нижчих залишкових строків використання активів з видобутку

Ціна реалізації природного газу

Ціна для періоду 2018 – 2020 року є регульованою для обсягу поставок в рамкам ПСО, ринковою – для обсягу поставок в ринок – формується на основі прогнозних цін на природний газ на німецькому віртуальному пункті торгівлі газом, з врахуванням транспортних витрат до українського західного кордону та плати за вхід. Ринкова ціна для подальших періодів формується на основі прогнозних цін на природний газ на німецькому віртуальному пункті торгівлі газом, за вирахуванням транспортних витрат до українського кордону

Чим вища ціна реалізації газу, тим вища справедлива вартість

Природний газ і нафта, поклади глибиною до 5,000 м – 29%, понад 5,000 м – 14% Нафтовий і газовий конденсат, поклади глибиною до 5,000 м – 45%, понад 5,000 м – 21%

Чим вища ставка, тим менша справедлива вартість

Інші основні засоби

Довгостроковий прогноз рентної плати (розрахований на ціну реалізації)

Нафтотранс-портна система та зберігання нафти

254

Трубопроводи і супутнє обладнання

Метод залишкової вартості заміщення з використанБудівлі ням доходного методу Машини та для визнаобладнання чення економічного Інші основ- знецінення ні засоби

Номінальна се- 18,70% редньозважена вартість капіталу для грошових потоків, деномінованих у гривні

Чим вища середньозважена вартість капіталу, тим менша справедлива вартість

Кумулятивний фактор фізичного та функціонального зносу

Чим вищий фактор, тим менша справедлива вартість

0,38–0,79

Номінальна се- 17,38% редньозважена вартість капіталу для грошових потоків, деномінованих у гривні

Чим вища середньозважена вартість капіталу, тим менша справедлива вартість

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 2017 та 2016 років.

26. ПОДІЇ ПІСЛЯ ЗВІТНОГО ПЕРІОДУ Відмова ПАТ «Газпром» виконати рішення Стокгольмського Арбітражу. 28 лютого 2018 року Арбітражний Трибунал виніс фінальне рішення у Арбітражному провадженні щодо Контракту на транзит газу, задовольнивши вимоги Компанії щодо порушення Газпромом зобов’язань щодо мінімальних обсягів транзиту газу в 2009–2017 роках. В результаті Трибунал присудив стягнути з Газпрому на користь Компанії 4 674 мільйона доларів США компенсації за заподіяні збитки (Примітка 23). Крім того, згідно рішення Арбітражного Трибуналу у Арбітражному провадженні щодо купівлі-продажу природного газу Компанія зобов’язана відновити закупівлю газу у Газпрому відповідно до чинного Контракту з купівлі-продажу природного газу. На виконання умов цього рішення Трибуналу, у лютому 2018 року Компанія зробила авансовий платіж за поставки газу в березні 2018 року у сумі 128 мільйонів доларів США. Проте, Газпром повернув цей авансовий платіж та відмовився від поставок газу у березні 2018 року, а також 1 березня 2018 року знизив тиск у газопроводах на 20% на своєму боці газотранспортної системи. Як

результат, Компанія була змушена покривати дефіцит газу з більш дорогого ресурсу на Західному кордоні України. Як зазначено у Примітці 23, такі дії з боку Газпрому наразі унеможливлюють виконання Компанією рішення Трибуналу щодо закупівлі мінімальних річних контрактних обсягів газу. 20 квітня 2018 року Газпром подав позовну заяву до Арбітражного інституту Торгової палати Стокгольма вимагаючи перегляду або розірвання Контракту з купівлі-продажу природного газу та Контракту на транзит газу через нібито дисбаланс між зобов’язаннями сторін за цими контрактами за результатами фінальних рішень у обох Арбітражних провадженнях. Відображення рішень Стокгольмського Арбітражу. Компанія отримала юридичне право на взаємозалік вимог згідно фінальних рішень Стокгольмського Арбітражу у лютому 2018 року, і після цього обліковує суми визнаних станом на 31 грудня 2017 року активів та зобов’язань на нетто-основі у звіті про фінансовий стан (Примітки 11, 16 та 23). Судовий спір із неконтролюючими акціонерами ПАТ «Укрнафта», стосовно виконання акціонерної угоди. У квітні 2018 року Лондонський міжнародний арбітражний суд постановив, що ключові положення Акціонерної угоди між Нафтогазом та компаніями міноритарних акціонерів щодо корпоративного управління Укрнафти є такими, що не підлягають виконанню, оскільки суперечать імперативним нормам корпоративного законодавства України (Примітка 23). Подовження дії Положення про покладання спеціальних обов’язків на суб’єктів ринку

природного газу. Постановою КМУ від 28.03.18 №228 було подовжено дію положення про покладання спеціальних обов’язків на Компанію (Примітка 2) до 1 червня 2018 року. Погашення кредитів. Протягом січня-квітня Група погасила кредити на загальну суму 26 417 мільйонів гривень. В тому числі в січні 2018 року Компанія здійснила остаточне погашення заборгованості за кредитною угодою з Європейським банком реконструкції та розвитку, укладеною у жовтні 2015 року.

27. ОСНОВНІ ПРИНЦИПИ ОБЛІКОВОЇ ПОЛІТИКИ Заява про відповідність. Ця консолідована фінансова звітність була підготовлена відповідно до Міжнародних стандартів фінансової звітності («МСФЗ»). Основа підготовки консолідованої фінансової звітності. Ця консолідована фінансова звітність підготовлена на основі принципу історичної вартості, за виключенням об’єктів основних засобів, які оцінюються за переоціненою вартістю на кінець кожного звітного періоду, як пояснюється у положеннях облікової політики нижче. Історична вартість зазвичай визначається на основі справедливої вартості компенсації, сплаченої в обмін на товари та послуги. Справедлива вартість визначається як ціна, яка була б отримана за продаж активу або сплачена за передачу зобов’язання у звичайній операції між учасниками ринку на дату оцінки, незалежно від того, чи підлягає ця ціна безпосередньому спостереженню або оцінці із використанням іншої методики оцінки. 255

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ

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. Характер цих витрат може відрізнятися від їхньої юридичної форми згідно з первісною документацією. Ці витрати були подані на основі відповідних первинних документів у консолідованій фінансовій звітності станом на та за рік, що закінчився 31 грудня 2016. Функціональна валюта і валюта подання. Статті, включені до фінансових звітностей кожного з підприємств Групи, оцінюються із використанням валюти основного економічного середовища, у якому провадить свою операційну діяльність Група («функціональної валюти»). Ця консолідована фінансова звітність подається у гривні, яка є функціональною валютою Компанії і валютою подання Групи. Усі суми, відображені у консолідованій фінансовій звітності, подаються у гривнях, округлених до найближчого мільйона, якщо не зазначено інше. Операції, деноміновані у валюті, яка відрізняється від відповідної функціональної валюти, перераховуються у функціональну валюту із використанням курсу обміну валют, який переважав на дату відповідної операції. Прибутки та збитки від курсових різниць, які виникають у результаті врегулювання таких операцій та перерахунку монетарних активів та зобов’язань, деномінованих в іноземній валюті на кінець року, визнаються у консолідованому звіті про при256

РІЧНИЙ ЗВІТ 2017

бутки або збитки. Перерахунок на кінець року не застосовується до немонетарних статей, включно з інвестиціями у власний капітал. Станом на 31 грудня курси обміну валют, використані для перерахунку залишків в іноземній валюті, були представлені таким чином: У гривнях

2017

2016

1,00 долар США

28,07

27,19

1,00 євро

33,50

28,42

Протягом 2017 та 2016 років в Україні діяли валютні обмеження затверджені Національним Банком України (Примітка 2). Іноземну валюту можна вільно конвертувати за курсом, наближеним до курсу обміну, встановленого Національним банком України. У теперішній час гривня не є вільно конвертованою валютою за межами України. Основа консолідації. Дочірніми підприємствами називаються компанії, над якими Група має контроль. Контроль досягається тоді, коли Група має владні повноваження щодо об’єкта 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 втрачається. Операції між компаніями Групи, залишки за операціями та нереалізовані прибутки або збитки від таких операцій виключаються повністю під час консолідації. В облікову політику дочірніх підприємств, за необхідності, вно-

сяться 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; • потенційні права голосу, утримувані Групою, інших утримувачів 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 голосування на попередніх зборах акціонерів. Об’єднання підприємств. Операції придбання підприємств

обліковуються із використанням методу придбання. Сума компенсації, яка передається під час операції об’єднання підприємств, оцінюється за справедливою вартістю, яка розраховується як сума справедливої вартості на дату придбання активів, переданих Групою, зобов’язань Групи перед колишніми власниками об’єкта придбання та часток власного капіталу, наданих Групою в обмін на отриманий контроль над відповідним об’єктом придбання. Витрати, пов’язані з операцією придбання, звичайно визнаються у складі прибутку або збитку того періоду, в якому вони були понесені. На дату придбання ідентифіковані придбані активи та прийняті зобов’язання визнаються за їхньою справедливою вартістю, за виключенням випадків коли: • відстрочені податкові активи або зобов’язання та активи або зобов’язання, пов’язані з угодами на виплати працівникам, визнаються та оцінюються у відповідності до вимог МСБО 12 «Податок на прибуток» та МСБО 19 «Виплати 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, укладених для заміни угод об’єкта придбання щодо платежів на основі акцій, оцінюються у відповідності до вимог МСФЗ 2 «Платіж на основі акцій» на дату придбання; та • активи (або групи вибуття), які класифікуються як утримувані для продажу у відповідності до МСФЗ 5 «Необоротні активи, утримувані для продажу, та припинена

діяльність», оцінюються у відповідності до цього стандарту. Гудвіл оцінюється як перевищення суми переданої компенсації, суми будь-яких неконтрольованих часток в об’єкті придбання та справедливої вартості раніше утримуваних покупцем часток власного капіталу в об’єкті придбання (якщо такі є) над чистою сумою на дату придбання вартості придбаних ідентифікованих активів та прийнятих на себе зобов’язань. Якщо після переоцінки чиста сума, на дату придбання, вартості придбаних ідентифікованих активів та прийнятих на себе зобов’язань перевищує суму переданої компенсації, суми будь-яких неконтрольованих часток в об’єкті придбання та справедливої вартості раніше утримуваних покупцем часток власного капіталу в об’єкті придбання (якщо такі є), то таке перевищення визнається негайно у складі прибутку або збитку як прибуток від придбання зі знижкою. Неконтрольовані частки, які є поточними частками володіння і дають право їхнім власникам на пропорційну частку чистих активів підприємства у випадку його ліквідації, первісно можуть оцінюватися або за справедливою вартістю, або пропорційно до частки неконтрольованих часток у визнаній вартості ідентифікованих чистих активів об’єкта придбання. Вибір методу оцінки здійснюється для кожної операції окремо. Інші види неконтрольованих часток оцінюються за справедливою вартістю або, коли застосовується, згідно із методом, визначеним в іншому МСФЗ. У випадку коли компенсація, яку Група передала в операції об’єднання підприємств, містить в

собі активи або зобов’язання, які виникли у результаті угоди про умовну компенсацію, то умовна компенсація оцінюється за справедливою вартістю на дату придбання і включається до складу компенсації, яка була передана під час операції об’єднання підприємств. У зміни справедливої вартості умовного зобов’язання, які кваліфікуються як коригування періоду оцінки, вносяться коригування ретроспективно, із відповідними коригуваннями 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 інструменти: 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 здійснюється поетапно, раніше утримувана Групою частка у власному капіталі об’єкта придбання переоцінюється за справедливою 257

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ

вартістю на дату придбання, а прибуток або збиток, який виникає при цьому, якщо такий є, визнається у складі прибутку або збитку. Суми переоцінки, які виникають із часток володіння в об’єкті придбання до дати придбання і які були раніше визнані у складі інших сукупних доходів, змінюють свою класифікацію на прибуток або збиток, якби такий підхід вимагався для відображення вибуття такої частки. Якщо первісний облік операції об’єднання підприємств не завершився на кінець звітного періоду, в якому відбувається 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 підприємств, відображається за первісною вартістю, визначеною на дату придбання таких підприємств, за вирахуванням накопичених 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 розподілений гудвіл, перевіряється на 258

РІЧНИЙ ЗВІТ 2017

предмет зменшення корисності 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 корисності, визнаний щодо гудвілу, не сторнується у подальші періоди. Після вибуття відповідної одиниці, яка генерує грошові кошти, належна їй сума гудвілу враховується під час визначення прибутку або збитку у результаті вибуття. Операції із неконтрольованими частками. Група відображає операції із неконтрольованими частками як операції із власниками капіталу Групи. Для операцій придбання неконтрольованих часток різниця між будь-якою компенсацією сплаченою та відповідною часткою балансової вартості придбаних чистих активів дочірнього підприємства відображається у складі власного капіталу. Прибутки або збитки у результаті продажу неконтрольованих часток також відображаються у складі власного капіталу. Коли Група втрачає контроль або істотний вплив над підприємством, то збережена частка володіння у ньому переоцінюється до її справедливої вартості, причому зміна балансової вартості визнається у складі

прибутку або збитку. Справедлива вартість є первісною балансовою вартістю для цілей подальшого обліку збереженої частки в асоційованому, спільному підприємстві або фінансовому активі. Окрім того, будь-які суми, раніше визнані у складі інших сукупних доходів щодо такого підприємства, обліковуються таким чином, ніби Група сама продала відповідні активи або зобов’язання. Це може означати, що суми, визнані раніше у складі інших сукупних доходів, змінюють свою класифікацію на прибуток або збиток. Якщо частка участі в асоційованому підприємстві знижується, але істотний вплив зберігається, лише пропорційна частка сум, раніше визнана у складі інших сукупних доходів, змінює свою класифікацію на прибуток або збиток, коли доцільно. Інвестиції в асоційовані підприємства. Асоційованим називається підприємство, на яке Група має істотний вплив, а не контроль. Інвестиції в асоційовані підприємства обліковуються із використанням методу участі в капіталі. Інвестиція Групи в асоційоване підприємство включає гудвіл, визначений на момент придбання, за вирахуванням будь-якого накопиченого збитку від зменшення корисності. Частка Групи у прибутках або збитках асоційованих підприємств після придбання визнається у консолідованому звіті про прибутки або збитки, а частка у змінах інших сукупних доходів після придбання визнається у складі інших сукупних доходів. Сукупні зміни після придбання коригуються за рахунок балансової вартості інвестиції. У випадку коли частка Групи у збитках асоційованого підприємства дорівнює або перевищує

її частку у цьому асоційованому підприємстві, включно з будьякою іншою незабезпеченою дебіторською заборгованістю, Група не визнає подальших збитків, за виключенням випадків коли вона має зобов’язання 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 необхідності, 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 діяльності. Спільний контроль являє собою узгоджений на основі договору розподіл контролю над спільною діяльністю, який існує лише тоді, коли рішення стосовно значущої діяльності вимагають одноголосної згоди сторін, які спільно володіють контролем. Група визнає свою частку у спільному підприємстві із використанням методу участі в капіталі, який застосовується так, як описано у параграфі «Інвестиції в асоційовані підприємства». Частка у спільних операціях. 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 вимагають 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 утримуваних 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 спільно витрат. Група обліковує активи, зобов’язання, доходи і витрати, які стосуються її частки у спільній операції, у відповідності до вимог МСФЗ, які застосовуються до конкретних активів, зобов’язань, доходів і витрат. У випадку коли підприємство Групи взаємодіє зі спільною операцією, у якій таке підприємство Групи є спільним оператором (наприклад, в операції продажу або внесення активів), вважається, 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 (наприклад, в операції придбання активів), Група не визнає своєї частки прибутків та збитків до тих пір, поки вона не перепродасть ці активи третій стороні. Концесійна угода (угода про розподіл продукції). Компанія уклала концесійну угоду на розвідку і розробку нафти («Концесійна угода») із Арабською Республікою Єгипет та Єгипетською генеральною нафтовою корпорацією («ЄГНК») 13 грудня 2006 року. Концесійна угода містить такі умови: • У порядку, передбаченому 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»). Нафтопродукти за Концесійною угодою включають сиру нафту або газ та зріджений нафтовий газ («ЗНГ»). • Решта 75% вироблених нафтопродуктів розподіляються між Компанією та ЄГНК у залежності від обсягів виробництва та виду продукту (сирої нафти або газу та ЗНГ). Частка Компанії знаходиться у межах від 15% до 19%. • ЄГНК стає власником усіх активів Компанії, придбаних і тих, що належать їй у межах Концесійної угоди, які були 259

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ

включені Компанією до статті відшкодування витрат у зв’язку із операціями, які виконала Компанія: земля стає майном ЄГНК одразу після її придбання; право власності на рухомі і нерухомі активи буде передаватися автоматично і поступово від Компанії до ЄГНК, як тільки вони включатимуться до статті відшкодування витрат. Період розробки за Концесійною угодою обмежений максимальним строком у 25 років від дати відкриття комерційних запасів нафти або від дати перших постачань газу та розпочався у 2011 році. Звітність за сегментами. Операційні сегменти відображаються у порядку, який відповідає внутрішній звітності, яка подається керівній особі Групи, відповідальній за прийняття операційних рішень. Сегменти, доходи яких, результати діяльності або активи становлять десять відсотків або більше від результатів усіх сегментів, відображаються окремо. Сегменти, результати діяльності яких не перевищують цього порогу, можуть відображатися окремо за рішенням керівництва. Основні засоби. Група використовує модель переоцінки для оцінки основних засобів, за виключенням незавершеного 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 виконана станом на 31 грудня 2017 року. Подальші 260

РІЧНИЙ ЗВІТ 2017

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 сукупні доходи. Зменшення, які взаємно зараховують раніше визнані збільшення того самого активу, відображаються у складі резерву переоцінки у складі власного капіталу через інші сукупні доходи; а всі інші зменшення включаються до консолідованого звіту про прибутки або збитки. У тій мірі в якій збиток від зменшення корисності того самого знеціненого активу був визнаний раніше у складі консолідованого звіту про прибутки або збитки, сторнування цього збитку від зменшення корисності також визнається у консолідованому звіті про прибутки або збитки. Витрати, понесені для заміни 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 досто-

вірно. Усі інші витрати на ремонт і обслуговування включаються до консолідованого звіту про прибутки або збитки протягом того фінансового періоду, у якому вони були понесені. Основні засоби припиняють 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 або списання переоцінених активів суми, включені до складу резерву переоцінки, переводяться 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 підземних сховищах Групи і захисту їх від затоплення. Буферний газ на основі інженерного аналізу вважається таким, який можна повністю викачати, та таким, що у будь-який момент закриття сховища буде доступний для продажу або іншого використання. Буферний газ 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 дослідження і розробку включають усі прямі і непрямі витрати на матеріали, оплату праці та зовнішні послуги, понесені у зв’язку зі спеціалізованим пошуком нових методик розробки та істотного 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.

вання надрами, капіталізуються у вартості ліцензії на розвідку та визнаються нематеріальним активом з дати дії спецдозволу. Подальший облік відповідних активів здійснюється відповідно до вимог МСБО 38 «Нематеріальні активи». Витрати, що виникають на етапі розробки родовищ, включаючи витрати на буріння та риття котлованів, оренда та амортизація основних засобів, капіталізуються у складі незавершеного будівництва як активи розвідки та оцінки. Сформовані активи щорічно перевіряються на предмет знецінення. Якщо розвідувальне буріння не дало результату або існує ймовірність того, що понесені витрати не призведуть до отримання доходу, то актив частково або повністю списують на витрати періоду. У разі прийняття рішення про подальшу розробку території родовища, та з моменту вводу в експлуатацію першої промислової свердловини, Група класифікує капіталізовані витрати на розвідку та оцінку, пов’язані з цією свердловиною, як нафтогазовидобувні активи у складі основних засобів у консолідованому звіті про фінансовий стан.

Витрати, понесені на передрозвідувальній стадії розвідки і оцінки запасів вуглеводнів, у тому числі техніко-економічне обґрунтування дослідної розробки родовищ та консультаційні послуги, визнаються видатками того періоду, у якому вони були понесені.

Знос та виснаження. Знос нараховується на систематичній основі для розподілу вартості окремих активів за вирахуванням їх ліквідаційної вартості протягом очікуваних строків корисного використання активів. Нарахування зносу починається із моменту придбання або, у випадку зі створеними власними силами активами, з моменту, коли актив завершений і готовий до використання.

Витрати, які безпосередньо пов’язані з отриманням спеціальних дозволів на користу-

Амортизація свердловин, що пов’язані з видобутком вуглеводнів, здійснюється із вико-

ристанням методу суми одиниці продукції, протягом існування підтверджених достовірних та ймовірних запасів вуглеводнів. Спеціалізований буровий інструмент та інші основні засоби, що використовуються для виконання будь-яких робіт на свердловинах, амортизуються з використанням методу суми одиниць продукції, базою розрахунку є відповідні норми виробітку встановлені Компанією. Інші основні засоби амортизуються на прямолінійній основі протягом очікуваних строків їхнього корисного використання. Cтроки корисного використання інших основних засобів Групи представлені таким чином: Строки корисного використання у роках Трубопроводи і супутнє обладнання

5–60

Машини і обладнання

3–60

Будівлі

3–60

Бурове і розвідувальне обладнання

3–30

Інші основні засоби

3–30

Незавершене будівництво, а також буферний газ не амортизуються. Нематеріальні активи. Нематеріальні активи мають визначені строки корисного використання і включають, головним чином, ліцензії на розвідку та видобуток корисних копалин та капіталізоване програмне забезпечення. Придбане програмне забезпечення капіталізується на основі витрат, понесених для придбання та 261

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ

доведення їх до використання. Нематеріальні активи відображаються за первісною вартістю, за вирахуванням накопиченої амортизації та збитків від зменшення корисності, якщо такі є. У випадку зменшення корисності балансова вартість нематеріальних активів списується до більшої з величин: вартості під час використання та справедливої вартості, за вирахуванням витрат на продаж. Оренда. Оренда, за умовами якої істотна частка ризиків і винагород залишається у орендодавця, класифікується як операційна. Виплати, здійснені за договорами операційної оренди (за вирахуванням будьяких заохочень, отриманих від орендодавця), включаються до консолідованого 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 орендованого майна та теперішньої вартості мінімальних орендних платежів. Забезпечення на виведення активів з експлуатації. Оцінка Групою забезпечення на виведення активів з експлуатації базується на очікуваних майбутніх витратах, які передбачається понести у результаті виведення з експлуатації об’єктів та відновлення території, на якій вони знаходились, з урахуванням впливу прогнозної інфляції для наступних періодів та дисконтування із використанням відсоткових ставок, які застосовуються до відповідного резерву. Очікувані витрати на демонтаж і 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 чин262

РІЧНИЙ ЗВІТ 2017

ного 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 резерві переоцінки у складі іншого сукупного доходу. Забезпечення стосовно діяльності із виведення з експлуатації 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 середовище, у якому провадить свою діяльність Група. Витрати на виплату відсотків, які стосуються забезпечення, включаються до фінансових витрат у складі консолідованого прибутку або збитку. Зменшення корисності нефінансових активів. Активи переглядаються на предмет зменшення корисності тоді, коли події і обставини вказують на те, що балансову вартість не буде можливо відшкодувати. Збиток від зменшення корисності визнається у сумі, на яку балансова вартість активів перевищує їхню вартість 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 кошти). Нефінансові активи, які зазнали зменшення корисності, переглядаються на предмет можливого

сторнування зменшення корисності на кожну звітну дату. Збиток від зменшення корисності визнається негайно у складі прибутку або збитку, якщо відповідний актив не відображається за переоціненою вартістю. Якщо актив відображається за переоціненою вартістю, збиток від зменшення корисності відображається аналогічно зменшенню у результаті переоцінки. У випадку коли збиток від зменшення корисності у подальшому сторнується, балансова вартість активу (або одиниці, яка генерує грошові кошти) збільшується до переглянутої оцінки її вартості відшкодування, таким чином щоб збільшена балансова вартість не перевищувала балансову вартість, яка була б визначена, якби не було визнано жодного збитку від зменшення корисності для активу (або одиниці, яка генерує грошові кошти) у попередні роки. Сторнування збитку від зменшення корисності визнається негайно у складі консолідованого прибутку або збитку, якщо відповідний актив не відображається за переоціненою вартістю. У такому випадку сторнування збитку від зменшення корисності відображається аналогічно збільшенню 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 фінансову дебіторську заборгованість, яка виникає у результаті надання коштів, товарів або послуг безпосередньо дебітору, окрім

дебіторської заборгованості, яка створюється із наміром продажу негайно або у короткостроковій перспективі, або яка має котирування на активному ринку. Кредити і дебіторська заборгованість включають, в основному, кредити, а також торгову дебіторську заборгованість, включно із придбаними кредитами та векселями. Усі інші фінансові активи 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 визначень фінансового зобов’язання та інструмента власного капіталу. Інструменти власного капіталу. Інструмент власного капіталу являє собою будь-який договір, який свідчить про залишкову частку в активах підприємства після вирахування усіх його зобов’язань. Інструменти власного капіталу, випущені підприємствами Групи, визнаються у сумі отриманих надходжень, за вирахуванням прямих витрат на їхній випуск. Операція викупу інструментів власного капіталу Групи визнається та вираховується безпосередньо із власного капіталу. Жодного прибутку або збитку не визнається у складі прибутку або збитку у результаті придбання, продажу, випуску або анулювання інструментів власного капіталу Групи. Фінансові зобов’язання. Фінансові зобов’язання класифікуються 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 позики, грошові кошти та залишки на банківських рахунках. Група має також різні інші фінансові інструменти, такі як дебіторська та кредиторська заборгованість, яка виникає безпосередньо з її операцій. Усі операції придбання і продажу фінансових інструментів, які вимагають постачання протягом часового проміжку, визначеного нормативними актами або практикою відповідного ринку («звичайні» операції придбання або продажу), відображаються на дату здійснення операції, на дату, на яку Група приймає зобов’язання доставити фінансовий інструмент. Усі інші операції придбання і продажу визнаються на дату розрахунків, при цьому зміна вартості між датою прийняття зобов’язання та датою розрахунків не визнається для активів, які відображаються за первісною або амортизованою вартістю, і визнаються у складі власного капіталу для активів, класифікованих як наявні для продажу. Подальша оцінка фінансових інструментів. Після первісного визнання фінансові зобов’язання, кредити та дебіторська заборгованість Групи оцінюються за амортизованою вартістю. 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 амортизуються на основі ефективної відсоткової ставки для відповідного інструменту. Вважається, що номінальна вартість фінансових активів та зобов’язань із термінами погашення до одного року, за вирахуванням очікуваних кредитних коригувань, дорівнює їхній справедливій вартості. Справедлива вартість фінансових зобов’язань оцінюється шляхом дисконтування майбутніх потоків грошових коштів за договорами за поточною ринковою відсотковою ставкою, доступною для Групи для аналогічних фінансових інструментів. Прибутки та збитки, які виникають у результаті зміни справедливої 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 власного капіталу та існують об’єктивні свідчення того, що активи знецінились, то збиток, визнаний у складі інших сукупних доходів, вилучається і включається у визначення чистого прибутку, навіть якщо не відбулося припинення визнання активів. 263

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2017

Дивіденди за інструментами власного капіталу, доступними для продажу, визнаються у консолідованому звіті про прибутки або збитки, коли встановлене право Групи на отримання платежів та існує вірогідність надходження економічних вигід. Збитки від зменшення корисності визнаються у консолідованому звіті про прибутки або збитки того періоду, у якому вони були понесені у результаті однієї або більше подій, які відбулися після первісного визнання 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 будьякого збитку від зменшення корисності цього активу, раніше визнаного у складі консолідованого звіту про прибутки або збитки, вилучається із власного капіталу та визнається у складі консолідованого звіту про прибутки або збитки.

та дебіторської заборгованості формується, коли існують об’єктивні свідчення того, що Група не буде здатна повернути усі належні суми згідно із первісними умовами. Істотні фінансові труднощі дебітора, вірогідність того, що дебітор може розпочати процедуру банкрутства або фінансову реорганізацію, 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 очікуваних майбутніх потоків грошових коштів. Балансова вартість активу зменшується за рахунок використання рахунку резерву, а сума збитку визнається у консолідованому звіті про прибутки або збитки. У випадку якщо дебіторська заборгованість є безнадійною, вона списується за рахунок резерву для дебіторської заборгованості. Подальше відшкодування раніше списаних сум включається до складу консолідованого 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, справедлива 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.

Припинення визнання фінансових інструментів. Група припиняє визнавати фінансові активи, коли (i) активи погашені або права на потоки грошових коштів від активів втратили свою силу, або (ii) Група передала усі суттєві ризики та винагороди від володіння активами, або (iii) Група не передала і не зберегла усі істотні права та винагороди від володіння, але втратила контроль. Контроль зберігається, якщо контрагент не має практичної здатності продати актив повністю непов’язаній третій стороні без потреби накладання додаткових обмежень на операцію продажу. Фінансові зобов’язання припиняють визнаватись Групою тоді, і тільки тоді, коли зобов’язання Групи виконані,

Резерв на покриття збитків від зменшення корисності кредитів 264

скасовані чи строк виконання яких закінчився. Різниця між балансовою вартістю фінансового зобов’язання, яке припинило визнаватись, та виплаченою компенсацією визнається у складі консолідованого звіту про прибутки або збитки. Податок на прибуток. Податок на прибуток нараховується у консолідованій фінансовій звітності у відповідності до українського законодавства, яке діяло або фактично діяло на звітну дату. Податок на прибуток включає нарахування поточного податку та відстроченого податку і визнається у консолідованому звіті про прибутки або збитки, якщо він не стосується операцій, які вже були визнані у тому самому або інших періодах у складі інших сукупних доходів або безпосередньо у складі власного капіталу. Поточний податок є сумою, яку передбачається сплатити або відшкодувати у податкових органів стосовно оподатковуваних прибутків або збитків за поточний та попередні періоди. Інші податки, крім податку на прибуток, відображаються у складі операційних витрат. Відстрочений податок на прибуток нараховується із використанням методу балансових зобов’язань на перенесені на майбутні періоди податкові збитки і тимчасові різниці, які виникають між податковими базами активів та зобов’язань і їхньою балансовою вартістю для цілей складання фінансової звітності. Згідно із виключенням щодо первісного визнання відстрочені податки не відображаються щодо тимчасових різниць на момент первісного визнання активу або зобов’язання в операції, яка не є об’єднанням підприємств, якщо операція на момент первісного відобра-

ження не впливає ані на фінансовий, ані на оподатковуваний прибуток. Відстрочені податкові зобов’язання не відображаються щодо тимчасових різниць на момент первісного визнання гудвілу та в 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 податкових 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 оподатковуваних 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 запасів, 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, нафти та нафтопродуктів. Метод середньозваженої вартості використовується

для природного газу, нафти та нафтопродуктів. Чиста вартість реалізації являє собою очікувану ціну реалізації під час звичайної господарської діяльності, за вирахуванням вартості завершення та витрат на продаж. Торгова дебіторська заборгованість. Торгова та інша дебіторська заборгованість первісно визнається за справедливою вартістю і у подальшому оцінюється за амортизованою вартістю із використанням методу ефективної відсоткової ставки, за вирахуванням резерву на знецінення. Передплати видані та інші оборотні активи. Передплати відображаються за первісною вартістю, за вирахуванням резерву на знецінення. Передплата класифікується як необоротний 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 Група нараховує резерв знецінення на відповідну переплату з одночасним визнанням витрат у консолідованому звіті про прибутки або збитки. Векселі. Деякі операції придбання можуть погашатися простими або переказними векселями, які є ринковими борговими інструментами. Операції придбання, за якими розраховуються векселями, визнаються на основі оцінки керівництвом справедливої вартості, яка буде визначена під час таких погашень. Справедлива вартість визначається з урахуванням

ринкової інформації, яка піддається спостереженню. Грошові кошти та їх еквіваленти. Грошові кошти та їх еквіваленти включають грошові кошти у касі, депозити на вимогу у банках та інші короткострокові високоліквідні інвестиції із первісними термінами погашення три місяці або менше. Грошові кошти та їх еквіваленти відображаються за амортизованою вартістю із використанням методу ефективної відсоткової ставки. Обмежені до використання залишки виключаються зі складу грошових коштів та їх еквівалентів для цілей звіту про рух грошових коштів. Залишки, обмежені для обміну або використання на погашення зобов’язання протягом від трьох до дванадцяти місяців від звітної дати, включаються до складу інших оборотних активів. Залишки, обмежені для обміну або використання на погашення зобов’язання протягом, як мінімум, дванадцяти місяців від звітної дати, включаються до складу інших необоротних активів. Акціонерний капітал. Прості акції класифікуються як власний капітал. Додаткові витрати, які безпосередньо стосуються випуску 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’язання і вираховуються із власного капіталу на звітну дату лише тоді, коли вони оголошуються до або на звітну дату. Інформація про дивіденди розкривається тоді, коли вони пропонуються до звітної дати або пропонуються чи оголошу265

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ

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 операціями експорту товарів і надання обмеженого переліку послуг (наприклад міжнародне транспортування). Зобов’язання платника податків з ПДВ дорівнює загальній сумі ПДВ, нарахованого 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 виникають після отримання рахунка-фактури з ПДВ, який видається на ранішу із двох дат: оплати постачальнику або отримання товарів. ПДВ, який стосується операцій продажу та придбання, визнається у консолідованому звіті про фінансовий стан на валовій основі і розкривається окремо як актив та зобов’язання. У випадку формування резерву на знецінення дебіторської заборгованості збиток від знецінення відображається щодо валової суми дебітора, включно з ПДВ, за виключенням резерву на знецінення на передплати видані. Позики. Позики включають банківські позики та облігації. Витрати на позики. Витрати на позики, які безпосередньо стосуються придбання, будівництва або виробництва кваліфікованих активів, тобто активів, які обов’язково потребують суттєвого періоду для підготовки їх до використання за 266

РІЧНИЙ ЗВІТ 2017

призначенням чи для реалізації, додаються до первісної вартості цих активів до того моменту, поки вся діяльність, необхідна для підготовки кваліфікованого активу до його передбаченого використання або продажу, завершена. Усі інші витрати на позики визнаються у складі 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 кредиторська заборгованість визнається і первісно оцінюється згідно з викладеною вище політикою щодо фінансових інструментів. У подальшому інструменти із фіксованими термінами погашення переоцінюються за амортизованою вартістю із використанням методу ефективної відсоткової ставки. Амортизована вартість розраховується з урахуванням будь-яких витрат на операції та будь-якого дисконту або премії на момент погашення. Аванси отримані. Аванси отримані відображаються у розмірі первісно отриманих сум за виключенням ПДВ. Суми отриманих авансів передбачається 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 вірогідність, 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 відшкодування буде отримане. Витрати на будь-яке забезпечення подаються у консолідованому звіті про прибутки або збитки, за вирахуванням будь-якого відшкодування. Якщо вплив вартості грошей у часі є суттєвим, то забезпечення дисконтуються із використанням поточної ставки до оподаткування, яка відображає, якщо це доцільно, ризики, характерні для відповідного 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 використанням методу ефективної відсоткової ставки. Інші нефінансові зобов’язання оцінюються за первісною вартістю. Умовні активи та зобов’язання. Умовні активи не визнаються у консолідованій фінансовій звітності, але розкриваються у примітках, коли існує ймовірність надходження економічних вигід. Умовні зобов’язання не визнаються у консолідованій фінан-

совій звітності, окрім випадків коли вибуття економічних ресурсів для врегулювання зобов’язання є вірогідним і їхню суму можна достовірно визначити. Інформація про умовні зобов’язання розкривається, окрім випадків коли можливість вибуття ресурсів, які втілюють у собі економічні вигоди, є малоймовірною. Визнання доходів. Доходи від реалізації оцінюються за справедливою 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 визначена; • існує вірогідність, що економічні вигоди, пов’язані з операцією, надійдуть до Групи; та • понесені або очікувані витрати, пов’язані з операцією, можуть бути достовірно визначені. Якщо товари транспортуються до визначеного місця розташування, доходи визнаються, коли товари переходять до клієнта у пункті призначення. Доходи від реалізації послуг визнаються за умови виконання таких умов:

• • • •

сума доходів від реалізації може бути достовірно визначена; існує вірогідність, що економічні вигоди, пов’язані з операцією, надійдуть до Групи; етап завершеності операції на звітну дату можна достовірно оцінити; витрати на операцію та витрати на завершення операції можна достовірно визначити.

Подання доходів від реалізації валовою сумою чи на нетто-основі. Коли Група діє як принципал, доходи від реалізації та собівартість реалізації відображаються на валовій основі. Якщо Група продає товари або послуги як агент, доходи від реалізації відображаються на нетто-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. Визнання витрат. Витрати відображаються за методом нарахування. Собівартість реалізації товарів включає ціну придбання, витрати на транспортування, комісії, які стосуються 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 депозитними та поточними рахунками, доходи або збитки від випуску фінансових інструментів та амортизованого дисконту за пенсійними зобов’язаннями та забезпеченнями. Доходи з відсотків визнаються по мірі нарахування з урахуванням 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 зворотного викупу, не припиняють визнаватися. Цінні папери не змінюють своєї класифікації у консолідованому звіті про фінансовий стан до тих пір, поки правонаступник не отримає право за договором або дорученням на продаж або повторну заставу цінних паперів. У цьому випадку вони змінюють класифікацію на дебіторську заборгованість з викупу. Відповідне зобов’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 працівників. Внески розраховуються як відсоток від поточної валової заробітної плати і відносяться на витрати того періоду, у якому вони були понесені. Дискреційні пенсії та інші виплати після виходу на пенсію включаються до складу витрат на оплату праці у консолідованому звіті про прибутки або збитки. Протягом року, що закінчився 31 Грудня 2017 року, Група визнала витрати щодо внесків сплачених до Державного пенсійного фонду України на суму 1 929 мільйонів гривень (2016: 1 482 мільйони гривень) Виплати працівникам: пенсійний план із визначеними 267

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ

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 визначеними виплатами, є теперішньою вартістю зобов’язання за пенсійним планом із визначеними виплатами на звітну дату. Зобов’язання за пенсійним планом із визначеними виплатами розраховується щороку із використанням методу прогнозної кредитної одиниці. Теперішня вартість зобов’язання за пенсійним планом із визначеними виплатами визначається шляхом дисконтування 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 268

РІЧНИЙ ЗВІТ 2017

та пов’язані з ними припущення базуються на історичному досвіді та інших факторах, які, на думку керівництва, вважаються доцільними у цих обставинах. Фактичні результати можуть відрізнятися від таких оцінок. Оцінки та відповідні припущення переглядаються на постійній основі. Результати переглядів облікових оцінок визнаються у тому періоді, в якому здійснюється такий перегляд, якщо результат перегляду впливає лише на цей період або у періоді перегляду та майбутніх періодах, якщо результат перегляду впливає на поточний та майбутній періоди. Істотні професійні судження під час застосування облікової політики. Нижче наведені істотні судження, крім тих для яких вимагається здійснення оцінок, які зробило керівництво у процесі застосування облікової політики Групи і які мають найістотніший вплив на суми, визнані у консолідованій фінансовій звітності. Інвестиція у ПАТ «Укрнафта». Група володіє пакетом у розмірі 50% + 1 акція прав голосу у ПАТ «Укрнафта». Решта знаходиться у власності обмеженої кількості інвесторів. У березні 2015 року згідно із Законом України «Про акціонерні товариства» кворум для проведення загальних зборів акціонерів було знижено від 60% + 1 акція до 50% + 1 акція. Після цих змін та заміни Наглядової ради у ПАТ «Укрнафта» у липні 2015 року Компанія відновила контроль над ПАТ «Укрнафта» із 22 липня 2015 року. Відповідно, інвестиція у ПАТ «Укрнафта» обліковується як інвестиція у дочірнє підприємство, починаючи із цієї дати. Компанія розглядає цю зміну як операцію об’єднання підприємств і, відповідно, застосувала метод придбання.

Визнання доходів. Згідно з вимогами Кодексу газотранспортної системи, починаючи з 1 жовтня 2015 року на Групу як на оператора газотранспортної системи, покладено обов’язки з врегулювання небалансу системи, який розраховується як різниця між обсягами природного газу, що надійшли через точки входу, і обсягами природного газу, відібраного через точку виходу, виходячи з фактичних даних з транспортування газу згідно алокації у розрізі замовників послуг. Група надає послугу балансування відповідно до вимог Кодексу газотранспортної системи та умов договорів з замовниками послуг транспортування та визнає дохід від надання цих послуг, адже: • згідно Кодексу газотранспортної системи послуга балансування не вимагає підтвердження її отримання від замовника транспортних послуг, і надається оператором газотранспортної системи щомісячно в односторонньому порядку, якщо таким замовником допущено небаланс; • ціна послуги визначається Групою на підставі даних про не врегульований негативний небаланс замовника та базової ціни газу, яка складається з ціни закупівлі природного газу і витрат на транспортування і зберігання, та витрати, пов’язані з наданням послуг балансування можна достовірно оцінити. Основні джерела невизначеності оцінок. Нижче наведені основні припущення стосовно майбутнього та інші основні джерела невизначеності оцінок на кінець звітного періоду, щодо яких існує значний ризик того, що вони стануть причиною

суттєвих коригувань балансової вартості активів та зобов’язань протягом наступного фінансового року. Зобов’язання із виплат працівникам. Група оцінює зобов’язання за виплатами після виходу на пенсію та іншими виплатами працівникам із використанням методу прогнозної кредитної одиниці на основі актуарних 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 використанням низки припущень. Основні припущення, які використовуються під час визначення чистої вартості (доходів) для пенсій, включають ставку дисконтування та очікуване збільшення рівня заробітної плати. Будь-які зміни у цих припущеннях вплинуть на балансову вартість пенсійних зобов’язань. Оскільки не існує довгострокових, високоліквідних корпоративних або облігацій внутрішньої державної позики, випущених у гривнях, необхідні істотні професійні судження для оцінки відповідної ставки дисконтування. Основні припущення подано у Примітці 15. Визнання відстрочених податкових активів. Відстрочений податковий актив, визнаний у консолідованому звіті про фінансовий стан, являє собою податок на прибуток до відшкодування шляхом майбутніх вирахувань із оподатковуваного прибутку. Відстрочені податкові активи відображаються у тій мірі, в якій вірогідна реалізація відповідної податкової вигоди. Під час визначення майбутнього оподатковуваного прибутку та суми податкових вигід, які віро-

гідно 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 нормативні акти стають причиною різних тлумачень. На думку керівництва, його тлумачення є належними і надійними, але немає гарантій того, що вони не стануть причиною претензій з боку податкових органів (Примітка 23). Витрати на виведення об’єктів з експлуатації. Забезпечення на виведення активів з експлуатації являє собою теперішню вартість витрат на виведення нафтогазових об’єктів з експлуатації, яку очікується понести у майбутньому (Примітка 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 очікується отримання майбутніх економічних вигід у виробництві. Зміни цих оцінок можуть призвести до суттєвих змін у резервах, визнаних у консолідованому звіті про фінансовий стан. Амортизація активів, залучених у діяльності з транзиту

природного газу, та знос і виснаження свердловин пов’язаних з видобутком вуглеводнів. Свердловини, які пов’язані з видобутком вуглеводнів (далі – Свердловини) амортизуються з використанням методу суми одиниць продукції. Вартість Свердловин амортизується базуючись на підтверджених обсягах наявних запасів вуглеводнів, оцінених відповідно до стандартів Системи управління ресурсами вуглеводнів (PRMS), підготовлених Комітетом з нафтових і газових резервів Спілки інженерів нафтогазової галузі (SPE). Оцінка запасів вуглеводнів здійснюється загалом по родовищу, відповідно, усі Свердловини родовища амортизуються виходячи з загального обсягу видобутку вуглеводнів по родовищу за період та залишків запасів відповідних вуглеводнів на початок періоду. Зміни в оцінках підтверджених обсягів запасів вуглеводнів у сторону зменшення або збільшення призведе до зміни витрат на знос та виснаження. Протягом першого кварталу 2017 року відбулися події, що призвели до суттєвого збільшення вірогідності нульового транзиту природного газу територією України, у тому числі, але не виключно – ратифікація Державною Думою Російської Федерації Міжурядової угоди за проектом газопроводу «Турецький потік», а також отримання дозволів та часткове введення в експлуатацію газопроводів, що входять до «Північного потоку-2». Як наслідок, Група здійснила перегляд залишкового терміну використання частини активів, залучених у діяльності з транзиту природного газу територією України, які будуть фізично виведені з експлуатації після 31 грудня 2019 року. В результаті, амортизаційні відрахування за рік, що закінчився 31 грудня 2017 року, 269

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ

збільшилися на 16 486 мільйонів гривень. Оцінка запасів нафти і газу. Комерційні запаси – це очікувана кількість сирої нафти, природного газу та газового конденсату, геологічні, фізичні й інженерні властивості яких достовірно свідчать про те, що такі запаси можуть бути видобуті з відомих покладів протягом майбутніх років за існуючих умов. Комерційні запаси, що використовуються під час розрахунку виснаження, для цілей тестування на предмет зменшення корисності активів визначаються на допомогою оцінки існуючих запасів нафти та газу, коефіцієнтів видобутку, операційних умов, майбутніх цін на газ та нафту і державного регулювання. Остання оцінка запасів газу проводилася станом на 30 червня 2017 року, а остання оцінка запасів нафти була проведена станом на 30 червня 2016 року. Оцінка запасів нафти і газу за своєю суттю характеризується непевністю та потребує перегляду з появою нової геологічної та інженерної інформації або змін в економічних факторах. Відповідно, оцінка амортизаційних відрахувань та дисконтованих грошових потоків для проведення переоцінки, також будуть переглянуті Переоцінка основних засобів. Керівництво проводить аналіз, щоб оцінити, чи балансова вартість основних засобів, що обліковуються за переоціненою вартістю, суттєво відрізняється від їх справедливої вартості станом на кінець звітного періоду. Така оцінка проводиться щорічно та ґрунтується на аналізі цін, цінових індексів, технологічних змінах, змінах валютних курсів та інших релевантних факторах. У випадку, коли результати аналізу свідчать про те, що балансова вартість основних засобів суттєво відріз270

РІЧНИЙ ЗВІТ 2017

няється від справедливої їх вартості, Керівництво залучає незалежних оцінювачів для проведення оцінки справедливої вартості основних засобів. Остання оцінка справедливої вартості основних засобів незалежним оцінювачем була проведена станом на 31 грудня 2017 року. Основні припущення щодо переоцінки розкриті у Примітці 25. Керівництво також переглядає балансову вартість активів для визначення, чи не існують будь-які ознаки зменшення корисності. Останній перегляд був здійснений протягом переоцінки основних засобів, проведеної станом на 31 грудня 2017 року (Примітка 6). Під час оцінки загального зменшення корисності активи, які не генерують окремих потоків грошових коштів, включаються до відповідних одиниць, які генерують грошові кошти. Ознаки зменшення корисності основних засобів включають аналіз ринкових умов, утилізацію активів та здатність використати актив для альтернативних цілей. Якщо існують ознаки зменшення корисності, Група здійснює оцінку суми відшкодування (більшої з двох величин: справедливої вартості, за вирахуванням витрат на продаж, та вартості під час використання), порівнює її з балансовою вартістю і відображає зменшення корисності у тій мірі, в якій балансова вартість перевищує суму відшкодування. Керівництво Групи не виявило загальних індикаторів зменшення корисності станом на 31 грудня 2017 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 очікуваному періоді, протягом якого вони продовжуватимуть приносити 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 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 керівництво базує свої оцінки на різних припущеннях, включно з поточними ринковими цінами. На кожну звітну дату Група здійснює оцінку своїх запасів на предмет надлишкової кількості та старіння і, у випадку необхідності, відображає резерв на зменшення запасів стосовно застарілих та неходових товарів. Цей резерв вимагає використання

припущень стосовно майбутнього використання запасів. Ці припущення базуються на інформації про віковий аналіз запасів та прогнозний попит. Будь-які зміни в оцінках можуть вплинути на суму резервів на запаси, які можуть знадобитися.

29. ПРИЙНЯТТЯ ДО ЗАСТОСУВАННЯ НОВИХ АБО ПЕРЕГЛЯНУТИХ СТАНДАРТІВ ТА ТЛУМАЧЕНЬ Прийняття до застосування нових і переглянутих Міжнародних стандартів фінансової звітності. Такі стандарти були вперше прийняті до засто-

сування Групою за фінансовий рік, який починається на або після 1 січня 2017 року: • Поправки до МСБО 12 «Податок на прибуток» – Визнання відстрочених податкових активів стосовно нереалізованих збитків; • Поправки до МСБО 7 «Звіт про рух грошових коштів» – Ініціатива щодо розкриття інформації; • Щорічні вдосконалення МСФЗ за період 2014– 2016 років – Поправки до МСФЗ 12. Прийняття до застосування поправок до стандартів не

завдало жодного впливу на консолідований фінансовий стан або консолідовані показники діяльності, відображені у консолідованій фінансовій звітності, і не призвели до будь-яких змін в обліковій політиці Групи та сумах, відображених за поточний або попередні роки. Нові і переглянуті МСФЗ випущені, але які іще не набули чинності. На дату затвердження цієї консолідованої фінансової звітності такі стандарти і тлумачення, а також поправки до стандартів, були випущені, але іще не набули чинності:

Стандарти/тлумачення

Набувають чинності для річних облікових періодів, які починаються на або після

МСФЗ 15 «Доходи від реалізації за договорами з клієнтами», включно з поправками до МСФЗ 15 –Дата набуття чинності МСФЗ 15

1 січня 2018 року

Роз’яснення до МСФЗ 15 «Доходи від реалізації за договорами з клієнтами»

1 січня 2018 року

МСФЗ 9 «Фінансові інструменти»

1 січня 2018 року

Поправки до МСФЗ 2 «Платіж на основі акцій» – Класифікація та оцінка операцій платежів на основі акцій

1 січня 2018 року

Тлумачення КТ МСФЗ 22 «Операції в іноземних валютах та виплата авансу»

1 січня 2018 року

Поправки до МСФЗ 4 «Договори страхування» – Застосування МСФЗ 9 «Фінансові інструменти» стосовно МСФЗ 4 «Договори страхування»

1 січня 2018 року

Поправки до МСБО 40 «Інвестиційна нерухомість» – Передача об’єктів інвестиційної нерухомості

1 січня 2018 року

Щорічні вдосконалення МСФЗ за період 2014–2016 років

1 січня 2018 року

Тлумачення КТ МСФЗ 23 «Невизначеність стосовно порядку стягнення податків на прибуток»

1 січня 2019 року

МСФЗ 16 «Оренда»

1 січня 2019 року

Щорічні вдосконалення МСФЗ за період 2015–2017 років

1 січня 2019 року

Поправки до МСФЗ 9 «Фінансові інструменти» – Характеристики передоплати із негативною компенсацією

1 січня 2019 року

Поправки до МСБО 28 «Інвестиції в асоційовані та спільні підприємства» – Довгострокові частки в асоційованих та спільних підприємствах

1 січня 2019 року

Поправки до МСБО 19 «Виплати працівникам» – Поправки, скорочення або погашення пенсійних планів

1 січня 2019 року

МСФЗ 17 «Договори страхування»

1 січня 2021 року

Поправки до МСФЗ 10 «Консолідована фінансова звітність» і МСБО 28 «Інвестиції в асоційовані та спільні підприємства» – Продаж або внесення активів між інвестором та його асоційованим чи спільним підприємством

Дата набуття чинності має бути визначена

271

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2017

МСФЗ 9 «Фінансові інструменти» МСФЗ 9, випущений у листопаді 2009 року, запровадив нові вимоги до класифікації та оцінки фінансових активів. В МСФЗ 9 у подальшому були внесені поправки у жовтні 2010 року для включення вимог до класифікації та оцінки фінансових зобов’язань та припинення визнання, а у листопаді 2013 року для включення нових вимог до загального обліку хеджування. Іще один переглянутий варіант МСФЗ 9 був випущений у липні 2014 року, головним чином, для включення а) вимог щодо зменшення корисності для фінансових активів та б) обмежених поправок до вимог класифікації та оцінки за рахунок запровадження категорії оцінки за «справедливою вартістю, із відображенням переоцінки у складі інших сукупних доходів» для певних видів простих боргових інструментів. Основні вимоги МСФЗ 9 передбачають таке: • Класифікація і оцінка фінансових активів. Усі визнані фінансові активи, які входять у сферу застосування МСФЗ 9, у подальшому мають оцінюватись за амортизованою або справедливою вартістю. При цьому інвестиції у боргові інструменти, які утримуються у рамках бізнес моделі, метою якої є збір потоків грошових коштів за договорами і які мають потоки грошових коштів за договорами, які складаються виключно із виплати основної суми та відсотків за основною сумою заборгованості, звичайно оцінюються за амортизованою вартістю на кінець подальших звітних періодів. Боргові інструменти, які утримуються у рамках бізнес 272

•

моделі, мета якої досягається за рахунок як збору потоків грошових коштів за договорами, так і продажу активів, і які мають контрактні умови фінансових активів, які на визначені дати генерують потоки грошових коштів, які являють собою виключно виплати основної суми та відсотків за основною сумою заборгованості, оцінюються за справедливою вартістю, із відображенням переоцінки у складі інших сукупних доходів. Усі інші інвестиції у боргові інструменти та інструменти капіталу оцінюються за їхньою справедливою вартістю на кінець подальших звітних періодів. Окрім того, згідно з МСФЗ 9 підприємства можуть робити безумовний вибір відображати подальші зміни у справедливій вартості інвестицій у інструменти капіталу (яка не утримується для торгівлі, а також не є умовною компенсацією, яка визнається покупцем в операції об’єднання підприємств) у складі інших сукупних доходів, причому тільки доходи з дивідендів зазвичай визнаються у складі прибутку або збитку; Класифікація і оцінка фінансових зобов’язань. Стосовно оцінки фінансових зобов’язань, визначених як такі, що оцінюються за справедливою вартістю, із відображенням переоцінки у складі прибутку або збитку, МСФЗ 9 вимагає, щоб сума зміни у справедливій вартості фінансового зобов’язання, яка стосується змін кредитного ризику щодо цього зобов’язання, подавалась у складі інших сукупних доходів, за винятком випадків коли визнання впливу змін кредитного ризику щодо цього зобов’язання

•

у складі інших сукупних доходів може створити або збільшити дисбаланс в обліку прибутку або збитку. Зміни справедливої вартості, які стосуються кредитного ризику фінансового зобов’язання, у подальшому не змінюють класифікацію на прибуток або збиток. Згідно з МСБО 39 «Фінансові інструменти: визнання та оцінка» уся сума зміни справедливої вартості фінансового зобов’язання, визначеного як таке, що оцінюється за справедливою вартістю, із відображенням переоцінки у складі прибутку або збитку, подається у складі прибутку або збитку; Зменшення корисності. Стосовно зменшення корисності фінансових активів МСФЗ 9 вимагає використання моделі очікуваних кредитних збитків, на противагу до моделі понесених кредитних збитків згідно з МСБО 39. Модель очікуваних кредитних збитків вимагає від Групи обліковувати очікувані кредитні збитки та зміни у цих очікуваних кредитних збитках на кожну звітну дату для відображення змін у кредитному ризику з моменту первісного визнання; Облік хеджування. Нові загальні вимоги обліку хеджування зберігають три види механізмів обліку хеджування, які наразі є доступними згідно з МСБО 39. Згідно з МСФЗ 9 запроваджується більша гнучкість до видів операцій, які дають право на використання обліку хеджування, зокрема, ширшим стає перелік видів інструментів, які

можуть кваліфікуватися як інструменти хеджування, та види компонентів ризику за нефінансовими статтями, які дають право на використання обліку хеджування. Окрім того, тестування на предмет ефективності було переглянуте і замінене на принцип «економічних відносин». Ретроспективна оцінка ефективності хеджування також більше не вимагається. Були запроваджені підвищені вимоги до розкриття інформації про діяльність Групи з управління ризиками. На основі аналізу фінансових активів та фінансових зобов’язань Групи станом на 31 грудня 2017 року на основі фактів та обставин, які існували на зазначену дату, керівництво Групи оцінило вплив МСФЗ 9 на свою фінансову звітність таким чином: Класифікація та оцінка Усі фінансові активи та фінансові зобов’язання будуть продовжувати оцінюватись на тій самій основі, що й тепер згідно з вимогами МСБО 39. За результатами своєї оцінки, на думку Групи, нові вимоги до класифікації не матимуть суттєвого впливу на облік її фінансових активів та фінансових зобов’язань. Зменшення корисності Група планує застосовувати спрощений підхід до визнання очікуваних кредитних збитків на увесь строк дії її торгової та іншої дебіторської заборгованості, як дозволено згідно з МСФЗ 9. Щодо грошей та їх еквівалентів, то керівництво Групи вважає, що вони мають

низький кредитний ризик, оскільки близько 99% всіх грошей та їх еквівалентів Група тримає на рахунках у банках, які знаходяться в державній власності. Наразі керівництво завершує оцінку впливу моделі очікуваних кредитних збитків згідно з МСФЗ 9. Група не застосовує облік хеджування згідно з МСБО 39 і не має наміру застосовувати його згідно з вимогами МСФЗ 9. МСФЗ 15 «Доходи від реалізації за договорами з клієнтами» МСФЗ 15 визначає єдину комплексну модель, яку підприємства мають використовувати для обліку доходів від реалізації, які виникають за договорами з клієнтами. Після набуття чинності МСФЗ 15 замінить поточні рекомендації щодо визнання доходів, у тому числі МСБО 18 «Дохід від реалізації», МСБО 11 «Договори на будівництво» та відповідні тлумачення. Основним принципом МСФЗ 15 є те, що підприємство повинне визнавати доходи від реалізації для відображення передачі обіцяних товарів або послуг клієнтам у сумі, яка відображає суму компенсації, на яку підприємство, як передбачається, матиме право в обмін за ці товари та послуги. Зокрема, стандарт передбачає застосування єдиної моделі для визнання доходів на основі п’яти етапів: • виявлення договору з клієнтом; • виявлення зобов’язань щодо виконання у договорі; • визначення ціни операції;

•

розподіл ціни операції на зобов’язання щодо виконання у договорах; визнання доходів від реалізації тоді, коли (або як тільки) Група задовольняє зобов’язання щодо виконання.

Згідно з МСФЗ 15 підприємство визнає доходи від реалізації тоді, коли (або як тільки) задоволене виконання зобов’язань, тобто коли контроль» над товарами або послугами, який супроводжує виконання конкретних зобов’язань, був переданий клієнту. Набагато більше нормативних рекомендацій було додано в МСФЗ 15 стосовно конкретних сценаріїв. Окрім того, МСФЗ 15 запроваджує ширші вимоги до розкриття інформації. У квітні 2016 року РМСБО випустила Роз’яснення до МСФЗ 15 стосовно виявлення зобов’язань щодо виконання, аналізу відношень «принципал-агент», а також рекомендацій із застосування ліцензування. Стандарт дозволяє для свого застосування використання або повністю ретроспективного, або зміненого ретроспективного підходу. На основі п’яти-етапної моделі, визначеної в МСФЗ 15, Група здійснює огляд для отримання розуміння, яким чином МСФЗ 15 застосовується до господарської діяльності Групи. Наразі керівництво Групи завершує оцінку впливу МСФЗ 15 на облік послуги балансування. Окрім цього питання та забезпечення ширшого розкриття інформації щодо операцій за доходами від реалізації продукції (товарів, робіт, послуг) Групи, керівництво не передбачає, що застосування МСФЗ 15 матиме істотний вплив на фінансовий стан та/або фінансові показники діяльності Групи. 273

ДОДАТКОВА ІНФОРМАЦІЯ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2017

ВИЗНАЧЕННЯ ЗМІСТУ ЗВІТУ І СУТТЄВИХ АСПЕКТІВ У процесі підготовки річного звіту, компанія Нафтогаз використовує кращі світові практики в сфері нефінансової та корпоративної звітності. Нафтогаз керується наступними принципами Стандарту GRI для визначення змісту звіту: • Взаємодія з зацікавленими сторонами • Контекст сталого розвитку

• Суттєвість • Повнота

Далі наведена детальна інформація по кожному принципу.

Зацікавлені сторони Сфера інтересів/ зацікавленості

Форми взаємодії

Інструменти взаємодії

Профспілки

виконання колективного договору; захист інтересів членів профспілки

діалог; регулярне інформування; спільна діяльність

колективний договір; конференції профспілок; комісія з трудових спорів; комісія з трудових питань; акції

Органи державної влади

сталий розвиток галузі та країни; дотримання норм законодавства; погодження проектів

регулярне інформування; діалог; спільна діяльність; участь у заходах, організованих зацікавленими сторонами

наглядова рада компанії; зустрічі; наради; конференції; звіти; листування

Контролюючі органи

дотримання вимог законодавства; моніторинг діяльності; дозволи та погодження

регулярне інформування

перевірки; звіти; листування

Органи місцевого самоврядування

реалізація соціальних програм; забезпечення робочих місць; забезпечення енергоресурсами; тарифи на енергоносії; питання землевідведення; пом’якшення впливу діяльності компанії на навколишнє середовище

регулярне інформування; діалог; спільна діяльність

листування; проекти; акції

Засоби масової інформації

прозорість діяльності; регулярне відкритість та доступність інформації; інформування; взаємовідносини з органами діалог державної влади, органами самоврядування та громадськістю

прес-релізи; прес-конференції; інтерв’ю; розсилки новин; звіти

Фінансово-кредитні установи

виконання договірних зобов’язань; повернення кредитів

діалог; спільна діяльність

переговори; договори; меморандуми; фінансові операції

Організаціїпартнери

взаємовигідна співпраця; виконання зобов’язань; позитивний імідж компанії

діалог; спільна діяльність

корпоративний сайт; фінансові звіти; ділові зустрічі; переговори; консультації; проекти; акції

Підрядники, постачальники

виконання зобов’язань; своєчасність та надійність поставок; якість продукції (послуг)

діалог; вивчення думок та інтересів

тендерні процедури; договори; акти приймання-здачі робіт та послуг; опитування; листування

Споживачі

якісні та безпечні товари та послуги; забезпечення енергоресурсами; стале теплопостачання; тарифи на енергоносії

діалог; вивчення думок та інтересів; участь у заходах, організованих зацікавленими сторонами

корпоративний сайт; конференції; зустрічі; опитування/анкетування; форуми; виставки; публікації в ЗМІ; рекламні акції

Місцеві громади, громадські і благодійні організації

пом’якшення впливу продукції і послуг на навколишнє середовище; партнерство для реалізації спільних проектів

регулярне інформування; діалог; участь у заходах, організованих зацікавленими сторонами

консультації; громадські слухання; наради; круглі столи; акції; соціальні та благодійні програми

ВЗАЄМОДІЯ З ЗАЦІКАВЛЕНИМИ СТОРОНАМИ Необхідною умовою для сталого розвитку компанії і успішного ведення бізнесу є постійна взаємодія із зацікавленими сторонами (або «стейкхолдерами»). Компанія постійно веде діалог з 13 основними групами зацікавлених сторін, представленими нижче: • Фінансово-кредитні установи • Акціонери та інвестори • Співробітники компанії • Організації-партнери • Профспілки • Підрядники, постачальники • Органи державної влади • Споживачі • Контролюючі органи • Місцеві громади, громадські і благодійні організації • Органи місцевого самоврядування • Науково-освітні заклади • Засоби масової інформації В компанії використовуються різні методи і форми взаємодії із зацікавленими сторонами і включають в себе: зустрічі, форуми, конференції, засідання, дні відкритих дверей, листування, різні опитування тощо.

Карта зацікавлених сторін НАК «Нафтогаз України» та основні методи взаємодії з ними Зацікавлені сторони Сфера інтересів/ зацікавленості

Форми взаємодії

Інструменти взаємодії

Акціонери та інвестори

сталий розвиток компанії; прибуткова діяльність; покращення показників роботи; прозорість діяльності та звітності; позитивний імідж компанії

регулярне інформування; діалог

річний звіт; фінансові звіти; перевірки; переговори; консультації

Співробітники компанії

позитивний імідж компанії; сталий розвиток компанії; покращення умов праці; особистий розвиток; соціальні гарантії та пільги

діалог; регулярне інформування; виявлення думок та інтересів

колективний договір; кодекс корпоративної етики; громадська приймальня; корпоративний сайт; електронні мережі; листування/відповіді на запити; опитування/анкетування; навчання

274

275

ДОДАТКОВА ІНФОРМАЦІЯ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2017

Зацікавлені сторони Сфера інтересів/ зацікавленості Науково-освітні заклади

Форми взаємодії

сталий науково-технічний розвиток; діалог; підвищення рівня освіти спільна діяльність; участь у заходах, організованих зацікавленими сторонами

Запити на отримання інформації

Інструменти взаємодії меморандуми; договори; проекти; науково-дослідні роботи; конференції; круглі столи; семінари; виставки; курси підвищення кваліфікації; навчання

В компанії 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.

Основні питання щодо:

Основні питання, порушені у зверненнях:

9,03

порушення з боку керівництва

9,03

2,58

забезпечення енергоносіями

1,61

стану розрахунків

1,61

підключення газу

1,29

оплати комунальних послуг

1,29

реструктуризації заборгованості

3 3 2

соціального захисту

0,97 0,97 Загальна кількість зареєстрованих звернень

0,97

310

0,65

ціни на паливо

0,32

заборгованості по заробітній платі

0,32

Інші

об’ємів споживання

8,64

стану розрахунків

8,64 7,41

6 5

6,17

розміру заборгованості

6,17

розміру доходів керівництва НАК

списання боргів ТКЕ

оснащення лічильниками

4,94

4 Загальна кількість зареєстрованих запитів

3,70

3,70 2,47

Звернення та запити народних депутатів України

13,58

Контекст сталого розвитку

2,90

пільг

276

3,23

9,88

інші

раціональних пропозицій

12,35

укладання договорів, виділення лімітів

10,00

надання матеріальної допомоги

газифікації

забезпечення енергоносіями

% 31

працевлаштування

ПАТ «Запоріжгаз»

Наглядової ради НАК

Звернення громадян

оснащення лічильниками

ціни на газ

Звернення на запити зацікавлених сторін у 2017 році

відключення газопостачання

надання документів

% 12,35

165

53,23

В 2017 році до компанії надійшло:

130 звернень народних депутатів України 35 запитів народних депутатів України Основні запитувачі на отримання інформації УСЬОГО Громадські об’єднання Громадяни ЗМІ Інші

81 29 31 16 5

Принцип «контексту сталого розвитку» передбачає висвітлення в звіті компанії результатів її діяльності та впливу, який вона здійснює в широкому контексті сталого розвитку. З метою дотримання вказаного принципу, в у річному звіті компанія розкриває інформацію про існуючий та потенційний вплив діяльності групи Нафтогаз на зміну економічних, екологічних та соціальних аспектів сталого розвитку на місцевому, регіональному, національному і міжнародному рівнях. При відображенні результатів діяльності компанія прагне представити масштаб свого впливу і внесок в різні аспекти сталого розвитку. Дотримання цього принципу дуже важливе для Нафтогазу, зокрема через те, що компанія перебуває на етапі інтеграції в європейський енергетичний ринок. 277

ДОДАТКОВА ІНФОРМАЦІЯ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2017

Суттєвість Суттєві аспекти включають в себе важливі проблеми, які стосуються економічного, екологічного і соціального впливу компанії. Нафтогаз визначає і враховує внутрішні та зовнішні прояви суттєвих аспектів. Суттєві аспекти виявляються, перш за все, в процесі постійної взаємодії з зацікавленими сторонами Нафтогазу, як внутрішніми, так і зовнішніми. Виявлені таким чином аспекти оцінюються з точки зору їхньої суттєвості для діяльності компанії та її впливу. Для оцінки і визначення пріоритетності аспектів використовуються такі механізми як:

Суттєві теми GRI та їхні границі • 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 міжнародних стандартів, угод, резолюцій в галузі сталого розвитку, наприклад, SDG (Sustainable Development Goals).

Паралельно з формування переліку суттєвих аспектів (сфери охоплення звіту) компанія визначає для кожного з них границі охоплення – перелік структурних та організаційних одиниць (дочірні компанії спільні підприємства), результати діяльності яких будуть представлені в звіті.

Категорія

Економічна

Регулярно (один раз в рік) компанія переглядає перелік суттєвих аспектів для включення в наступний річний звіт. Нижче в таблиці показані суттєві аспекти, виявлені в процесі підготовки звіту за 2017 рік, і границі їхнього охоплення.

278

за звітний період. Для дотримання цього принципу компанія враховує три основних критерії: • Сфера охоплення, що передбачає включення в звіт тем і питань, достатніх для відображення суттєвих аспектів впливу компанії на економіку, навколишнє середовище і суспільство.

• Границі, які визначаються для кожного суттєвого аспекту. • Часові рамки звітності. У даному звіті представлено результати діяльності і за 2017 календарний рік. Однак, при необхідності, в звіті також відображено події, які відбулись в попередніх періодах, або після завершення звітного періоду.

Границі теми

Економічна результативність

Інформація щодо вказаної теми в звіті розкривається для усіх підприємств групиц

Непрямий економічний вплив

Інформація щодо вказаної теми в звіті розкривається для таких компаній: Укргазвидобування, Укрнафта, Укртрансгаз та Укртранснафта

Практики закупок

Інформація щодо вказаної теми в звіті розкривається для усіх підприємств групи

Енергія

Вода

Біорізноманіття

Інформація щодо вказаної теми в звіті розкривається для усіх підприємств групи

Викиди

Інформація щодо вказаної теми в звіті розкривається для усіх підприємств групи

Стоки і відходи

Відповідність екологічним вимогам

Інформація щодо вказаної теми в звіті розкривається для усіх підприємств групи

Зайнятість

Інформація щодо вказаної теми в звіті розкривається для усіх підприємств групи

Взаємовідносини працівників та керівництва

Інформація щодо вказаної теми в звіті розкривається для усіх підприємств групи

Здоров’я і безпека на робочому місці

Інформація щодо вказаної теми в звіті розкривається для усіх підприємств групи

Підготовка і навчання

Інформація щодо вказаної теми в звіті розкривається для усіх підприємств групи

Різноманітність і рівні можливості

Інформація щодо вказаної теми в звіті розкривається для усіх підприємств групи

Протидія дискримінації

Інформація щодо вказаної теми в звіті розкривається для усіх підприємств групи

Дитяча праця

Інформація щодо вказаної теми в звіті розкривається для усіх підприємств групи

Примусова і обов’язкова праця

Інформація щодо вказаної теми в звіті розкривається для усіх підприємств групи

Підтримка місцевих громад

Інформація щодо вказаної теми в звіті розкривається для усіх підприємств групи

Екологічна

Повнота Нарешті, при підготовці звіту Нафтогаз дотримується принципу повноти, згідно з яким інформація про суттєві аспекти і показники повинна бути достатньою для того, щоб відобразити вплив компанії на економіку, навколишнє середовище і суспільство, і надати зацікавленим сторонам можливість оцінити результати діяльності групи

Тема

Соціальна

279

ДОДАТКОВА ІНФОРМАЦІЯ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2017

ІНФОРМАЦІЯ, ЩО ЗА ЗАКОНОМ ПІДЛЯГАЄ ОПРИЛЮДНЕННЮ КОМПАНІЄЮ №

Перелік основної інформації, що за законом підлягає оприлюдненню компанією

Короткий опис

Щодо використання коштів компанії, отриманих від господарської діяльності (оприлюднюється щорічно, не пізніше 31 січня року, наступного за звітним роком): • обсяг платежів за договорами за звітний період – у розрізі товарів, робіт і послуг; • відомості про договори, укладені за звітний період, загальна вартість яких перевищує 1 млн грн (предмет договору, виконавець, вартість договору, ціна за одиницю (за наявності), строк дії договору); • відомості про стан виконання договорів, укладених за попередні звітні періоди, які продовжують виконуватися, загальна вартість яких перевищує 1 млн грн (предмет договору, виконавець, вартість договору, ціна за одиницю (за наявності), обсяг платежів за договором у звітному періоді, наявність або відсутність претензій і штрафних санкцій, що виникли в результаті виконання договору, акти виконання договору (акти наданих послуг, приймання-передачі, виконаних робіт) за наявності).

Інформація щодо використання коштів компанії, отриманих від господарської діяльності, зокрема обсяг платежів за чинними договорами; відомості про укладені договори, загальна вартість яких перевищує 1 млн грн (у тому числі ціна); відомості про стан виконання договорів, загальна вартість яких перевищує 1 млн грн (у тому числі ціна).

Щодо здійснення закупівель: • оголошення про проведення процедури закупівлі та тендерну документацію; • зміни до тендерної документації та роз’яснення до неї (у разі наявності); • оголошення з відомостями про укладену рамкову угоду (у разі здійснення закупівлі за рамковими угодами); • протокол розгляду тендерних пропозицій; • повідомлення про намір укласти договір про закупівлю; • інформацію про відхилення тендерної пропозиції учасника договір про закупівлю; • договір про закупівлю; • повідомлення про внесення змін до договору; • - звіт про виконання договору; • - звіт про укладені договори.

Інформація Закон України «Про щодо здійснення публічні закупівлі». закупівель, зокрема щодо оголошення та проведення процедури закупівлі, визначення переможця або відхилення пропозиції, укладені договори про закупівлю, повідомлення про внесення змін до них та звіти про їх виконання.

Закон України «Про відкритість використання публічних коштів» від 11.02.15 № 183VII.

Перелік основної інформації, що за законом підлягає оприлюдненню компанією

Короткий опис

НормативноРесурс для правова основа для ознайомлення оприлюднення

Щодо умов постачання природного газу: • чинна редакція Правил постачання природного газу та договір постачання природного газу, який пропонується споживачам; • ціни на природний газ, спосіб та умови оплати за використаний природний газ; • загальні умови постачання, права та обов’язки постачальника та споживача, зазначення актів законодавства, якими регулюються відносини між постачальником та споживачем, наявні способи досудового вирішення спорів з постачальником, типові договори на постачання природного газу побутовим споживачам (у разі наміру постачати природний газу побутовим споживачам), затверджені НКРЕКП; • процедура вирішення спорів постачальником і контактна інформація підрозділів ліцензіата, відповідальних за розв’язання спорів (телефони, e-mail, режим роботи, адреса, прізвище, ім’я та по батькові відповідальних працівників тощо); • інформація щодо мінімальних стандартів та вимог до якості обслуговування споживачів при наданні послуг постачання природного газу, розмірів компенсацій та порядку їх надання (щороку до 1 березня року, наступного за звітним); • інформація щодо дотримання мінімальних стандартів та вимог до якості обслуговування споживачів при наданні послуг постачання природного газу та сум виплачених компенсацій за недотримання цих стандартів (щороку до 1 березня року, наступного за звітним); • якість природного газу, що подається споживачам; • розмір плати за газ; • заборгованість підприємств-боржників; • розрахунки за газ; • обсяги використання газу; • субсидії та пільги; • заходи з енергозбереження.

Інформація щодо умов постачання природного газу, у тому числі: • ціни на природний газ, умови оплати; • умови постачання, обов’язки постачальника; • форми договорів постачання природного газу, які пропонуються споживачам; • заборгованість; • розрахунки за газ.

Закон України http://www. «Про особливості naftogaz.com доступу до інформації у сферах постачання електричної енергії, природного газу, теплопостачання, централізованого постачання гарячої води, централізованого питного постачання та водовідведення» від 10.12.2015 №887-VIII; ліцензійні умови провадження господарської діяльності з постачання природного газу; мінімальні стандарти та вимоги до якості обслуговування споживачів та постачання природного газу.

Щодо інформації про винагороди членів наглядової ради, членів правління

Дані про виплати винагород членам наглядової ради, членам правління компанії.

Господарський кодекс України.

НормативноРесурс для правова основа для ознайомлення оприлюднення

280

№

https://spending. gov.ua/edata

https://prozorro. gov.ua/; http:// www.naftogaz. com

Річний звіт компанії, що оприлюднюється на офіційному веб-сайті.

281

ДОДАТКОВА ІНФОРМАЦІЯ

№ 5

282

РІЧНИЙ ЗВІТ 2017

Короткий опис

НормативноРесурс для правова основа для ознайомлення оприлюднення

Щодо наборів даних, які підлягають оприлюдненню у формі відкритих даних: • інформація про обсяги споживання газу в Україні; • обсяг імпорту/експорту нафтопродуктів (за напрямами, обсягом і митною вартістю); • обсяг імпорту/експорту природного газу (за напрямами, обсягом і митною вартістю); • обсяг перевалки нафти і нафтопродуктів у портах (за даними Адміністрації морських портів); • обсяг розвідувального та експлуатаційного буріння нафтогазовими компаніями; • розрахунки за природний газ, поставлений ПАТ «Національна акціонерна компанія «Нафтогаз України» (за категоріями споживачів, за регіонами); • транспортування нафти трубопроводами (за оперативними даними ПАТ «Укртранснафта», за напрямами – транзит, внутрішнє споживання); • транспортування нафти трубопроводами (оперативні дані, за напрямами – транзит, внутрішнє споживання).

Загальна інформація щодо обсягів споживання природного газу, імпорту/експорту природного газу, транспортування нафти, розрахунки за природний газ.

Закон України «Про http://data.gov. доступ до публічної ua/ інформації»; Положення про набори даних, які підлягають оприлюдненню у формі відкритих даних.

Загальна інформація про діяльність компанії: • цілі діяльності господарського товариства та стан їх досягнення; • квартальна та річна фінансова звітність (у тому числі консолідована) господарського товариства за останні три роки, включаючи (за наявності) видатки на виконання некомерційних цілей державної політики та джерел їх фінансування; • аудиторські висновки щодо річної фінансової звітності (у тому числі консолідованої) господарського товариства за останні три роки; • статут господарського товариства у чинній редакції, а також у редакціях, що діяли раніше; • структура власності господарського товариства; • біографічні довідки (включаючи професійні характеристики) голови та членів виконавчого органу господарського товариства (з урахуванням вимог законодавства про захист персональних даних); • біографічні довідки (включаючи професійні характеристики) членів наглядової ради (у разі її утворення) господарського товариства (з урахуванням вимог законодавства про захист персональних даних), принципи їх добору, їхнє членство у наглядових радах інших суб’єктів господарювання, а також зазначається, хто із членів наглядової ради є незалежним;

Загальна інформація про діяльність компанії: • чинний статут; • фінансова звітність; аудиторські висновки щодо річної звітності; • структура власності компанії; • біографії членів правління, членів наглядової ради; • звіти наглядової ради та правління компанії; • структура, принципи формування і розмір винагороди голови та членів виконавчого органу та членів наглядової ради компанії; • повідомлення про проведення загальних зборів; • протоколи загальних зборів.

Перелік основної інформації, що за законом підлягає оприлюдненню компанією

Господарський кодекс України; Закон України «Про акціонерні товариства»; Закон України «Про бухгалтерський облік та фінансову звітність в Україні»; Порядок оприлюднення інформації про діяльність державних унітарних підприємств та господарських товариств, у статутному капіталі яких більше 50 відсотків акцій (часток) належать державі, а також господарських товариств, 50 і більше відсотків акцій (часток) яких належать господарським товариствам, частка держави в яких становить 100 відсотків.

№

Перелік основної інформації, що за законом підлягає оприлюдненню компанією

Короткий опис

• річні звіти наглядової ради та виконавчого органу господарського товариства; • структура, принципи формування і розмір винагороди голови та членів виконавчого органу та членів наглядової ради господарського товариства, включаючи компенсаційні пакети і додаткові блага, які вони отримують (або на отримання яких мають право) під час виконання посадових обов’язків, а також у зв’язку із звільненням; • повідомлення про проведення загальних зборів, протоколи загальних зборів; • проекти рішень з питань, включених до порядку денного загальних зборів, підготовлені наглядовою радою; • повідомлення про заміну члена наглядової ради. • повідомлення про придбання акцій публічного акціонерного товариства за наслідками придбання контрольного пакета акцій або значного контрольного пакета акцій.

НормативноРесурс для правова основа для ознайомлення оприлюднення http://www. naftogaz.com

Щодо цінних паперів: Свідоцтва про випуски • Проспект емісії, свідоцтво про реєстрацію акцій, проспекти емісії. випуску акцій та інших цінних паперів товариства, річна інформація про емітента.

Закон України «Про https:// цінні папери та stockmarket.gov. фондовий ринок»; ua/ Закон України «Про акціонерні товариства»; Положення про розкриття інформації емітентами цінних паперів.

Щодо діяльності компанії як постачальника Звіт постачальника «останньої надії»: «останньої надії». • щорічний звіт про господарську діяльність постачальника «останньої надії»; • інформація про кількість споживачів постачальника «останньої надії», загальний обсяг поставленого природного газу та середню тривалість постачання; • вартість природного газу для споживачів та редакція договору постачання природного газу постачальником «останньої надії», яка має відповідати типовому договору, та роз’яснення щодо його укладання.

Закон України «Про http://www. ринок природного naftogaz.com газу»; Правила постачання природного газу.

Крім того, рішенням наглядової ради компанії від 19–22 вересня 2016 року затверджено Політику прозорості та розкриття інформації, створену відповідно до Принципів корпоративного управління для державних підприємств, визначених Організацією економічного співробітництва та розвитку (ОЕСР). Так, компанією на добровільній основі розкривається інформація: • про дії та події, що мають суттєвий вплив на операційні доходи або активи групи Нафтогаз; • про рішення або події, що, на думку менеджменту, мають або можуть мати суттєвий вплив на реалізацію будь-якого з ключових напрямів стратегії холдингової компанії або будь-якого з підприємств групи; • про зміни в складі правління компанії або підприємств групи Нафтогаз; • інша суттєва інформація про діяльність компанії та підприємств групи Нафтогаз.

283

ДОДАТКОВА ІНФОРМАЦІЯ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2017

ТЕРМІНИ ТА СКОРОЧЕННЯ АНБАНДЛІНГ – відокремлення діяльності із транспортування природного газу від постачання та видобутку АР КРИМ – Автономна Республіка Крим ВАТ «КІРОВОГРАДГАЗ», КІРОВОГРАДГАЗ (КірГаз) – вiдкрите акцiонерне товариство з газопостачання та газифiкацiї «Кiровоградгаз» ГАЗ – природний газ, якщо не зазначено інакше ГАЗОПРОВІД «УРЕНГОЙ-ПОМАРИ-УЖГОРОД» (УПУ) – експортний транзитний газогін, з’єднує Уренгойське газове родовище та газові родовища півночі Західного Сибіру із Ужгородом ГАЗПРОМ – публічне акціонерне товариство «Газпром» ГВС – газовимірювальні станції ГПП – регіональні газопостачальні підприємства ГРП – гідророзрив пласта ГРС – газорозподільні станції ГТС – газотранспортна система ГРУПА – НАК «Нафтогаз України», ПАТ «Укргазвидобування», ПАТ «Укртрансгаз», ПАТ «Укртранснафта», ДК «Газ України», ДП «Укравтогаз», ПАТ «Чорноморнафтогаз», ВАТ «Кіровоградгаз», ДП «Закордоннафтогаз», ПАТ «Укрспецтрансгаз», Naftogaz Overseas S.A., ДП «Вуглесинтезгаз України», ДП «Укрнафтогазкомплект», ДП «Науканафтогаз», ДП «Нафтогазобслуговування», ДП «ЛІКВО», ДП «Нафтогазбезпека», ДП «Будівельник», ПАТ «Укрнафта» ДК «ГАЗ УКРАЇНИ», ГАЗ УКРАЇНИ – дочірня компанія Національної акціонерної компанії «Нафтогаз України» «Газ України» ДОЛ. – долари США ДОЧІРНІ ПІДПРИЄМСТВА – дочірні підприємства Національної акціонерної компанії «Нафтогаз України», серед яких ключовими є: 284

МБРР – Міжнародний банк реконструкції та розвитку

ТГП – теплогенеруючі підприємства

МВФ – Міжнародний валютний фонд (спеціальне агентство Організації Об’єднаних Націй)

ТЕЦ, ТЕПЛОЕЛЕКТРОЦЕНТРАЛЬ – теплові електричні станції

ПАТ «Укргазвидобування», ПАТ «Укртрансгаз», ПАТ «Укртранснафта», ДК «Газ України», ДП «Укравтогаз», ВАТ «Кіровоградгаз», ДП «Закордоннафтогаз», ПАТ «Укрспецтрансгаз», Naftogaz Overseas S.A., ПАТ «Укрнафта»

МІНІСТЕРСТВО, МІНЕНЕРГОВУГІЛЛЯ – Міністерство енергетики та вугільної промисловості України

ТКЕ, ТЕПЛОКОМУНЕНЕРГО – комунальне підприємство теплового господарства

ДП «ЗАКОРДОННАФТОГАЗ», ЗАКОРОДОННАФТОГАЗ – дочірнє підприємство Національної акціонерної компанії «Нафтогаз України» «Закордоннафтогаз»

НАФТОГАЗ (НАК «НАФТОГАЗ УКРАЇНИ») – Національна акціонерна компанія «Нафтогаз України»

ДП «УКРАВТОГАЗ», УКРАВТОГАЗ (УАГ) – дочірнє підприємство Національної акціонерної компанії «Нафтогаз України» «Укравтогаз» ДП «ВУГЛЕСИНТЕГАЗ», ВУГЛЕСИНТЕЗГАЗ – дочірнє підприємство Національної акціонерної компанії «Нафтогаз України» «Вуглесинтезгаз» ДСНС – Державна служба України з надзвичайних ситуацій ЄБРР – Європейський банк реконструкції та розвитку ЄВРОКОМІСІЯ – Європейська комісія ЄГНК – Єгипетська генеральна нафтова корпорація ЄІБ – Європейський інвестиційний банк ЄС – Європейський Союз КАБІНЕТ МІНІСТРІВ, КМУ, КАБМІН – Кабінет Міністрів України КОМПАНІЯ – Національна акціонерна компанія «Нафтогаз України» КОМПРЕСОРНІ СТАНЦІЇ – станції для стиснення природного газу при транспортуванні газотранспортною системою КРС – капітальний ремонт свердловин МАГІСТРАЛЬНІ ГАЗОГОНИ, МАГІСТРАЛЬНІ ГАЗОПРОВОДИ – трубопроводи, призначені для транспортування природного газу з району видобутку або виробництва до пунктів споживання

МСФЗ – Міжнародні стандарти фінансової звітності

НКРЕ, НКРЕКП, НАЦІОНАЛЬНА КОМІСІЯ – Національна комісія, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг НПЗ – нафтопереробні заводи ОЕСР – Організація економічного співробітництва та розвитку ПАТ «УКРГАЗВИДОБУВАННЯ», УКРГАЗВИДОБУВАННЯ (УГВ) – публічне акціонерне товариство «Укргазвидобування» ПАТ «УКРНАФТА», УКРНАФТА (УН) – публічне акціонерне товариство «Укрнафта»

ВР – нафтогазова, нафтохімічна та вугільна транснаціональна корпорація British Petroleum EFET – Європейська федерація енерготрейдерів EUSTREAM – оператор газотранспортної системи Словаччини NOPLAT – чистий операційний прибуток після сплати податків NAFTOGAZ OVERSEAS S.A. – акціонерна компанія Naftogaz Overseas (Швейцарія) PRICEWATERHOUSECOOPERS (PWC) – Міжнародна аудиторсько-консультаційна компанія PricewaterhouseCoopers ROIC – рентабельність інвестованого капіталу обчислюється як відношення чистого операційного прибутку після сплати податків (NOPLAT)

ПАТ «УКРСПЕЦТРАНСГАЗ», УКРСПЕЦТРАНСГАЗ – публічне акціонерне товариство «Укрспецтрансгаз» ПАТ «УКРТРАНСГАЗ», УКРТРАНСГАЗ (УТГ) – публічне акціонерне товариство «Укртрансгаз» ПАТ «УКРТРАНСНАФТА», УКРТРАНСНАФТА (УТН) – публічне акціонерне товариство «Укртранснафта»

21.05.18 змінено тип і найменування акціонерних товариств, 100% акцій яких належить Національній акціонерній компанії «Нафтогаз України», відповідно до їх статутів: Повне найменування українською

Скорочене найменування українською

Акціонерне товариство «Укртрансгаз»

АТ «Укртрансгаз»

Акціонерне товариство «Укргазвидобування»

АТ «Укргазвидобування» АТ «Укртранснафта»

РФ – Російська Федерація

Акціонерне товариство «Укртранснафта»

СВГ – скраплений вуглеводневий газ

Акціонерне товариство «Укрспецтрансгаз»

АТ «Укрспецтрансгаз»

СВІТОВИЙ БАНК – організація, що надає допомогу з метою розвитку. Складається з Міжнародного банку реконструкції та розвитку (МБРР) та Міжнародної асоціації розвитку (МАР)

Акціонерне товариство «Державне акціонерне товариство «Чорноморнафтогаз»

Державне акціонерне товариство «Чорноморнафтогаз»

ПАТ «ЧОРНОМОРНАФТОГАЗ», ЧОРНОМОРНАФТОГАЗ (ЧНГ) – публічне акціонерне товариство «Чорноморнафтогаз» ПСГ – підземні сховища газу ПСО – покладені спеціальні обов’язки

285

ДОДАТКОВА ІНФОРМАЦІЯ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2017

ВИЗНАЧЕННЯ СУТТЄВИХ ТЕМ ЗГІДНО СТАНДАРТУ GRI

Суттєва тема

Номер Назва показника показника

Суттєва тема

Номер Назва показника показника

Корпоративне 102-18 управління

Сторінка Посилання у Звіті та коментарі

Структура корпоративного управління

146 154 144

Звіт Наглядової ради Нафтогазу Правління та його винагорода Корпоративне урядування

102-40

Список груп зацікавлених сторін

286

Визначення суттєвих тем згідно Стандарту GRI

102-41

Колективні договори

162

Колективним договором охоплені усі штатні співробітники компанії

102-42

Виявлення і відбір зацікавлених сторін

286

Визначення суттєвих тем згідно Стандарту GRI Річний звіт Нафтогазу за 2015 рік, Взаємодія з зацікавленими сторонами

Сторінка Посилання у Звіті та коментарі

Кодекс корпоративної етики (http:// www.naftogaz.com/files/HR/NaftogazKode-Ethics.pdf)

Загальні показники розкриття інформації 102-1 102-2 102-3 102-4 102-5

Профіль організації

102-6

Назва організації Види діяльності, бренди, продукція та послуги Місцезнаходження штаб-квартири Території (країни) ведення діяльності Характер власності та організаційно-правова форма Ринки, на яких працює організація

102-7

Масштаб організації

214 62 291 62 201

НАК «Нафтогаз України» (група Нафтогаз) Наші результати Довідкова інформація Наші результати Фінансова звітність

62 202 62 202 162 162

Наші результати Фінансова звітність Наші результати Фінансова звітність Робота з персоналом Робота з персоналом Показник розкрито частково Істотних змін чисельності зайнятих осіб у звітному періоді не було Закупівлі групи Нафтогаз у 2017 році Істотних змін за звітний період не відбулось Управління ризиками у групі Нафтогаз Екологія та охорона довкілля Політика у сфері безпеки праці Енергоефективність Робота з персоналом Компанія є членом таких організацій: • Міжнародний газовий Союз; • Європейський енергетичний форум; • Європейський Союз газової промисловості. • Європейська федерація енерготрейдерів

102-8

Інформація про персонал та інших працівників

102-9 102-10

Ланцюг поставок 138 Істотні зміни в організації та її ланцюзі поставок Принцип або підхід до попереджувальних дій 157 190 170 185 Зовнішні ініціативи 162 Членство в асоціаціях

102-11

102-12 102-13

Стратегія

102-14

Заява представника керівництва, відповідального за прийняття рішень

Звернення голови правління Андрія Коболєва

Етика і доброчесність

102-16

Цінності, принципи, стандарти і норми поведінки

162

Кодекс корпоративної етики (http://www.naftogaz.com/files/HR/ Naftogaz-Kode-Ethics.pdf)

286

Порядок взаємодії з зацікавленими сторонами (http://www.naftogaz.com/ files/official_documents/Procedure_ for_Interaction_with_Stakeholders_ UA.pdf) 102-43

Підхід до залучення зацікавлених сторін

286

Залучення зацікавлених сторін

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) 102-44

Ключові теми і занепокоєння, підняті в процесі залучення зацікавлених сторін

286

Визначення суттєвих тем згідно Стандарту GRI Річний звіт Нафтогазу за 2015 рік, Взаємодія з зацікавленими сторонами Кодекс корпоративної етики (http://www. naftogaz.com/files/HR/Naftogaz-KodeEthics.pdf) Порядок взаємодії з зацікавленими сторонами (http://www.naftogaz.com/ files/official_documents/Procedure_ for_Interaction_with_Stakeholders_ UA.pdf)

287

ДОДАТКОВА ІНФОРМАЦІЯ

Суттєва тема

РІЧНИЙ ЗВІТ 2017

Номер Назва показника показника

Сторінка Посилання у Звіті та коментарі

102-46

Юридичні особи, включені в консолідовану фінансову звітність

202

Фінансова звітність

102-47

Визначення змісту звіту та границь суттєвих тем

286

Визначення суттєвих тем згідно Стандарту GRI

102-48

Список суттєвих тем

286

Визначення суттєвих тем згідно Стандарту GRI

102-49

Корегування інформації

Корегувань не було

102-50

Зміни у звітності (зміни суттєвих тем та їх границь)

Істотних змін у звітному періоді не відбулось

Звітний період

2017 календарний рік

102-51

Дата публікації попереднього звіту

6 червня 2017 року

102-52

Цикл звітності

Щорічна звітність

102-53

Контакти для звернення з питань щодо звіту

Альона Осмоловська, Начальник департаменту з корпоративних комунікацій

Практика звітування

Тел. :+380 44 586 3579 Моб.:+380 63 555 5538 press@naftogaz.com

Суттєва тема

Підходи в сфері менеджменту 302-1

Використання енергії в межах організації

302-4

Зменшення енергоспоживання

Практики закупок

288

Енергоефективність Нафтогаз використовує стандарти, методики та припущення, які регламентуються нормативними документами України в сфері енергозбереження і підвищення енергоефективності

185

Енергоефективність Економія паливно-енергетичних ресурсів розрахована відносно планових показників

Вода

Біорізноманіття

Підходи в сфері менеджменту

190

Екологія та охорона довкілля

303-1

Забір води з розбивкою за джерелами

190

Екологія та охорона довкілля

303-3

Повторно і багаторазово використана вода

190

Екологія та охорона довкілля Показник розкрито частково

Підходи в сфері менеджменту

190

Екологія та охорона довкілля

Суттєві впливи діяльності, продукції і послуг на біорізноманіття

190

Екологія та охорона довкілля Показник розкрито частково

Підходи в сфері менеджменту

190

Екологія та охорона довкілля

305-1

Прямі викиди парникових газів (Scope 1)

190

Екологія та охорона довкілля Викиди парникових газів в CO2-еквіваленті розраховані на основі коефіцієнтів потенціалу глобального потепління МГЕЗК, представлених в її Другому оціночному звіті (100-річний період)

304-2

Заява організації про рівень відповідності звіту стандартам GRI

Звіт підготовлено у відповідності з Стандартом GRI. Рівень відповідності – «Основний»

102-55

Таблиця відповідності стандартам GRI

Таблиця показників звітності GRI

305-4

Інтенсивність викидів парникових газів

190

102-56

Зовнішнє завірення звіту

Зовнішнє завірення звіту не проводилось

Екологія та охорона довкілля Показник розкрито частково

305-7

Викиди оксидів азоту (NOX), оксидів сірки (SOX) та інші суттєві викиди шкідливих речовин в атмосферу

190

Екологія та охорона довкілля

Підходи в сфері менеджменту

190

Екологія та охорона довкілля

306-1

Загальний обсяг скидання стічних вод з наведенням якості та об’єкту, який їх приймає

190

Екологія та охорона довкілля Показник розкрито частково

306-2

Відходи за типом і методом видалення

190

Екологія та охорона довкілля

Підходи в сфері менеджменту

190

Екологія та охорона довкілля

Недотримання екологічного законодавства і норм

190

Екологія та охорона довкілля

Підходи в сфері менеджменту

162

Робота з персоналом

401-1

Найм нових співробітників і плинність персоналу

162

Робота з персоналом Показник розкрито частково

401-2

Пільги, що надаються співробітникам, які працюють на умовах повної зайнятості, і які не надаються співробітникам, які працюють на умовах тимчасової або неповної зайнятості

162

Робота з персоналом

Викиди

Економічні теми

Непрямий економічний вплив

185

Енергія

Спеціальні показники розкриття інформації

Економічна результативність

Сторінка Посилання у Звіті та коментарі Економічні теми

вул. Б. Хмельницького, 6 м. Київ, 01601, Україна www.naftogaz.com www.naftogaz-europe.com 102-54

Номер Назва показника показника

Підходи в сфері менеджменту

Наші результати

201-1

Створена і розподілена економічна цінність

Наші результати

201-4

Фінансова допомога, отримана від держави

203-1

204-1

Нафтогаз не отримував фінансової допомоги від держави у звітному періоді

Підходи в сфері менеджменту

177

Внесок в соціальний розвиток місцевих громад

Інвестиції в інфраструктуру і безоплатні послуги

177

Внесок в соціальний розвиток місцевих громад Показник розкрито частково

Підходи в сфері менеджменту

138

Закупівлі групи Нафтогаз у 2017 році

Частка витрат на місцевих постачальників

138

Закупівлі групи Нафтогаз у 2017 році

Стоки і відходи Відповідність екологічним вимогам

307-1

Соціальні теми

Зайнятість

289

ДОДАТКОВА ІНФОРМАЦІЯ

Суттєва тема Взаємовідносини працівників і керівництва

Здоров’я і безпека на робочому місці

РІЧНИЙ ЗВІТ 2017

Номер Назва показника показника Підходи в сфері менеджменту 402-1

403-2

403-4

Підготовка і навчання

Різноманітність і рівні можливості Протидія дискримінації

405-1

406-1

Згідно чинного законодавства України такий період становить 2 місяці. Відповідна норма закріплена в колективних угодах 170

Політика у сфері безпеки праці

Види травматизму і рівень травматизму, професійних захворювань, втрачених днів і відсутності на робочому місці, а також кількість смертей, пов’язаних з роботою

170

Політика у сфері безпеки праці Показник розкрито частково

Питання щодо здоров’я і безпеки, охоплені офіційними угодами з профспілками

Питання здоров’я і безпеки відображені в окремому розділі колективного договору 162

Робота з персоналом

Програми розвитку навичок співробітників 162 і програми допомоги під час перехідного періоду (підтримка здатності до подальшого працевлаштування, допомога при закінченні кар’єри)

Робота з персоналом

Підходи в сфері менеджменту

162

Робота з персоналом

Різноманіття органів корпоративного управління і співробітників

162

Робота з персоналом

Підходи в сфері менеджменту

162

Випадки дискримінації та дії, застосовані для їх корекції Підрозділи і постачальники, які мають суттєвий ризик використання дитячої праці

409-1 Примусова і обов’язкова праця

Місцеві громади

290

413-1

162

Підрозділи і постачальники, які мають суттєвий ризик використання примусової і обов’язкової праці

НАК «Нафтогаз України»

вул. Б. Хмельницького, 6, м. Київ, 01601, Україна тел.: +380 (44) 586-33-30; 39-63; 32-83 ngu@naftogaz.com, press@naftogaz.com 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) 272-31-15, факс: +380 (44) 461-29-94 press@gasdob.com.ua www.ugv.com.ua

ПАТ «Укрнафта»

Несторівський пров. 3-5, м. Київ, 04053, Україна тел.: +380 (44) 506-11-99, факс: +380 (44) 503-03-89 info@ukrnafta.com www.ukrnafta.com

ПАТ «Чорноморнафтогаз»

Робота з персоналом

Робота з персоналом 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.

Дитяча праця

Підходи в сфері менеджменту

Показник розкрито частково

Протягом звітного періоду не виявлено випадків дискримінації. 162

КОНТАКТИ

Робота з персоналом

Підходи в сфері менеджменту

Підходи в сфері менеджменту 408-1

162

Мінімальний період повідомлення про зміни в діяльності організації

Підходи в сфері менеджменту 404-2

Сторінка Посилання у Звіті та коментарі

Підходи в сфері менеджменту

177

Внесок в соціальний розвиток місцевих громад

Підрозділи з реалізованими програмами взаємодії з місцевими спільнотами, програмами оцінки впливу діяльності на місцеві спільноти та програмами розвитку місцевий спільнот

177

Внесок в соціальний розвиток місцевих громад Показник розкрито частково

вул. Шолуденка, 1, м. Київ, 04116, Україна тел. +380 (44) 537-05-56 chernomornaftogas@ukr.net

ПАТ «Укртрансгаз»

Кловський узвіз, 9/1, м. Київ, Україна тел.: +380 (44) 254-34-38 presa@utg.ua www.utg.ua

ПАТ «Укртранснафта»

вул. Московська, 32/2, Київ, 01010, Україна тел.: +380 (44) 201-57-01/76, факс: +380 (44) 201-57-78 office@ukrtransnafta.com www.ukrtransnafta.com

ДК «Газ України»

вул. Шолуденка, 1, м. Київ, 04116, Україна тел: +380 (44) 537-05-38, факс: +380 (44) 537-05-74 melnik@gasukraine.com.ua www.gasukraine.com.ua

ДП «Укравтогаз»

вул. Григоровича-Барського, 2, м. Київ, 03134, Україна тел.: +380 (44) 291-28-11/78 main@ukravtogaz.com www.ukravtogaz.com

ПАТ «Укрспецтрансгаз»

вул. Промислова, 3, м. Долина, 03477, Україна тел.: +380 (3477) 2-53-10/11 trgaz@ustg.com.ua www.ustg.com.ua

ДП «Закордоннафтогаз»

вул. Велика Васильківська, 72, м. Київ, 03150, Україна тел.: +380 (44) 237-64-65 office@nopc.org.ua

ДП «Науканафтогаз»

вул. Київська, 8, м. Вишневе, Києво-Святошинський район, Київська обл., 08132, Україна тел.: +380 (44) 391-74-00, факс: +380 (44) 496-64-18 info@naukanaftogaz.com www.naukanaftogaz.com

ТОВ «Газопостачальна компанія «Нафтогаз України» вул. Шолуденка, 1, 04116, м. Київ, Україна тел: +380 (44) 537-05-63/54 info@naftogazpostach.com www.naftogazpostach.com

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 infoEG@naftogaz.com www.naftogaz.com, www.naftogaz-europe.com/en Rue Breydel, 40, Brussels, 1040, Belgium тел.: +32 2 235 8645/44 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, www.naftogaz-europe.com/ru

ş.Aşgabat, Arçabil şaýoly, Biznes-Merkezi «ABC» тел.: +99 312 48 01-86; 03-10 infoTN@naftogaz.com www.naftogaz.com, www.naftogaz-europe.com Népfürdő u. 22/B. 12. em., Budapest, 1138, Hungary тел.: +36 1 791 0256/57 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 infoCH@naftogaz.com www.naftogaz.com 291

ТРАНЗИТ РОСІЙСЬКОГО ГАЗУ ДО ЄВРОПИ

Росія

Фінляндія

55 Північний потік

млрд куб. м

Імпорт газу 2017 (%)

Норвегія

80+ 60 to 79 40 to 59 20 to 39 0 to 19

55 Північний потік-2

млрд куб. м

Швеція

Естонія Латвія

146 Традиційний маршрут млрд куб. м

Данія

Литва

територією України

39 Ямал-Європа

млрд куб. м

Білорусь

36 OPAL

Британія

млрд куб. м

Традиційний маршрут територією України

55 EUGAL

Польща

їн Укра

млрд куб. м

Німеччина

Бельг

ія

Північний потік

Чехія

Мо

Словаччина

Північний потік - 2

Австрія

Франція

лд

Угорщина

ов

Румунія

Ямал-Європа

32 Турецький потік млрд куб. м

OPAL

Італія

Сербія

Болгарія

16 Блакитний потік

млрд куб. м

EUGAL Туреччина

Турецький потік Блакитний потік

Іспанія Греція

ГРУПА НАФТОГАЗ press@naftogaz.com +380 44 586 3605 @NaftogazUA www.naftogaz.com