k19_051 by ACMU

РІЧНИЙ ЗВІТ 2018

Змінюємо себе – зміцнюємо Україну

ФІНАНСОВІ РЕЗУЛЬТАТИ ГРУПИ НАФТОГАЗ

Iнтегрований газовий бізнес

млрд грн

118,4

227,5 2017

73,9

2018

2017

189,0

2017

Транзит природного газу

Внутрішнє транспортування природного газу

Зберігання природного газу

Укрнафта

Інше

137,8

256,3

ДОХОДИ 1 ВІД РЕАЛІЗАЦІЇ

723,1

Транспортування, переробка нафти та продаж нафтопродуктів

2018

11,3

13,0

2017

2018

211,0

2017

72,3

2018

27,6

27,2

2017

2018

1,0

1,8

2017

2018

27,0 2017

36,1 2018

1,4

2017

2018

11,0

8,6

2017

2018

200,0

190,0 162,1 96,3

603,7

30,2

2018

28,8

15,0

21,6

18,3

30,0

АКТИВИ

41,2 2017

NOPLAT

2017

2018

28,0

29,0

2017

2018

38,6

2017

10,4

2018

2,0

0,9

2018

2017 2017

2 3

2017

2018

6,7

2017

4,0

-0,9

2018 2018

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

-3,2

-2,4

-1,3

2018

9,3 0,6 -2,7

Чистий прибуток

Сплата дивідендів за 2017 рік

Сплата податків

Капітальні інвестиції (+80%)

Чисті грошові кошти, отримані від операційної діяльності

11,6

29,5

109,1

30,6

71,6 1

2018

РІЧНИЙ ЗВІТ 2018

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

РИНОК ТА РЕФОРМИ

ЗМІСТ

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

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

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

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

ДОДАТКОВА ІНФОРМАЦІЯ Визначення змісту звіту і суттєвих тем �� 212 Визначення суттєвих тем згідно Стандарту GRI �� 214 Терміни та скорочення �� 219 Контакти �� 220 2

ВСТУП

ЗВЕРНЕННЯ ГОЛОВИ НАГЛЯДОВОЇ РАДИ Для мене велика честь очолювати наглядову раду Нафтогазу в такий непростий і важливий період як для компанії, так і для України. Я хотіла долучитися до найважливіших реформ, спрямованих на покращення життя десятків мільйонів людей та зміцнення енергетичної безпеки молодої демократичної країни, яка бореться за свою незалежність. Ця посада тягне за собою величезну відповідальність. Головний пріоритет наглядової ради – допомогти Нафтогазу в створенні добробуту для українського народу. Для цього нам потрібен професійний менеджмент і захист від політичного втручання. За минулі кілька років Нафтогаз став взірцем успішного реформування великої державної компанії в Україні. Це перша державна компанія, яка отримала незалежну наглядову раду й швидко перетворилася зі збиткової прірви на найбільшого платника податків. На жаль, останнім часом ці реформи суттєво згортаються. І це згортання ставить під загрозу стрімкий рух Нафтогазу в напрямку конкурентоспроможності на міжнародних ринках і максимізації вартості своїх активів. Уряд має відновити належне корпоративне урядування в Нафтогазі, а потім закріпити ці досягнення та забезпечити незворотність змін. Для цього необхід-

но виконати рекомендації ОЕСР щодо реформи корпоративного урядування в Нафтогазі. У своєму звіті «Реформування підприємств державної форми власності в секторі вуглеводнів в Україні» від 2019 року ОЕСР виділила чимало позитивних зрушень в Україні, а саме: • ухвалення Закону «Про ринок природного газу» для імплементації Третього енергетичного пакета й інших складових законодавства ЄС, а також запровадження прозорого режиму спеціальних обов’язків (ПСО) для захисту вразливих верств населення з поступовим переходом до ринкових цін; • визначення вимог щодо відокремлення та сертифікації оператора газотранспортної системи (ГТС) та забезпечення можливостей для збільшення інвестицій і участі приватних компаній в енергетичному секторі; • трансформація корпоративного урядування в Нафтогазі, зокрема створення першої незалежної наглядової ради на основі Керівних принципів ОЕСР щодо корпоративного врядування на підприємствах державної форми власності; • постійне вдосконалення нормативної бази щодо корпоративного урядування в державних компаніях, зокрема вимоги до незалежності наглядової ради, зовнішній незалежний аудит, річна зведена звітність держави-власника, ухвалення

довгоочікуваного Закону України «Про приватизацію державного і комунального майна» та вдосконалення практик призначень на керівні посади. ОЕСР також наголошує, що для успішного завершення реформи корпоративного урядування Нафтогазу українській владі необхідно ухвалити чимало важливих регуляторних рішень. Насамперед наглядова рада має отримати повноваження щодо призначення та звільнення голови правління, ухвалення стратегії, фінансових та інвестиційних планів. Крім того, правління та його голова повинні мати більшу автономію в питаннях операційної діяльності. Зокрема, слід скасувати вимогу щодо схвалення урядом бізнес-операцій за наявності в компанії належної системи внутрішнього контролю. Для підвищення ефективності урядування Нафтогаз має контролювати свої активи, включно з активами дочірніх компаній. Організаційна трансформація групи Нафтогаз з переходом від окремих юридичних осіб до дивізіонів дозволить уникнути дублювання функцій в дочірніх компаніях і полегшить запровадження кращих світових практик у таких сферах, як фінанси, управління персоналом, стратегія, юридичне забезпечення, ІТ тощо. Щороку наші нафтогазові родовища виснажуються. Підтримання рівня видобутку вимагає додаткових інвестицій, а його збільшення – і поготів.

Споттісвуд Клер Мері Джоан Голова наглядової ради

Оскільки Уряд забирає дедалі більшу частку прибутку Нафтогазу – 50% у 2017 році, 75% у 2018 році, а у 2019 році планується 90%, – компанія не має коштів навіть на підтримання поточного рівня видобутку. Отримати кошти для інвестицій у збільшення видобутку можна лише з зовнішніх джерел фінансування. З огляду на останні несприятливі зміни в статуті Нафтогазу та посилення його залежності від Уряду, можливість такого фінансування дещо ускладнилася, але залишається приорітетною для збільшення видобутку. Контракт на транзит газу з Газпромом закінчується наприкінці 2019 року. Нового контракту наразі немає. Це означає, що ми маємо підготуватися до песимістичного сценарію – повного припинення транзиту російського газу після 2019 року – та розробити план на випадок повної втрати доходу від транзиту.

Коболєвим взяла на себе особисту відповідальність за проведення відокремлення оператора ГТС. Для забезпечення громадського контролю за діями Нафтогазу ми щокварталу проводимо зустрічі з зацікавленими сторонами, на яких звітуємо про результати цього проекту. Ми зобов’язалися створити відокремленого оператора ГТС до червня цього року, залишивши час для юридичних і законодавчих дій, необхідних для остаточного анбандлінгу оператора ГТС до 1 січня 2020 року, коли закінчиться чинний контракт з Газпромом. Для успішного продовження розпочатого арбітражного провадження проти Газпрому на суму від 10,4 до 14,8 млрд дол. США Нафтогаз має зберегти право на отримання економічної вигоди від газотранспортних активів. Саме тому анбандлінг слід проводити за моделлю створення незалежного оператора.

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

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

Очоливши наглядову раду Нафтогазу, я разом з головою правління Андрієм

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

«Оператор ПСГ», а також сформовано консорціум потенційних партнерів для управління українською ГТС. Ми очікуємо, що вже до червня співробітники консорціуму приєднаються до команди оператора ГТС. Очікується, що участь міжнародного консорціуму у спільній роботі продовжиться і у 2020 році. Це допоможе забезпечити належне урядування в новому операторі ГТС і недискримінаційне ставлення до всіх користувачів, незважаючи на економічні інтереси Нафтогазу в його активах. Щоб Нафтогаз і надалі приносив прибуток і створював цінність своєму кінцевому власнику – народу України – Уряду як акціонеру необхідно забезпечити фінансову стабільність компанії та її незалежність від КМУ. Без цих двох умов компанія не зможе брати позики на міжнародних ринках на вигідних умовах. Без капіталу Нафтогаз не може забезпечити належного рівня інвестицій у розвідку та видобуток чи наповнення ПСГ перед початком опалювального сезону. Я вдячна за величезну підтримку, яку ми отримуємо від українських реформаторів і міжнародних стейкхолдерів щодо змін у Нафтогазі. Успіх Нафтогазу може стати важливим рушієм реформи всього державного сектору економіки України та мати далекосяжний вплив на все суспільство, повсякденне життя громадян та інші бізнеси.

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

на найефективнішу енергетичну компанію регіону. Ми мусимо стати гнучкими, орієнтованими на споживача та спроможними конкурувати на наших ключових ринках. Ми хочемо домогтися того, щоб цінність, яку створює наша група, була зрозумілою та відчутною для українських споживачів. Ми прагнемо стати компанією, якою захоплюються.

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

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

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

Починаючи з 2019 року наші підрозділи будуть згруповані у дивізіони за напрямками бізнесу: інтегрований газ, нафта, технічне забезпечення, транспортування та зберігання природгого газу та інші. Перед кожним з дивізіонів будуть поставлені конкретні цілі та показники ефективності. Кожен керівник дивізіону нестиме персональну відповідальність за операційні та фінансові результати свого підрозділу.

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

Яким ми бачимо майбутнє Наша мета – перетворити Нафтогаз із складної забюрократизованої структури

Для цього, не в останню чергу, ми маємо стати найпривабливішим роботодавцем для обдарованих і амбітних фахівців. Ми хочемо бути прозорою компанією, де панує довіра, де заохочується ініціатива та персональна відповідальність, і де кожен дотримується найвищих етичних стандартів.

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

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

Андрій Коболєв Голова правління Нарешті, успішна трансформація також важлива для наших команд, яким ми дамо можливість працювати у середовищі, де за наполегливу працю отримують визнання і гідну винагороду. Це можливість для кожного з нас взяти відповідальність і змінити ситуацію на краще, робити щось справді важливе, паралельно розвиваючись і зростаючи професійно.

Як досягатимемо бажаного Попереду у нас багато роботи. Щоб здійснити цю трансформацію, ми плануємо: • Забезпечити якісне і вчасне відокремлення оператора ГТС, що допоможе Україні зберегти транзит газу та підвищити ефективність внутрішнього газового ринку.

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

• Продовжити розвивати видобуток газу, як власними силами так і залучаючи міжнародних партнерів.

По-третє, це важливо для наших клієнтів. Ми прямо чи опосередковано забезпечуємо енергією та енергетичними послугами близько 90% українських осель. У процесі трансформації ми плануємо збільшити коло клієнтів, яким ми надаємо послуги. Ми прагнемо запропонувати українським споживачам надійне постачання, прозорі правила та якісний сервіс, який досі є рідкістю на українському ринку комунальних послуг.

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

• Добитися повної лібералізації та прозорості газового ринку.

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

використання енергії та знизити витрати наших клієнтів на газ і тепло. • Вийти на ринок відновлюваних джерел енергії, оптимально використовуючи наявну у нас розгалужену інфраструктуру. • Модернізувати інфраструктуру, впроваджуючи найвищі стандарти в сфері ІТ та автоматизації, підвищуючи операційну ефективність і розвиваючи наші технічні здібності. Для цього треба вирішити великі та малі питання, починаючи з впровадження великих ІТ-систем і закінчуючи дрібними, але важливими вдосконаленнями, які покращать поточну роботу наших бурових, видобувних та транспортних підрозділів. • Комплексно трансформувати нашу організацію – системи, процеси, культуру і людей. Ми працюємо над новою системою управління ефективністю праці, яка приваблюватиме та утримуватиме талановитих спеціалістів і даватиме їм можливість показати результати і отримати визнання. • Продовжити реформу корпоративного управління згідно рекомендацій ОЕСР, щоб рішення у Нафтогазі на усіх рівнях ухвалювалися швидко, прозоро і в інтересах компанії. Все це ми робитимемо, керуючись та демонструючи власним прикладом наші цінності: відкритість, справедливість, сміливість та сумлінність. Саме вони будуть основою якісних змін у групі.

Окрім внутрішньої трансформації ми маємо перезавантажити стосунки з урядом, вибудувати конструктивну співпрацю з іншими органами влади та громадянським суспільством. Ми розуміємо, що без цього подальше просування реформ, розпочатих в Нафтогазі, неможливе. Вже в 2019 році нас очікують безпрецедентні виклики, пов’язані з потенційним браком ліквідності. Щоб впоратися з ними, маємо поєднати зусилля всіх стейколдерів: • Зробити правила гри на ринку газу чесними і прозорими, щоб Нафтогазу не доводилося фінансувати борги приватних посередників. • Забезпечити залучення кредитних коштів на привабливих умовах. З 2014 року наш кредитний портфель зменшився в 6,6 разів і наразі є неприродньо низьким для великої нафтогазової компанії. • Забезпечити якісний анбандлінг та боротися за збереження Україною транзиту газу. Щиро вірю, що працюючи разом, вкладаючи душу у свою справу та відповідаючи один перед одним, ми здатні зробити значний внесок у розвиток нашої держави і добробут її громадян. Я впевнений, що разом ми зробимо Нафтогаз кращим та залишимо по собі результат, який викликатиме гордість і захоплення українців.

РИНОК ТА РЕФОРМИ

2018

РИНОК ТА РЕФОРМИ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2018

МАКРОЕКОНОМІКА: РІК ЗНАЧНИХ ВИКЛИКІВ Результати минулого року за головними макроекономічними показниками виглядають обнадійливо. Вони були найкращими за останні п'ять років – від часу Революції Гідності, анексії Криму та окупації окремих територій на сході України: • Темпи зростання ВВП перевищили результат 2017 року майже на 0,8 відсоткових пункти. • Інфляція вперше за 5 років перестала бути в двознаковому діапазоні, досягши позначки 9,8%.

Темпи інфляції та безробіття в 2013-2018 роках 50% 40%

10% 0%

9,3%

9,5%

10%

8,8%

43,3%

24,9% 12,4% 0,5% 2013

2014

13,7%

9,8%

0% 2015 2016 2017 2018 Рі вень безробіття на селення за методологією МОП (пра ва шкала), % Темпи і нфляці ї, % грудень-до-грудня (лі ва шкала)

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

Темпи росту ВВП і розмір міжнародних резервів

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

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

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

9,1%

20%

4% 2% 0% -2%

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

7,2%

30%

• Золотовалютні резерви вперше повернулися до рівня п'ятирічної давнини – 21 млрд дол.

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

9,3%

2,4%

3,3%

2,5%

25 20

0,0%

15 10 -6,6%

2013

2014

5 -9,8% 2015

2016

2017

2018

Темпи змі ни реа льного ВВП, % (лі ва шкала) Розмі р мі жна родних резервів станом на кінець грудня, млрд дол.США (пра ва шкала) Джерело: НБУ, Державна служба статистики України, розрахунки аналітичного управління Нафтогазу

Фактичні темпи зростання реального ВВП в 2018 році 3,3%

Україна

4,5%

Країни, що розвиваються Країни Європи, що розвиваються

3,6%

Світ

3,6% 2,2%

Країни з розвинутою економікою

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

Середні очікувані темпи зростання реального ВВП в 2019-2024 році (за даними МВФ) Україна

3,1%

Країни, що розвиваються

4,8%

Країни Європи, що розвиваються

2,6%

Світ Країни з розвинутою економікою

3,6% 1,7%

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

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

• Накопичений розрив зі світовою економікою за очікуваннями МВФ не буде скорочуватися: середні темпи зростання економіки України в 20192024 роках (3,1%) будуть меншими за зростання 2018 року, а також меншими за очікувані середні темпи зростання у всьому світі (3,6%). В результаті, навіть в 2024 році частка української економіки в світовій за прогнозами МВФ (0,18%) не досягне рівня, зафіксованого в період до 2014 року (0,23% в 2013 році). • Навіть такий неоптимістичний прогноз не враховує негативний ефект від очікуваного припинення транзиту в 2020 році, що спровокує економічний спад (Див. розділ «Транзит природного газу»). За нашими оцінками, відсутність доходів від транзиту призведе до зменшення ВВП приблизно на 4% з консервативним урахуванням ефекту мультиплікатора. МВФ очікує зростання ВВП у 2020 році лише на рівні 3%, але якщо відняти 4% через втрату транзиту, ВВП покаже падіння на 1%. Тобто якщо не буде отримано компенсації від Газпрому, ситуація з припиненням транзиту призведе до економічної кризи вже у 2020 році. Водночас це може призвести до дефіциту газу в країні, що додатково негативно вплине як на енергетичну безпеку, так і на економічне зростання. Оскільки в такій ситуації Україна не буде важливою для Європи як транзитер газу на європейський ринок, експерти вказують і на збільшення загрози повномасштабної військової агресії з боку РФ2. • Окрім негативного впливу припинення транзиту, іншим значним ризиком для економіки є погіршення зовнішніх умов через можливий перехід світової економіки у фазу спаду, про яке попереджають міжнародні експерти3, а також посилення волатильності світових цін на сировинні товари. Ризики більш стрімкого уповільнення світової економіки останнім часом зростають на тлі посилення геополітичних конфліктів та «торговельних війн», невизначеності щодо Brexit, зниження темпів зростання Єврозони та «делевериджу» китайської економіки, підвищення волатильності на фінансових ринках. Потенційний ризик, який часто згадували впродовж всього 2018 року – період пікових виплат за зовнішнім боргом. 2 3

Частка України в світовій економіці 0,30% 0,25% 0,20% 0,15% 0,10% 0,05% 0,00% 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 Джерело: МВФ, Державна служба статистики України, розрахунки аналітичного управління Нафтогазу

Темпи росту ВВП в 2020 році

2,99%

...за прогноза ми МВФ

...в ра зі припинення тра нзиту

-1,01%

Джерело: МВФ, оцінки та розрахунки аналітичного управління Нафтогазу

Коли Ви очікуєте настання наступної кризи світової економіки? (% відповідей респондентів) Не в на йближчі 5 рокі в

В 2019 році

18,8%

4,5%

В 2021 році

В 2020 році

51,1%

25,6%

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

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

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

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

2018

РИНОК ТА РЕФОРМИ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2018

Графік прогнозних платежів за державним боргом станом на 01.04.2019 року, млрд грн 500 Внутрі шні й борг

400

Зовні шні й борг

300 200 100 0 2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

Джерело: Міністерство фінансів України

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

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

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

Баланс товарів та послуг, млрд дол

-2,0

-2,4 -4,0

-4,6 -6,5 -8,6 -10,1

-14,3

-14,4

2008

-11,2

2009

2010

2011

2012

-15,6 2013

2014

2015

2016

2017

2018

Джерело: НБУ

Не втрачає актуальності в 2019 році і ризик збереження інтенсивної трудової міграції з відповідним впливом на рівень кваліфікації робочої сили за наявності тиску на рівень заробітних плат. Фактором ризику є трудова міграція, що, як зазначають експерти, може посилитися через плани Німеччини4 та Чехії5 пом'якшити умови працевлаштування для іноземних громадян. Експерти заявляють, що критично важливим в такій ситуації є питання ефективної алокації і використання наявних у країні ресурсів, а також створення умов для більш активного залучення прямих міжнародних інвесторів з їх знаннями, технологіями і фінансовим капіталом. Ці питання взаємопов’язані між собою, а їх вирішення матиме по-

зитивний вплив на макроекономічні показники: a) залучення інвесторів як із фінансовими ресурсами, так і з відповідним технічним досвідом дозволить найбільш ефективно задіяти конкурентні переваги України, оскільки сучасні технології мають допомогти більш результативно використати наявні в країні ресурси; b) н ові технології, доступні міжнародним інвесторам, допоможуть покрити дефіцит кваліфікованої робочої сили; c) залучення відомих міжнародних інвесторів в різні галузі, зокрема в нафтогазову, дозволить зменшити ризик повномасштабної військової агресії з боку РФ; d) п рямі інвестиції дозволять покрити частину дефіциту валютних коштів,

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

Див. https://www.dw.com/cda/uk/на-роботу-до-німеччини-що-зміниться-з-майбутнім-міграційним-законом /a-46803394 Див. https://politeka.net/ua/news/economics/878330-chehija-gotovit-zakon-o-trudoustrojstve-ukraincev-polsha-ne-nuzhna/ 6 Разом з ліквідацією корупційних схем в роздрібному постачанні газу завдяки лібералізації ринку за європейськими правилами 4 5

РИНОК ТА РЕФОРМИ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2018

СВІТОВИЙ РИНОК ГАЗУ

Вплив на український ринок

100% 90%

Газ із ПСГ (права шкала)

Північний потік

лютий 2019

січень 2019

грудень 2018

листопад 2018

жовтень 2018

вересень 2018

серпень 2018

липень 2018

червень 2018

квітень 2018

березень 2018

лютий 2018

січень 2018

грудень 2017

травень 2018

Маллнов (Ямал-Європа)

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

15.03.2018

14.03.2018

13.03.2018

12.03.2018

11.03.2018

10.03.2018

09.03.2018

08.03.2018

06.03.2018

05.03.2018

04.03.2018

03.03.2018

02.03.2018

01.03.2018

28.02.2018

27.02.2018

26.02.2018

25.02.2018

24.02.2018

23.02.2018

22.02.2018

21.02.2018

Ринок після березневого стресу 1200 1000 800

Жовтень

Вересень

Серпень

Червень

Травень

Квітень

Березень

200

Джерело: Gas Infrastructure Europe (GIE), AGSI+

6000

4000 3000 2000 1000 0

Квітень

Травень

Обсяги у 2017 році (ліва шкала)

Червень

Липень

Серпень

Обсяги у 2018 році (ліва шкала)

Вересень

Жовтень

30 28 26 24 22 20 18 16 14 12 10

Євро/МВт-год

Обсяги закачування газу до ПСГ Європи у 2017 – 2018 роках

ГВт-год/д

Очікування щодо необхідності нарощування темпів закачування природного газу до ПСГ сприяло зростанню попиту та відповідно спричинило зростання спотових цін зі звуженням спреду за контрактами з поставкою впродовж літніх місяців до цін контрактів із поставкою взимку 2018/2019.

Грудень

400

Листопад

2016 2017 2018 2019

600

Лютий

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

Динаміка залишків газу у ПСГ Європи у 2016-2019 роках

Січень

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

ТВт-год

01.02 03.02 05.02 07.02 09.02 11.02 13.02 15.02 17.02 19.02 21.02 23.02 25.02 27.02 01.03 03.03 05.03 07.03 09.03 11.03 13.03 15.03 17.03 19.03 21.03 23.03 25.03 27.03 29.03 31.03 листопад 2017

жовтень 2017

вересень 2017

серпень 2017

липень 2017

червень 2017

травень 2017

квітень 2017

березень 2017

лютий 2017

січень 2017

ГВт-год/д 1 2

Частка газу із ПСГ в постачанні (ліва шкала)

Імпорт (права шкала)

Власний видобуток (права шкала)

Джерело: Укртрансгаз

5000

Ужгород-Велке Капушани

150

0 20.02.2018

2000

-17%

47% 46%

43%

19.02.2018

4000

-10%

39%

100

18.02.2018

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

47% 45%

20%

6000

200 54% 51% 50%

30%

10%

Транзитні потоки з Російської Федерації 2017-2019 5000 4500 4000 3500 3000 2500 2000 1500 1000 500 0

60% 60% 59% 59%

40%

8000

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

69%

50%

Джерело: Thomson Reuters Eikon

Окрім цього, у січні та на початку лютого 2018 року були зафіксовані дуже низькі обсяги постачання російського газу до Європи. На відміну від українського транзитного маршруту, інші маршрути транзиту російського газу до країн Європи (газогони Ямал та Північний потік) працювали в максимальних

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

15.02.2018

ГВт-год/д

60%

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

10000

250 70%

млн куб. м

70%

Рівень використання природного газу домогосподарствами у країнах Північно-Західної Європи 12000

300

80%

Джерело: Thomson Reuters Eikon

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

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

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

Січень 2019

Грудень 2018

Листопад 2018

Жовтень 2018

Вересень 2018

Серпень 2018

Липень 2018

Червень 2018

травень 2018

Квітень 2018

Березень 2018

Лютий 2018

Січень 2018

Євро/МВт-год.

80 70 60 50 40 30 20 10 0

Європі Нафтогаз зазнав відповідних збитків через підвищену ціну закупівлі.

Липень

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

17.02.2018

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

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

07.03.2018

Beast from the East (Звір зі Сходу)

Окрім зазначених змін транзитних потоків, вплив різкого зростання цін внаслідок аномального похолодання на український ринок спостерігався через труднощі з ресурсним забезпеченням в зазначений період. Наприкінці лютого 2018 року Нафтогаз на виконання рішення Стокгольмського арбітражу щодо закупівлі газу здійснив передоплату на користь Газпрому за обсяги газу, які б мали бути поставлені в березні 2018 року. Проте російська сторона знову

16.02.2018

2018

Ціна на хабі NCG в 2018 році (права шкала)

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

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

РИНОК ТА РЕФОРМИ

Транзит природного газу територією України 160% 150%

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

140%

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

130% 120% 110% 100% 90%

Квітень

Травень

Червень

Липень

Серпень

Вересень

80%

Жовтень

Джерело: Thomson Reuters, власні розрахунки

2017

2018

млрд. куб. м

Грудень

Листопад

Жовтень

Вересень

Серпень

Липень

Червень

травень

Квітень

Березень

Лютий

Січень

Джерело: Thomson Reuters

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

14%

-7%

82,2

93,5

86,8

2016

2017

2018

100

23%

90 80

70 60 50 40

62,2

67,1

2014

2015

30 20 10 0

Обсяг транзиту

Зміна порівняно з попереднім роком

Джерело: Укртрансгаз

Розподіл транзитних потоків за точками виходу у 2017 – 2018 роках 0

млрд куб. м 30

Ужгород (Словаччина)

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

49,2

53,5

20,2 18,1

Орловка (Румунія) 11,7 11,8

Берегове (Угорщина) 4,7 4,0

Дроздовичі (Польща)

2,7 2,9

Молдова

2017

0,7 0,7

Теково (Румунія)

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

2018

Джерело: Укртрансгаз

Динаміка обсягів транзиту природного газу українською ГТС у 2017-2018 роках 350

30,0 - 9 Євро/МВт-год 25,0

300

20,0 млн куб. м на добу

Джерело: Thomson Reuters

150

2017 2018

Грудень

Листопад

Жовтень

Вересень

Серпень

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

Липень

100 Червень

лютий 2019

січень 2019

грудень 2018

листопад 2018

жовтень 2018

200

травень

Середньомісячна ціна на хабі NCG

вересень 2018

серпень 2018

липень 2018

червень 2018

0,0

травень 2018

5,0

Квітень

10,0

250

Березень

15,0

квітень 2018

Комфортний рівень ресурсного забезпечення європейського ринку та вищі за нормальні показники температури відобразилися на рівні цін на природний газ в бік зниження.

Євро/МВт-год

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

Обсяги імпорту СПГ до Європи у 2017-2018 роках

Обсяги транзиту природного газу територією України у 2014 – 2018 роках

У структурі транзиту за точками виходу зниження транзитного потоку відбулось нерівномірно – близько 65% або 4,3 млрд куб. м від загального зниження транзитного обсягу відбулося внаслідок зменшення обсягів транспортування в напрямку Словаччини (через більш активне використання Північного потоку). Обсяги транзитних потоків у 2018 році були вищими за аналогічні показники 2017 року тільки у двох періодах – під час різкого похолодання в березні 2018 року та під час зупинки на технічне обслуговування трубопроводів Ямал та Північний потік у липні 2018 року. У першому кварталі 2018 року Північний потік став основним маршрутом постачання російського газу до ЄС (36% від загального обсягу поставок), трохи перевищивши транзит через Україну (34%)4.

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

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

млрд куб. м

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

Лютий

Загалом динаміка ціни на природний газ на європейському ринку упродовж сезону закачування 2018 року мала висхідний тренд, що, окрім зазначеного вище фактору, пояснювалося: - зменшенням обсягів імпорту СПГ влітку внаслідок високої премії азіатських ринків у порівнянні з ціною природного газу в Європі; - поступовим зростанням цін на нафту, вугілля та цін європейських квот на викиди парникових газів; - низьким рівнем води на основних суднохідних річках Європи, що унеможливлювало оперативну доставку вугілля до вугільних енергетичних установок.

РІЧНИЙ ЗВІТ 2018

Січень

2018

Джерело: Укртрансгаз

2018

РИНОК ТА РЕФОРМИ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2018

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

Січень

Березень

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

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

Квітень

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

Травень

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

Червень

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

Роботи з глибоководного прокладання першої гілки газопроводу TurkStream завершено

Почалися роботи з облаштування берегової частини газопроводу TurkStream

Липень

Серпень

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

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

Отримано всі необхідні дозволи для прокладання трубопроводу в регіоні Бранденбург

Вересень

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

Nord Stream 2 AG почала прокладання труб в територіальних водах Німеччини

Дозвільні органи Саксонії винесли рішення про затвердження планування для північної частини трубопроводу Мекленбург-Західна Померанія стала третьою федеральною одиницею, яка надала всі необхідні погодження для трубопроводу EUGAL

Жовтень

Листопад

Морська ділянка газопроводу TurkStream завершена. Згідно із заявами Олексія Міллера, газопровід почне працювати наприкінці 2019 року

У Балтійському морі прокладено понад 200 кілометрів трубопроводу

Північний потік-2 EUGAL Турецький Потік 20

2018

РИНОК ТА РЕФОРМИ

З огляду на закінчення контракту між Нафтогазом та Газпромом на транзит газу в 2019 році, у 2018 році пройшло декілька раундів тристоронніх перемовин та експертних консультацій між українською й російською сторонами за участі ЄС. На момент підготовки цього звіту домовленості щодо умов транзитного контракту після 2019 року не були досягнуті. Українська сторона відкрита до обговорення всіх можливих пропозицій із транзиту російського газу в майбутньому, з огляду на те, що новий контракт має базуватися

РІЧНИЙ ЗВІТ 2018

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

в рамках укладення домовленостей щодо транзиту газу мають базуватися виключно на європейських правилах та регламентах. Це дозволить забезпечити прозорість, стабільність та передбачуваність для кожної зі сторін. Окрім того, майбутні угоди з Газпромом не мають суперечити прийнятим Стокгольмським арбітражем у 20172018 роках рішенням, що передбачає виконання російською стороною покладених на неї арбітражем зобов’язань.

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

млрд. куб. м

+2,2%

20,1

20,5

21,0

3,9

4,2

4,1

4,4

1,5

1,3

1,1

14,6

15,3

0,4 14,5

0,4 0,6 0,6 0,3 0,7

1,0 1,2 1,1 0,5 1,0

13,5

18,3

11,6

2,0 1,7 0,7

2015

2016

2017

2018

Кампанія пошуків та освоєння нових родовищ Програма буріння на існуючому фонді родовищ

3,0

17,3 2,3 0,9 1,5

10,7

15,3

2,8

1,7

1,4

12,6

2019

9,7

Програма інтенсифікації видобутку Програма з оптимізації тисків Програма з відновлення свердловин Базовий видобуток

2020

Джерело: Укргазвидобування

0 2015

2016

2017

Зміна видобутку до попереднього року, %

2018

Укгазвидобування

Укрнафта

Приватні підприємства

Джерело: Укргазвидобування

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

15,5 14,5

16,5

0,3 0,1

унеможливлене відсутністю нових ліцензійних ділянок

20,1

Видобудок млрд куб. м

+2,3%

Виконано

+1,0%

19,9

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

Структура видобутку газу в Україні

-3,0%

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

22 21

видобування (УГВ), ключового видобувного підприємства групи Нафтогаз, на 245 млн куб. м, - приростом видобутку приватних видобувних підприємств на 233 млн куб. м. 2018 рік позначився збільшенням ви-

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

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

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

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

Укргазвидобуванню вдалось утримувати рівень видобутку газу й дещо збільшити обсяги добового та річного видобутку з наявного портфелю родовищ завдяки багатовекторному оновленню власних технологічних можливостей, залученню зовнішніх бурових підрядників і технологічних флотів для відновлення свердловин (КРС) та інтенсифікації видобутку (колтюбінг та ГРП). Окрім того, упродовж року було укладено меморандуми й мультисервісні контракти

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

Під загрозою опинилася програма з нарощування видобутку та освоєння нових родовищ, адже період від видачі спецдозволу до старту промислової розробки становить 3-6 років. В 2016-2017 роках УГВ більше 145 разів подавало пакети документів задля отримання нових ліцензійних ділянок та розширення меж існуючих – отримано 135 відмов. В результаті УГВ залишилось без необхідної кількості нових родовищ для стрімкого нарощування видобутку газу. У 2018 році уряд анонсував інформацію про безпрецедентну кількість нових нафтогазових ділянок, які будуть виставлені у 2019 році на прозорі електронні аукціони ProZorro, та старт конкурсів для укладання угод про роз-

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

підрозділи компанії. Це підтверджується виконанням програм робіт, що не залежать від зовнішніх погоджень. Досягнення енергетичної незалежності в умовах неможливості освоєння запасів та ресурсів найперспективнішої Південної нафтогазоносної провінції України в акваторіях Чорного та Азовського морів потребує злагодженої співпраці між державними органами, з одного боку, та групою Нафтогаз і приватними видобувними компаніями, з іншого. Група Нафтогаз оптимістично налаштована щодо перспектив ефективного освоєння вуглеводневих ресурсів України і готова до спільної злагодженої роботи з усіма зацікавленими сторонами: державними агенствами, приватними видобувними підприємствами, місцевими органами самоврядування.

2018

РИНОК ТА РЕФОРМИ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2018

БАЛАНС ГАЗУ 2018 рік, млрд куб. м

0,5 Бюджетні

3,6

та релігійні організації

Приватні імпортери

2,3** ТКЕ для бюджетних

організацій, релігійних організацій, промислових споживачів

7,0

Нафтогаз

10,6

Промисловість

32,3

15,5

Укргазвидобування

9,4

Імпорт

20,9

Надходження газу

32,3 Використання

27,6

Використання споживачами

газу

10,6

15,4

Населення безпосередньо

Населення

Видобування

4,8***

ТКЕ для населення

1,9 Укртрансгаз 4,4 Інші

-0,8 ПСГ

4,7 ВТП

1,0* Розподільні мережі 1,4 Укргазвидобування

1,1 Укрнафта

0,3 Укрнафта 0,1 Інші * враховуючи оцінку обсягів використаного газу як несанкціоновано відібрані (~0,9 млрд куб. м) ** враховуючи оцінку обсягів використаного газу як несанкціоновано відібрані (~0,6 млрд куб. м) *** за даними Департаменту реалізації газу НАК «Нафтогаз України»

2018

РИНОК ТА РЕФОРМИ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2018

Імпорт природного газу в Україну

Використання природного газу

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

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

Імпорт природного газу в Україну у 2016 – 2018 роках 16

100% 90%

5,4

млрд куб. м/рік

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

80%

70%

2,9

60%

3,6

50% 40%

30%

8,7

8,2

7,0

20%

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

2016

2017

2018

Використання природного газу в Україні у 2017 -2018 роках, млрд. куб. м Технологічні витрати (на видобування, транспортуваннята розподіл газу), виробництво скрапленого газу*

Джерело: Укртрансгаз

0,5 0,5

Пі дприємства ТКЕ для бюджетних органі зацій релігійних орга ні зацій та промисловості**

9% 9% 9%

1,9

2,3 4,8 4,6

Пі дприємства ТКЕ для на селення***

20%

2016

32%

2017

10,6

На селення безпосередньо

2018 61% 71%

82%

Оптові ціни Нафтогаз Україна з січня 2015 року З Польші (Hermanovichi)

З Угорщини (Beregdaroc)

З Словаччини (Budince) 12 000

Джерело: Укртрансгаз

10 000

Імпортовано Нафтогазом Інші компанії

800

8 000 6 000 4 000 2 000

незначним для багатоквартирного будинку через перерозподіл тепла на інші квартири). Через це вищезазначені фактори зменшення споживання газу побутовими споживачами не мають відчутного впливу на використання газу для потреб населення у теплі. При виробництві тепла для бюджетних установ та промисловості було використано 2,3 млрд куб. м газу або на 0,4 млрд куб. м більше ніж у 2017 році. Збільшення використання газу даною категорією може бути спричинене не тільки погодними умовами, але і ціновим фактором. Ця категорія споживачів підпадає під дію Постанови про ПСО, а отже ціна реалізації газу для них є регульованою. В 2017 році ціна реалізації газу для ТГП (для потреб непобутових споживачів) перевищувала відповідну ціну для потреб населення в 1,6 разів, то з листопада 2018 року ціни газу для виробництва тепла усім споживачам зрівнялися. Це означало зниження оптової ціни газу для ТГП (для потреб непобутових споживачів) на 21%. За іншими сегментами ринку використання газу збільшилося на 0,4 млрд куб. м – з 14,2 до 14,6 млрд куб. м. Зокрема, використання газу промисловими споживачами на фоні економічного пожвавлення збільшилося на 0,2 млрд куб. м до 9,4 млрд куб. м. У 2018 році продовжували накопичуватися борги за несанкціоновано відібраний газ. За 2018 рік борг за несанкціоновано відібраний газ збільшився на 14 млрд грн та станом на кінець 2018 року становив 34 млрд грн. Порівнюючи з попереднім роком, у 2018 році відбулося зменшення обсягу використання газу на балансування з 1,8 млрд куб. м до 1,5 млрд куб. м, що пов’язано із розширенням сфери дії постанови про покладення спеціальних обов’язків на постачання Нафтогазом природного газу усім теплогенеруючим компаніям з квітня 2017 року та послабленням вимог до теплогенеруючих підприємств ТКЕ для укладення договору з Нафтогазом на купівлю газу.

600

Джерело: Нафтогаз

листопад 2018

липень 2018

вересень 2018

травень 2018

січень 2018

березень 2018

листопад 2017

липень 2017

вересень 2017

травень 2017

січень 2017

Побутові споживачі

Джерело: Укртрансгаз, Нафтогаз, власні розрахунки http://www.nerc.gov.ua/data/filearch/monitoryng/gas/2018/monitoryng_gaz_II-2018.pdf

березень 2017

листопад 2016

липень 2016

вересень 2016

травень 2016

січень 2016

березень 2016

листопад 2015

липень 2015

вересень 2015

травень 2015

січень 2015

Грудень

Листопад

Жовтень

Вересень

Серпень

Липень

Червень

Травень

Квітень

Березень

Лютий

Січень

березень 2015

200

2018 2017

Джерело: Укртрансгаз, Нафтогаз, власні розрахунки

400

11,2

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

1 000 млн куб. м

9,4 9,3

Бюджетні та релігійні організації

грн без ПДВ/ тис. куб. м

1 200

4,7 4,4

Промислові сть

Розподіл обсягів імпорту за точками входу у 2016 – 2018 роках

Динаміка розподілу обсягів імпорту природного газу у 2018 році 1 400

Однак, використання природного газу теплогенеруючими підприємствами (ТГП) для потреб населення склало 4,8 млрд куб. м газу у 2018 році або на 0,2 млрд куб. м більше ніж у 2017 році (+4,3%), що може бути спричинене такими факторами: • більш низька температура зовнішнього повітря в 2018 році порівняно з 2017 роком; • побутові споживачі здебільшого не можуть регулювати використання тепла в домівках (або вплив такого регулювання в окремих квартирах є

Побутові споживачі безпосередньо використали для своїх потреб 10,6 млрд куб. м газу або на 0,6 млрд куб. м менше ніж у 2017 році (-5,4%), що може бути спричинене наступними чинниками: • скорочення кількості отримувачів субсидій у більш ніж 2 рази в осінньо-зимовий період; • скорочення соціальних нормативів нарахування субсидій з 1 травня 2018 року близько на 10%;

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

У 2018 році словацький напрямок залишався основним для поставок природного газу в Україну, але частка поставок через Угорщину зростає вже другий рік поспіль – з 9% у 2016 році до 32% у 2018 році. Незважаючи на те, що наразі річні потреби України в імпорті повністю покриваються через доступні реверсні потужності – відносини з операторами суміжних газотранспортних систем та Газпромом не відповідають європейському та українському енергетичному законодавству. Зокрема, досі не у повній мірі застосовуються стандартні для ЄС договори про об'єднання мереж (interconnection agreements).

10%

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

Промисловість

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

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

2018

РИНОК ТА РЕФОРМИ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2018

Динаміка різниці між ринковою та регульованою ціною на природний газ 140% 120% 100% 80% 60% 40% 20%

грудень 2018

листопад 2018

жовтень 2018

вересень 2018

серпень 2018

липень 2018

червень 2018

травень 2018

квітень 2018

березень 2018

лютий 2018

січень 2018

грудень 2017

листопад 2017

жовтень 2017

вересень 2017

серпень 2017

липень 2017

червень 2017

травень 2017

квітень 2017

березень 2017

лютий 2017

січень 2017

Джерело: Нафтогаз, власні розрахунки

У 2018 році уряд неодноразово продовжував строки дії ПСО. Останнє на момент підготовки цього звіту рішення уряду, закріплене Постановою КМУ від 19 жовтня 2018 року №867, передбачає продовження дії ПСО до 30 квітня 2020 року7. Після тривалих перемовин із МВФ уряд прийняв компромісне рішення і збільшив ціну на природний газ для побутових споживачів. Водночас навіть з урахуванням зниження ринкової ціни на природний газ наприкінці року різниця між ринковою та регульованою ціною станом на грудень 2018 року становила орієнтовно 50%. У 2018 році приховані субсидії (різниця між ринковими й регульованими цінами)8 становили 6% від доходів державного бюджету. Наявність таких прихованих субсидій призводить до таких негативних наслідків: 1. Продавець отримує не всі кошти від реалізації товару, які міг би отримати (зазнає фінансових втрат). 2. Стимулюється неефективне споживання субсидованого товару: чим менша ціна, тим зазвичай більше споживання. 3. Б ільше прихованих субсидій отримує не той, хто бідніший, а той, хто споживає більше, і тому, ймовірно, є багатшим. 7

4. Стимулюється зниження виробниц тва товару, оскільки чим менша ціна, тим менше зазвичай його виробляється. 5. Якщо приховані субсидії надаються тільки частині покупців цього товару на ринку, то це стимулює спекуляції та корупцію. Окремі покупці зможуть придбати товар за адміністративно заниженою ціною, а намагатимуться перепродати його за ринковою ціною. Адміністративні обмеження таких спекуляцій приведуть до виникнення «схем» обходу цих обмежень. Як зазначають міжнародні експерти, в Україні традиційно робилась ставка на приховані субсидії на газ, хоча варто було б створювати умови для росту зарплат і пенсій, які б дозволяли сплачувати ринкову ціну за нього. Сегмент розподілу газу є «останньою милею», інтерфейсом взаємовідносин з кінцевим споживачем. Тому функціонування цього сегменту за ринковими правилами має важливе значення для процесу розвитку ефективного ринку. У публікації Ради європейських регуляторів енергетики9 визначені деякі характеристики добре функціонуючого роздрібного ринку газу. З боку пропозиції повинна бути низька концентрація ринкової влади будь-якого учасника

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

https://zakon.rada.gov.ua/laws/show/867-2018-%D0%BF#n91

https://biz.nv.ua/ukr/naftogaz-protiv-gazproma/shcho-take-prihovani-subsidiji-i-chomu-ce-nebezpechno-dlya-derzhavi-50008684.html

Noorlander, M. (Лютий 2016). Як повинен виглядати добре функціонуючий роздрібний ринок? Рада європейських регуляторів енергетики, CEER.

РИНОК ТА РЕФОРМИ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2018

СВІТОВИЙ РИНОК НАФТИ

100 99 98 97 96

Грудень

Листопад

Жовтень

Серпень

Липень

Червень

Травень

Квітень

Джерело: EIA, Eikon Thomson Reuters

Європейський ринок нафтопереробки

90 85

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

80 75 дол./барель

Пропозиці я

101

Вересень

Динаміка спотових цін на нафту Brent у 2018 році

Попит

102

Березень

угоди, а також введуть нові обмеження, які набудуть чинності за 90 і 180 днів. Сировинний ринок відреагував на такі події зростанням нафтових котирувань до рівня листопада 2014 року, та в подальшому декілька місяців на фоні невизначеності щодо можливого ефекту від запровадження санкцій ціни підтримувалися на досить високому рівні, у діапазоні від 72 до 80 дол./барель.

Січень

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

103

млн барелів/добу

Як і в минулих періодах, політичні фактори відіграли одну з ключових ролей у формуванні цін на нафту у 2018 році. В середині квітня з критикою на адресу ОПЕК виступив президент США. Він звинуватив організацію в штучному завищенні цін на нафту, назвавши подібні дії неприпустимими1. Заява стосувалася домовленості членів Організації країн-експортерів нафти (ОПЕК) з іншими державами,

Світовий попит та пропозиція на нафту в 2018 році

Лютий

2018

70 65

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

прибутковості нафтопереробних підприємств (які зазвичай неспроможні цілком перенести підвищення цін сировини на підвищення цін нафтопродуктів).

Рівень завантаженості НПЗ ЄС-16 та ціна нафти Brent

55 50 18.12

04.12

20.11

06.11

23.10

09.10

25.09

11.09

28.08

14.08

31.07

17.07

03.07

19.06

05.06

22.05

08.05

24.04

10.04

Наприкінці 2018 року ціна на нафту формувалася під впливом нового

90%

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

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

https://www.bloomberg.com/news/articles/2018-06-05/u-s-said-to-ask-opec-for-1-million-barrel-a-day-oil-output-hike

https://uk.reuters.com/article/uk-oil-prices-kemp/commentary-global-economic-slowdown-is-likely-and-necessary-later-in-2018-or-2019-idUKKBN1K815G

1 7 вересня 2018 року США запровадили мита на найбільшу частину китайського імпорту, вартість якого складає 200 мільярдів доларів на рік. Невдовзі у Китаї відповіли, що запровадять мита на американський імпорт, вартість якого складе 60 мільярдів доларів на рік.

У січні 2019 року Китай повідомив про своє найбільше місячне падіння експорту протягом двох років, що призвело до падіння азіатських, а згодом і європейських акцій. Обсяги експорту з Китаю різко знизилися на 4,4% у грудні 2018 року порівняно з аналогічним місяцем попереднього року.

дол./барель

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

88% 86%

84%

82% 35

80% 78%

25 I кв 2015

II кв 2015

III кв 2015

IV кв 2015

I кв 2016

II кв 2016

III кв 2016

IV кв 2016

I кв 2017

II кв 2017

III кв 2017

IV кв 2017

I кв 2018

II кв 2018

III кв 2018

IV кв 2018

Ціна на нафту Brent (ліва шкала) Рівень завантаженості НПЗ ЄС-16 (права шкала) Джерело: OPEC Monthly Report, S&P Global Platts, IEA/KBC Monthly Global Indicator Refining Margins

Рівень завантаженості НПЗ ЄС-16 та маржа нафтопереробки 10

94%

92% 90%

8 дол./барель

27.03

13.03

27.02

13.02

30.01

16.01

02.01

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

92%

75 65

Джерело: S&P Global Platts

94%

88%

86%

84%

82%

80% 78%

3 I кв 2015

II кв 2015

III кв 2015

IV кв 2015

I кв 2016

II кв 2016

III кв 2016

IV кв 2016

I кв 2017

II кв 2017

III кв 2017

IV кв 2017

I кв 2018

II кв 2018

III кв 2018

IV кв 2018

Маржа нафтопереробки Brent, Північно-Західна Європа (ліва шкала) Рівень завантаженості НПЗ ЄС-16 (права шкала) Джерело: OPEC Monthly Report, S&P Global Platts, IEA/KBC Monthly Global Indicator Refining Margins

РИНОК ТА РЕФОРМИ

Виразним трендом у 2018 році було те, що впродовж літнього сезону підтримка маржі нафтопереробних заводів забезпечувалась продажем бензинових фракцій. Завдяки підвищенню попиту на ринках Африки та Східного узбережжя США відбулося доволі значне зниження запасів бензину, і у нафтопереробників з’явилася можливість постачати бензини на дані ринки за підвищеною ціною. Останні роки на ринку домінують довгострокові очікування, що тенденція в Європі до збільшення споживання енергії

РІЧНИЙ ЗВІТ 2018

з відновлювальних джерел буде стримувати розвиток нафтопереробної галузі на континенті. Окрім того, жорсткіші екологічні норми, запроваджені Європейським Союзом та національними урядами, надалі можуть зменшити попит на нафту в регіоні та відповідно відобразяться на маржі нафтопереробки в країнах Європи, яка вже є нижчою, ніж в інших регіонах5. На відміну від загальносвітових тенденцій у Європі прослідковується тренд до зменшення потужностей з переробки нафтової сировини. Обсяг світових по-

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

Ринок нафти та нафтопродуктів України Наповнення внутрішнього ринку нафти, як і в минулих періодах, здійснювалося як за рахунок ресурсів внутрішнього видобутку, так і через імпорт нафти. За оцінками компанії, обсяг переробки нафти, газового конденсату та іншої нафтової сировини на Кременчуцькому НПЗ та Шебелинському ВПГКН склав 2,7 млн т, що приблизно на 80% було покрито за рахунок нафти українського походження. Обсяги видобутку нафти й газового конденсату у 2018 році загалом по країні

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

Видобуток нафти та газового конденсату компаніями групи Нафтогаз у 2013 – 2018 роках 3,00

Укргазвидобування

CAGR - 5,5%

2,50

Укрнафта

млн т

2,00 1,50 1,00 0,50 0,00

2013

2014

2015

2016

2017

2018

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

350 300

250

200

Грудень

Листопад

Жовтень

Вересень

Серпень

Липень

Червень

50 Травеень

55 50

Квітень

100

Березень

150

Лютий

65 60

тис. т

85 80

Січень

дол./барель

Реалізація нафти та газового конденсату Укрнафтою у 2018 році

операції з інтенсифікацій дали додаткові 27,2 тис. т нафти. Обсяг видобутку газового конденсату та нафти Укргазвидобуванням (454 тис. т) є нижчим аналогічного показника 2017 року на 3%. Незважаючи на покращення показників виробництва Укрнафтою, загальний тренд видобутку нафти групою Нафтогаз за останні роки залишається негативним, зокрема через проблему накопиченого податкового боргу, яка унеможливлює проведення активної програми інвестицій в освоєння запасів компанії.

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

За даними МЕА щодо індикаторів маржі нафтопереробки

За даними GlobalData

Динаміка обсягів переробки Шебелинським ГПЗ у 2015 – 2018 роках10 550

515

516

2016

2017

481

450 400 350 300 250 200 150 100 2015

2018

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

2016 2017 2018

2% 3% 3%

Скраплений газ

12% 11% 9%

Темні нафтопродукти

84% 84% 86%

Світлі нафтопродукти 0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

Джерело: Дані Укргазвидобування, власні розрахунки

Орієнтовний баланс ринку нафтопродуктів України у 2016 – 2018 роках, млн т Баланс Імпорт 2016 2017 2018

Виробництво Експорт -2,00

0,00

2,00

4,00

6,00

Джерело: ДФС, власні розрахунки 7

473

500

2% 2% 2%

Втрати

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

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

Структура виходу нафтопродуктів Шебелинського ВПГКН у 2016 – 2018 роках

З урахуванням того, що Укрнафта не має власних потужностей з переробки нафти, товариство відповідно до статті 4 Закону України «Про нафту і газ» реалізовує нафту і газовий конденсат власного видобутку на аукціонах. Укргазвидобування здійснює переробку нафти і газового конденсату на власних виробничих потужностях. За результатами аукціонів, що відбулись, тренд зміни ціни реалізації нафти і конденсату відповідав тренду зміни світових цін реалізації нафти. З урахуванням особливостей формування стартової ціни для аукціонів із продажу нафти та конденсату7, ціна реалізації нафти була нижчою за середньомісячну ціну нафти марки Brent у перших трьох кварталах 2018 року (коли ціна на світовому ринку в середньому зростала), і вище ціни Brent у четвертому кварталі 2018 року (коли ціна на світовому ринку знижувалася).

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

тис. т

2018

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

Укргазвидобування здійснює переробку газового конденсату

що передують даті реєстрації заявок на проведення аукціону

https://www.ukrtatnafta.com/news.php?id=526

8,00

10,00

12,00

14,00

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

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

РИНОК ТА РЕФОРМИ

Обсяги транспортування імпортованої нафти та нафти власного видобутку у 2016–2018 роках 3 2

20%

2,0*

10%

1,4

0 2016

2017

2018

Джерело: Укртранснафта

2018

Джерело: Укртранснафта

Грудень

Листопад

Жовтень

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

Вересень

Серпень

Липень

Червень

Травеень

Квітень

2017

-10%

-40%

2016

13,3

Бензин А-95 (Укра їна ) без податків та зборів Котирува ння Eurobob (Пі вні чно-Західна Європа)

13,9

-30%

13,8

-20%

14 12

млн т

30%

2,1

Обсяги транзиту нафти у 2016–2018 роках

млн т

40%

Січень

Оскільки український ринок нафтопродуктів є імпортозалежним, ціна на нафтопродукти на внутрішньому ринку формується з урахуванням цінових котирувань на основних європейських хабах Південної та Північно-Західної Європи.

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

Березень

Незважаючи на відносно відчутні успіхи вітчизняних нафтопереробних підприємств щодо покращення якості нафтопродуктів, внутрішній ринок досі залежить від імпортних поставок готових нафтопродуктів – у 2018 році імпорт склав близько 76%. За даними Державної фіскальної служби, у 2018 році Україна імпортувала 8,06 млн т11 нафтопродуктів на суму 5,54 млрд дол. США, що на 33% більше показника 2017 року у грошовому еквіваленті.

РІЧНИЙ ЗВІТ 2018

Лютий

2018

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

Транзит та транспортування нафти Транспортування нафти магістральними нафтопроводами України здійснює виключно Укртранснафта, яка є підприємством групи Нафтогаз. У 2018 році загальний обсяг протранспортованої нафти склав близько 15,4 млн т. Зниження обсягів транспортування відбулося як в частині транзитних потоків (через зменшення завантаження європейських НПЗ), так і в частині транспортування нафти, що імпортується в Україну. Водночас зафіксовано зростання обсягів транспортування нафти внутрішнього видобутку (з 1,25 млн т в 2017 році до 1,34 млн. т в 2018 році). Зниження обсягів транзиту нафти є довготривалою тенденцією. За останні десять років обсяги транзиту нафтотранспортною системою України знизились більш ніж у два рази. З урахуванням того, що обсяги транзиту нафти залежать як від політики Росії – основного замовника нафтотранспортних послуг територією України, так і від ресурсного забезпечення та диверсифікації поставок нафти на нафтопереробні підприємства Чехії, Словаччини та Угорщини, оператор нафтотранспортної системи України опрацьовує питання збільшення кола замовників послуг транспортування. 11

Одним із кроків для досягнення зазначеної мети є реалізація проекту транспортування до НПЗ Європи різних сортів нафти «Південною Дружбою», який передбачає використання існуючої інфраструктури і наявних вільних нафтотранзитних потужностей. 29 листопада 2018 року рішенням Міністерської Ради Енергетичного Співтовариства цьому проекту присвоєно статус проекту взаємного інтересу (Project of Mutual Interest, PMI). Це рішення стало результатом співпраці Укртнарснафти з іншими зацікавленими сторонами в ході процедури відбору проектів – кандидатів на присвоєння статусу PMI. Іншим але не менш важливим аспектом діяльності є встановлення економічно обґрунтованих тарифів на послуги транспортування нафти магістральними нафтопроводами для споживачів України, що досі залишається збитковим сегментом діяльності Укртранснафти. Ще навесні 2017 року НКРЕКП прийняла постанову про затвердження нового Порядку формування тарифів на транспортування нафти та нафтопродуктів магістральними трубопроводами12. Зі свого боку Укртранснафта,

на основі затвердженого Порядку, підготувала пакет документів для зміни чинних тарифів на транспортування нафти, які б дозволили впровадити ефективну економічно обґрунтовану тарифну політику. Але в рамках обговорення запропонованих змін вітчизняні підприємства нафтовидобувної та нафтопереробної галузей висловили свою неготовність до нового механізму та рівня тарифів. Враховуючи позицію підприємств нафтовидобувної та нафтопереробної галузей, Укртранснафта запропонувала поетапний перерахунок тарифів – протягом трьох років. На початку 2018 року товариство подало відповідні пропозиції до НКРЕКП. Постановою від 04.10.18 №1150 НКРЕКП затверджено зміни до Порядку, зокрема передбачено перехідний період, який триває три роки. Протягом цього періоду тарифи на транспортування нафти магістральними трубопроводами для споживачів України розраховуються за спрощеним порядком із застосуванням щорічного коефіцієнта зростання тарифу. Після завершення перехідного періоду тариф на транспортування нафти магістральними трубопроводами по кожному маршруту має досягти цільового рівня.

Без урахування обсягів імпорту нафти сирої та скрапленого вуглеводневого газу

Порядок формування тарифів на транспортування нафти та нафтопродуктів магістральними трубопроводами, затверджений постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг, від 25 травня 2017 року №690

2018

РИНОК ТА РЕФОРМИ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2018

АНБАНДЛІНГ У лютому 2018 року Арбітражний інститут Торгової палати м. Стокгольм ухвалив рішення у справі проти Газпрому щодо транзиту природного газу. Арбітражне рішення дещо прояснило ситуацію щодо доступних опцій відокремлення діяльності з транспортування природного газу (анбандлінгу). Стокгольмський трибунал, на жаль, відхилив прохання Нафтогазу переглянути договір у частині можливості передачі прав і обов'язків ліцензованому оператору ГТС без згоди на це Газпрому. Отже, за відсутності згоди

Газпрому на таку передачу до закінчення терміну дії транзитного контракту 1 січня 2020 року Нафтогаз повинен зберігати контроль над ГТС, що включає виконання як основних, так і допоміжних функцій оператора ГТС. У 2018 році міжнародні радники з юридичних питань EY проаналізували доступні для України варіанти анбандлінгу, врахувавши існуючі обмеження щодо передачі активів, персоналу та ресурсів від Нафтогазу до незалежно-

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

Після прийняття рішення КМУ про обрання моделі ISO

Дозволити приватну власність на ГТС

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

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

до ЗУ «Про заставу» щоб уможливити заставу ГТС до ЗУ «Про ринок природного газу» щоб уможливити модель OU для невласника ГТС до ЗУ «Про трубопровідний транспорт», Госп. Кодекс щоб уможливити участь Партнера ГТС

перегляду також може стати компенсація Газпромом майже 12 млрд дол. як відшкодування збитків, якщо після 2019 року транзит російського газу буде припинений російською стороною. Нафтогаз як сторона контракту 2009 року на транзит природного газу територією України є єдиною юридичною особою, яка має законні підстави вимагати таку компенсацію. Для того, щоб підтвердити право на відшкодування збитків від знецінення активів, Нафтогаз повинен мати право на отримання економічних вигід від ГТС у майбутньому. У наведеному вище контексті модель ISO є такою, що дозволяє захищати інтереси Нафтогазу і України та вимагати від Газпрому відшкодування відповідних збитків.

18 млрд дол.

Міністерство

100% 100%

до ЗУ «Про КМУ», «Про центральні органи виконавчої влади» щоб забезпечити незалежність у прийнятті рішень органу державної влади, який діятиме від імені держави як акціонера ПАТ «МГУ» до ЗУ «Про дозвільну систему…», «Про ліцензування…» щоб забезпечити безперервність діяльності із транспортування до моменту оформлення нових дозволів та неосновних ліцензій

Контроль

100%

Юридична та функціональна незалежність

Міжнародний партнер

МГ У

У ТГ*

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

У 2018 році Нафтогаз запропонував план дій та структуру анбандлінгу, що передбачають на підготовчому етапі створення нового окремого підприємства оператора ГТС в рамках групи Нафтогаз та його юридичне відокремлення у майбутньому. Дорожня карта була представлена уряду в січні 2019 року.

Запропоноване структурування анбандлінгу

Делегування повноважень власника ГТС

Ідея «квазі-власності», побудована на рудиментарній концепції господарського відання на газотранспортну інфраструктуру, окремими сторонами представляється як модель, що відповідає критеріям моделі відокремлення власності. Така «квазі-власність» несумісна з моделлю OU, оскільки оператор ГТС не може належним чином реалізувати право власності. Наприклад, застава активів буде заборонена.

міжнародних стейкхолдерів та авторитетних незалежних консультантів для отримання їхніх зауважень щодо зобов'язань стосовно анбандлінгу.

Дозволити аналогічне право на базі господарського відання

КМУ Зміни незалежно від обраної моделі:

Порушення строків або європейських критеріїв незалежності оператора ГТС при проведенні анбандлінгу може стати формальною причиною для Газпрому не укладати договір щодо транзиту газу після 2019 року

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

Роль Нафтогазу та запропоноване структурування анбандлінгу

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

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

Дозволити концесію (передбачено Планом КМУ №496)

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

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

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

ISO

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

51%

49%

100%

млрд дол.

Загальний негативний ефект від застосування моделі відокремлення OU у спосіб, визначений постановою КМУ №484 від 05.06.2019 може скласти прямі збитки та упущену вигоду для компанії (та, відповідно, державного бюджету) у розмірі до 18 млрд дол.

Новий оператор ГТС

УТГ передає МГУ 100% акцій нового оператора ГТС Використання ГТС

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

План дій Нафтогазу з анбандлінгу передбачає три етапи: Етап 1. Відокремлення діяльності зі зберігання (SSO) від діяльності з транспортування газу (TSO) всередені групи Нафтогаз. Відокремлений оператор ГТС (TSO) не повинен також здійснювати діяльність зі зберігання природного газу, зокрема, для того, щоб позбавити відокремле-

ного оператора ГТС існуючих історичних проблем зі спірними обсягами природного газу, запобігти крос-субсидіюванню діяльності із зберігання природного газу та збільшити його інвестиційну привабливість. У 2018 році Нафтогаз завершив перший етап відокремлення. Було ство-

рено філію «Оператор ПСГ» у структурі Укртрансгазу і передано туди всі пов'язані зі зберіганням активи, договори, бізнес-процеси та 1800 працівників. Також відокремлено оперативний облік газу, автоматизовані системи управління підприємством (ERP), внутрішні політики та процедури.

2018

РИНОК ТА РЕФОРМИ

Етап 2. Р озширення та оптимізація філії «Оператор ГТС». У відповідності до рекомендацій, розроблених міжнародними консультантами та Європейською комісією, Нафтогаз забезпечує впровадження цільової операційної моделі оператора ГТС. Нафтогаз створив філію «Опера тор ГТС» в структурі Укртрансгазу (УТГ) та, відповідно до рекомендацій міжнародної консалтингової компанії WECOM і Європейської комісії, наданих у 2018 році, систематично наповнює його функціями та персоналом для підготовки до виділення у відокремлене підприємство, яке буде незалежним оператором ГТС. Метою є створення повноцінного суб'єкта господарювання, здатного здійснювати всі види діяльності у якості нового оператора газотранспортної системи,

відповідального за транзит та внутрішнє транспортування природного газу через трубопроводи високого тиску. На даний час Нафтогаз передав всі активи, пов’язані з транспортуванням газу, і почав переводити персонал. Етап 3. П ідготовка та впровадження юридичного відокремлення. Передбачається, що нове підприємство – оператор ГТС буде сертифіковане до 1 січня 2020 року і корпоративні права щодо нього будуть передані ПАТ «Магістральні газопроводи України» (далі МГУ) (або іншому підприємству, визначеному державою). У 2019 році Укртрансгаз створив окрему юридичну особу для здійснення управління реструктуризацією та

РІЧНИЙ ЗВІТ 2018

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

Заклик до негайних і рішучих дій Враховуючи характер необхідних змін, їхню складність і значну обмеженість у часі, успіх анбандлінгу та пов'язана з ним трансформація ринку природного газу надзвичайно залежить від дій, що перебувають поза контролем Нафтогазу та здійснюються державними органами та установами України. I. Кабінет Міністрів України повинен прийняти рішення щодо моделі та інших критично важливих вимог для анбандлінгу: 1) О брати модель відокремлення ISO, передбачену статтею 27 Закону України «Про ринок природного газу» як модель анбандлінгу для оператора газотранспортної системи, який перебуває у державній власності і не підлягає приватизації. 2) В изначити юридичну особу, яка має подати заяву про сертифікацію до регулятора. 3) С таном на 1 січня 2020 року майно ГТС має бути надане в концесію

новому оператору ГТС (відповідно до статті 7 Закону України «Про трубопровідний транспорт»). 4) Припинити дію або внести зміни до Постанови Кабінету Міністрів України від 1 липня 2016 року № 496 та попереднього Плану реструктуризації Нафтогазу. 5) Уповноважити Фонд державного майна України, Нафтогаз та УТГ внести зміни до договорів про використання ГТС, які мають стати чинними 1 січня 2020 року. 6) Призначити оператора газотранспортної системи (ТОВ «Оператор ГТС»), створеного УТГ, юридичною особою, що має подати заявку на сертифікацію до українського регулятора. II. К онфліктні активи повинні бути передані іншому державному органу КМУ має передати повноваження з управління корпоративними правами в юридичних особах, які здійснюють виробництво та/або постачання при-

родного газу та/або електроенергії, від Міністерства енергетики та вугільної промисловості (наприклад, Міністерству економічного розвитку та торгівлі) або призначити інший державний орган, який буде діяти як акціонер МГУ (як у випадку з Укренерго). III. В ерховна Рада має ухвалити проект Закону «Про концесії» Ухвалення цього законопроекту дозволить укласти 4 угоди, необхідні для юридичного анбандлінгу, а юридичній особі, визначеній КМУ, – подати заявку на сертифікацію. IV. Регулятор: встановити тарифи на вхід/вихід, які покриватимуть витрати оператора ГТС Український регулятор має ухвалити нові тарифи на транспортування газу на наступний регуляторний період та забезпечити, щоб ці тарифи покривали витрати. Це сприятиме фінансовій життєздатності нового оператора ГТС.

Нафтогаз пропонує, щоб анбандлінг ГТС був здійснений шляхом передачі за периметр групи: а) ТОВ «Оператор ГТС», і б) майнових прав на користування активами, пов'язаними з транспортуванням газу, 1 січня 2020 року. Така передача, власне анбандлінг, здійснюватиметься на підставі перелічених далі угод: (i) Д оговір купівлі-продажу, укладений між УТГ і МГУ щодо передачі корпоративних прав до ТОВ «Оператор ГТС» з датою набуття чинності 1 січня 2020 року. (ii) У года між УТГ і Оператором ГТС про надання УТГ сервісних функцій на дозволений період відокремленому оператору ГТС. (iii) К онцесійна угода між УТГ і новим оператором ГТС з датою набуття чинності 1 січня 2020 року.

2018

РИНОК ТА РЕФОРМИ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2018

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

ЗМІНИ В ЗАКОНОДАВСТВІ

ВПЛИВ ЗМІН

Створено умови для прозорості у видобувних галузях

Позитивна подія для ринку

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

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

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

Встановлено тарифи на послуги транспортування нафти та нафтопродуктів, а також на послуги зберігання (закачування, відбору) природного газу в підземних сховищах газу Постановою НКРЕКП від 19.06.2018 № 480 встановлено тарифи на послуги зберігання (закачування, відбору) природного газу в підземних сховищах газу АТ «Укртрансгаз».

Позитивна подія для ринку

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

Сприятиме розвитку видобувної галузі.

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

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

Позитивна подія для ринку

Встановлення Регулятором тимчасових тарифів на транспортування

Постанова Кабінету Міністрів України від 17.10.2018 № 848 «Про реалізацію експериментального проекту із запровадження проведення аукціонів з продажу спеціальних дозволів на користування надрами шляхом електронних торгів».

Позитивна подія для ринку

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

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

Позитивна подія для групи Нафтогаз Ці закони створили умови для відновлення діяльності Державного акціонерного товариства «Чорноморнафтогаз» з видобутку природного газу

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

Здійснено заходи з дерегуляції в нафтогазовій галузі

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

ВПЛИВ ЗМІН

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

Позитивна подія як для нафтогазового ринку, так і для компаній групи Нафтогаз Створює умови для роботи нафтогазового ринку, дозволяючи підприємствам планувати свою господарську діяльність, фінансувати операційні та капітальні витрати, отримувати доходи від надання послуг з транспортування нафти, нафтопродуктів та природного газу, а також зберігання (закачування, відбору) природного газу в підземних газосховищах

Негативна подія для оператора ГТС Очікувана виручка з урахуванням встановлених тарифів не покриє всіх прогнозованих витрат оператора ГТС. Застосування тимчасових тарифів разом з невирішеною проблемою з оплатою за небаланс призведе до дефіциту коштів близько 22 млрд грн. Відповідно до розрахунків Укртрансгазу, якщо постійні тарифи, які пропонує Оператор ГТС, не будуть встановлені в найкоротший термін, фінансовий стан компанії стане настільки критичним, що може спричинити банкрутство протягом року. Більше того, підхід, застосований НКРЕКП при розрахунку тарифів, призведе у подальшому до підвищення тарифів майже вдвічі для внутрішніх точок на 2020 - 2023 роки через необхідність включення до розрахунку тарифів витрат Укртрансгазу, пов’язаних з поверненням суми вкладеного капіталу.

2018

РИНОК ТА РЕФОРМИ

ЗМІНИ В ЗАКОНОДАВСТВІ Затверджено десятирічні плани розвитку газотранспортної системи та підземних газосховищ Операторів ГТС та ПСГ АТ «Укртрансгаз» Постановою НКРЕКП від 04.09.2018 № 956 «Про затвердження Плану розвитку газотранспортної системи Оператора газотранспортної системи АТ «Укртрансгаз» на 20182027 роки» передбачено плановані джерела фінансування цього плану на загальну суму 60,043 млрд грн без ПДВ, у тому числі на 2018 рік – 6,027 млрд грн без ПДВ.

РІЧНИЙ ЗВІТ 2018

ВПЛИВ ЗМІН Позитивна подія для групи Нафтогаз Дає можливість для розвитку ГТС та ПСГ України, також сприяє кращому розумінню майбутньої інфраструктури, потенційних маршрутів та потужностей з транспортування і зберігання природного газу, і, відповідно, дає змогу коректно здійснювати довгострокове планування діяльності групи.

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

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

Удосконалено положення Кодексу газотранспортної системи та Кодексу газосховищ Постановою НКРЕКП від 25.09.2018 № 1079 «Про прийняття постанови НКРЕКП «Про затвердження Змін до Кодексу газотранспортної системи» внесено зміни до Кодексу ГТС в частині встановлення достатнього рівня фінансового забезпечення, уточнення визначення та реквізитів торгового сповіщення, запровадження чіткого та прозорого механізму припинення транспортування. Постановою НКРЕКП від 30.10.2018 р. № 1281 «Про внесення змін до Кодексу газосховищ та затвердження Змін до Типового договору зберігання (закачування, відбору) природного газу» врегулювано відносини між оператором газосховищ та замовниками послуг зберігання в частині надання послуг зберігання природного газу, який має митний статус іноземного товару у режимі митного складу.

Негативна подія для ринку та компанії Впровадження добового балансування має знизити навантаження на Оператора ГТС, оскільки в системі добового балансування відповідальними за балансування системи стають замовники послуг транспортування, а оператор ГТС здійснює лише залишкове балансування (residual balancing). Заборгованість замовників послуг транспортування за небаланс продовжує зростати: у 2018 році вона збільшилась на 70,7% до 34,3 млрд грн. Фактичні витрати Укртрансгазу на природний газ для балансування за 2018 рік склали 15,5 млрд грн з ПДВ. Заборгованість за небаланс призводить до значного зменшення обігових коштів Укртрансгазу.

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

ЗМІНИ В ЗАКОНОДАВСТВІ Покладено спеціальні обов'язки на компанію і газовидобувні підприємства групи Нафтогаз. Постановою КМУ України від 19.10.2018 р. № 867 «Про затвердження Положення про покладення спеціальних обов'язків на суб'єктів ринку природного газу для забезпечення загальносуспільних інтересів у процесі функціонування ринку природного газу» (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).

ВПЛИВ ЗМІН Негативна подія як для ринку, так і для групи Нафтогаз Прийняття постанови спотворює конкуренцію на роздрібному ринку природного газу, бо надає преференції певним категоріям споживачів, а також призводить до значних фінансових витрат для компанії у зв’язку з високим рівнем заборгованості перед компанією за природний газ, що реалізується в рамках ПСО.

Спеціальні обов’язки на суб’єктів ринку природного газу покладаються Урядом з жовтня 2015 року. На відміну від спеціальних обов’язків, які діяли раніше (покладених постановами КМУ України від 01.10.2015 №758 та від 22.03.2017 №187) принципові відмінності постанови № 867 полягають у визначенні єдиної (однієї) ціни природного газу для всіх споживачів/покупців, які мають право придбавати природний газ в рамках ПСО. Також постановою №867 введено нові обов’язки (наразі зупинені у судовому порядку), такі як: • для Нафтогазу – постачати природний газ побутовим споживачам, релігійним організаціям (крім обсягів, що використовуються для провадження їх виробничо-комерційної діяльності) та державному підприємству України «Міжнародний дитячий центр «Артек», постачання яким у відповідному періоді (місяці постачання) не здійснює інший постачальник (у тому числі інший постачальник із спеціальними обов'язками); • для операторів газорозподільних систем – надавати інформацію, необхідну для забезпечення безперервного постачання природного газу побутовим споживачам та релігійним організаціям (крім обсягів, що використовуються для провадження їх виробничо-комерційної діяльності) та державному підприємству України «Міжнародний дитячий центр «Артек».

Змінено порядок фінансування видатків місцевих бюджетів на пільги та житлові субсидії Постановою КМУ від 08.11.2018 № 951 з 01.01.2018 (разом з наказом Мінфіну № 1) скасовано механізм «клірингових» розрахунків з пільг та житлових субсидій, за яким попередньо потребувалось оформлення спільного протокольного рішення між усіма учасниками розрахунків (постанова КМУ від 11.01.2005 № 20), та запроваджено механізм перерахування коштів пільг та субсидій через казначейські рахунки, за яким надавач житлово-комунальної послуги самостійно визначає обсяг та строки перерахування коштів субсидій іншим учасникам розрахунків.

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

2018

РИНОК ТА РЕФОРМИ

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

РІЧНИЙ ЗВІТ 2018

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

Змінено порядок перерахування субсидій у 2019 році

Негативна подія як для ринку, так і для групи Нафтогаз

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

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

2019 рік1 Змінено порядок фінансування пільг та житлових субсидій населенню у березні-травні 2019 року Постанова КМУ № 62 від 06.02.2019 щодо монетизації субсидій, якою: • передбачено виплату субсидій за лютий-квітень 2019 року у березні-травні 2019 року готівкою: - пенсіонерам – на пенсійні рахунки або через Укрпошту; - іншим субсидіантам – через каси або поточні рахунки Ощадбанку.

Позитивна подія для ринку • вперше в історії України житлові субсидії на ЖКП виплачуються в грошовій формі (близько 4,5 млн домогосподарств), що змінює принципи розрахунків у значній частині сегменту роздрібного ринку газу, а також матиме суттєвий вплив на поведінкову модель субсидіантів (щодо спрямування субсидій на оплату ЖКП); • бажання субсидіантів якомога більше коштів залишити у власному розпорядженні, ймовірно, призведе до суттєвого зниження споживання природного газу в ПСО-сегменті; • кошти в руках субсидіанта стимулюватимуть споживача більш прискіпливо перевіряти обсяги газу, які йому нараховують, що має призвести до зниження маніпуляцій із обсягами споживання газу в ПСО-сегменті.

Позитивна подія для компанії

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

• виплата субсидій безпосередньо субсидіанту та можливість для субсидіанта самостійно розпоряджатись цими коштами сприятиме розвитку конкуренції серед постачальників природного газу; • відмова від розрахунків через казначейські рахунки та єдиний рахунок Ощадбанку знизить ризики корупційних схем газзбутів; • збільшення ліквідності – до компанії надходитиме більше «живих» грошових коштів; • зниження обсягу споживання газу субсидіантами призведе до зменшення обсягів закупівлі імпортованого газу для потреб населення.

ОПЕРАЦІЙНА ДІЯЛЬНІСТЬ

2018

ОПЕРАЦІЙНА ДІЯЛЬНІСТЬ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2018

ОРГАНІЗАЦІЙНА ТРАНСФОРМАЦІЯ НАФТОГАЗУ

Наступний етап: трансформація

Перехід

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

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

Від зниження до зростання видобутку природного газу

0,6

2021-. . . Трансформація

До декарбонізованого світу

2018-2020

Від перемоги у битві до перемоги у війні Зміна курсу

Чому ми називаємо це зміною курсу Від чистого імпортера до чистого екпортера

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

Від збитковості до прибутку

15,5

Від фінансових вливань з боку держави до найбільшого платника податків до державного бюджету України 11,6

5,0

2014-2017

Від поразки до перемоги

15,1 14,5

2014

-7,9

-88,4

-4,7 2018

Дохід від транзиту газу мінус витрати на імпорт газу, млрд дол

2014

2015

Виробництво газу УГВ (валове), млрд куб. м

2018

2014

2018

2014

Чистий прибуток/ (збиток) групи Нафтогаз, млрд грн

2018

Внесок до державного бюджету України, млрд дол

Джерело: Фінансова звітність компанії, Укргазвидобування

Трансформація Нафтогазу в інтегровану національну нафтогазову компанію з дієвою системою корпоративного управління – це шлях, який має пройти Нафтогаз, щоб вирішити ключові проблеми та уникнути потенційних ризиків українського ринку нафти та газу. Група може створити більшу цінність для свого акціонера – народу України, якщо вона успішно реалізує свою стратегію. Ця трансформація торкнеться кожної сфери бізнесу групи і передбачає наступні напрямки роботи:

• Продовжувати нарощування видобутку газу, розвиваючи власні потужності та налагоджуючи партнерські відносини з міжнародними гравцями. • Забезпечити повну лібералізацію ринку газу та скасування ПСО разом з запровадженням повністю монетизованої системи субсидій для тих споживачів, які дійсно потребують захисту держави. • Забезпечити безперешкодне і своєчасне відокремлення оператора ГТС, що спрятиме збереженню майбутнього транзитного потоку газу територією України і підвищенню ефективності внутрішнього газового ринку.

•С тати компанією, що постачає диверсифіковані енергетичні рішення кінцевим споживачам. Нафтогаз використовуватиме свої компетенції і позицію на ринку для безпосереднього обслуговування кінцевих споживачів, надаючи їм послуги найвищої якості і водночас забезпечуючи прозорість, ефективність і здорову конкуренцію на ринку послуг з енергопостачання. •В ийти на ринок енергоефективності. Група запропонує домогосподарствам зручні послуги, що дозволять раціонально споживати енергію. •В ийти на ринок відновлюваних дже-

рел енергії, використовуючи існуючі ресурси та інфраструктуру. • Значно збільшити присутність групи у нафтовому сегменті шляхом надання високоякісних послуг споживачам, що сприятиме підвищенню їхнього сприйняття бренду Нафтогаз. • Модернізувати інфраструктуру шляхом запровадження новітніх ІТ-технологій, підвищення ефективності

операційної діяльності та розвитку технічних потужностей групи. Це означає виконання багатьох великих і малих завдань – від впровадження великих ІТ-систем до незначних, але дуже важливих удосконалень машин та обладання, з якими щоденно працюють робітники Нафтогазу. • Створити технічний дивізіон, який стане центром передових компетенцій для реалізації складних капітальних проектів. • Цілісно трансформувати організацію, в тому числі системи, процеси, культуру і управління персоналом Нафтогазу. • Досяти показників ефективності на рівні світових практик, забезпечивши швидке та прозоре прийняття рішень в інтересах групи Нафтогаз.

Для досягнення цих цілей керівництво Нафтогазу взяло на озброєння нову організаційну концепцію, наслідуючи успішні приклади провідних нафтогазових компаній, таких як BG Group (Великобританія) та Statoil (Норвегія). Обрана операційна модель передбачає організацію діяльності групи Нафтогаз у операційні дивізіони, технічний дивізіон підтримки здійснення капітальних проектів та корпоративні функції. Дивізіони відповідають за основну діяльність групи. Вони створюють найбільшу цінність для Нафтогазу та орієнтовані на досягнення фінансових та операційних цілей. Зокрема, дивізіони забезпечують роботу на кожному з ключових етапів ланцюжка створення цінності в нафтогазовому бізнесі, включаючи розвідку, розробку, видобуток, підготовку вуглеводнів, переробку, транспортування, зберігання газу та нафти, а також продаж і постачання газу, нафти, нафтопродуктів, скрапленого газу (LPG) та стисненого газу (CNG).

2018

ОПЕРАЦІЙНА ДІЯЛЬНІСТЬ

Операційні дивізіони охоплюють чотири основні напрямки діяльності групи: інтегрований газовий бізнес; транспортування та зберігання газу; транзит газу; нафтовий дивізіон. Дивізіон «Технічне забезпечення» надає послуги дивізіонам, що створюють цінність для кінцевого споживача. Крім того, нові напрямки діяльності групи виділено в

РІЧНИЙ ЗВІТ 2018

окрему категорію. Це – енергоефективність та відновлювані джерела енергії. У процесі трансформації дивізіони та функції бізнесу будуть організовані таким чином. Корпоративні функції здійснюють підтримку дивізіонів. Вони відповідають за розвиток більшості функціональних

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

МІСІЯ ТА ЦІННОСТІ Наша місія 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.

Операційні та допоміжні підрозділи групи Нафтогаз Дивізіон «Технічне забезпечення» та корпоративні функції

Операційні дивізіони Інтегрований газ

Транспортування та зберігання природного газу

Нові бізнеси

Технічне забезпечення

Корпоративні функції

Буріння та завершення свердловин

Фінанси

Капремонт та інтенсифікація свердловин

Юридичне забезпечення

Капітальні проекти

Персонал

Постачання газу

Закупівлі

Комунікації

Робота з проблемною заборгованостю

Наукові дослідження та розробки (R&D)

Охорона праці та екологія

Нафта

Розвідка

Транспортування і транзит нафти

Транспортування

Відновлювані джерела енергії (ВДЕ)

Видобування

Переробка і продаж

Зберігання

Енергоефективність

Оптова торгівля газом

Транспортування LPG

Транзит газу

Наші цінності Сміливість: М и 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.

Відкритість: М и 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: М и 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.

Безпека

Інші

Після схвалення наглядовою радою Нафтогазу, у першому кварталі 2019 року були створені дивізіон «Інтегрований газовий бізнес», дивізіон «Нафта» та дивізіон «Технічне забезпечення». Перед своїм призначенням керівники дивізіонів представили наглядовій раді своє бачення розвитку дивізіону та п'ятирічний бізнес-план. Трансформація Нафтогазу вимагає створення ефективної організаційної моделі, що дозволить забезпечити достатній контроль за напрямками діяльності, згрупованими у відповідні дивізіони, з метою зростання та досягнення синергії. Модель передбачає суттєве посилення ролі корпоративного центру – як у сфері технічних і функціональних компетенцій, так і у сфері дотримання нормативних вимог і забезпечення дієвого контролю.

Ключові засади нової організації: • Встановлення індивідуальної відповідальності за чітко визначений результат, яка передбачає, що керівники дивізіонів відповідатимуть особисто за досягнення цілей, поставлених перед дивізіонами, що охоплюватимуть як поточну діяльність, так і стратегічні заходи або ініціативи. • Визначення та посилення ключових ролей в організації зі зрозуміло викладеними повноваженнями та відповідальністю за досягнення цілей розвитку Нафтогазу. Забезпечення швидкості та ефективності прийняття рішень керівниками дивізіонів за рахунок чіткого розподілу та делегування повноважень, зменшення кількості рівнів в організації та побудови ефективних стандартизованих бізнес-процесів.

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

•Ф окус на створенні цінності та відповідальності за фінансовий результат в організаційному дизайні групи, а також побудова системи управління ефективністю. • З абезпечення національних інтересів через розвиток національної ринкової, технічної та ділової інфраструктури, місцевих екосистем та людського капіталу; налагодження взаємовигідних міжнародних партнерських відносини з чітким та прозорим обміном інформацією щодо ризиків та переваг. •А кцент на синергії через розуміння та належне врахування операційних витрат, економія внаслідок масштабу, обсягу та кваліфікації; посилення переваг вертикальної інтеграції в межах групи.

2018

ОПЕРАЦІЙНА ДІЯЛЬНІСТЬ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2018

Андрій Фаворов

ДИВІЗІОН «ІНТЕГРОВАНИЙ ГАЗОВИЙ БІЗНЕС» Основні результати: •Н айбільший за розміром бізнес групи Нафтогаз (42,3% консолідованих доходів у 2018 році). •В идобуток українського газу Укргазвидобуванням (який зріс на 1,3% до 25-річного максимуму в 2018 році - майже 15,5 млрд куб. м) є основним джерелом надходження газу в цьому сегменті. •О бсяг продажу регіональним газопостачальним компаніям для потреб населення у 2018 році склав 10,4 млрд куб. м. Пряме постачання побутовим споживачам сягнуло 0,2 млрд куб. м. •О бсяг продажу підприємствам ТКЕ, що постачають тепло для населення, склав 4,8 млрд куб. м у 2018 році (на 4,6% більше рівня 2017 року). Джерелами газу для цього сегменту є як імпорт, так і внутрішній видобуток підприємствами групи.

Дивізіон Газ створений, щоб інтегрувати всі бізнеси, пов’язані з видобутком і реалізацією газу, значно підвищити ефективність кожного з них та досягти синергії. Ми сконцентруємося саме на управлінні газовидобувними активами, трейдингу та рітейлі. Натомість послуги, що виходять за це поле, як от будівництво свердловин, під’їзних доріг та газопроводів, будемо замовляти у внутрішнього підрядника – дивізіону «Технічне забезпечення». Такий підхід має кілька переваг. Наприклад, ми більше не будемо вимірювати ефективність газового бізнесу кількістю пробурених метрів чи свердловин. Як і провідні світові компанії, триматимемо фокус на значно важливішому – дохідності бізнесу, його вигідності для акціонера.

• У 2018 році постачальники газу за ПСО продовжували накопичувати борги перед Нафтогазом. Заборгованість склала 57,8 млрд грн станом на кінець року. Заборгованість підприємств ТКЕ перед Нафтогазом за газ, що постачався для потреб населення, дорівнює 20,4 млрд грн, регіональних газопостачальних компаній для потреб населення – 30,3 млрд грн. Ще 7,1 млрд грн боргу накопичили інші споживачі в рамках ПСО. • У 2018 році прибуток на інвестований капітал (ROIC) у цьому бізнесі був майже утричі нижчим за деноміновану в гривнях очікувану вартість капіталу (6,9% порівняно з 18,9%). Цей розрив свідчить про те, що нинішня бізнес модель не дозволяє розкрити потенціал створення додаткової цінності для акціонера компанії.

Наразі наглядова рада Нафтогазу погодила стратегію розвитку дивізіону Газ за низкою напрямків. При її успішній реалізації в п’ятирічній перспективі оціночна вартість нашого дивізіону може зрости до 14 млрд дол. Що необхідно для досягнення такої мети? По-перше, маємо забезпечувати видобуток. Враховуючи виснаженість родовищ на 80-85% та природне падіння видобутку на 1,2-1,5 млрд куб. м щороку, це буде непросто. Нафтогаз володіє великим обсягом геологічної інформації, але вона потребує суттєвого оновлення - плануємо інвестувати у сейсморозвідку, щоб рішення про буріння ухвалювати на базі якнайкращого аналітичного обґрунтування. Маємо забезпечити максимально інтенсивну та ефективну розробку

існуючих родовищ. Однак для прориву у видобутку газу знадобиться ще більше – нові ліцензії, їх швидке і якісне освоєння. Це вимагає співпраці з найкращими сервісними компаніями світу, залучення сучасних технологій і, безумовно, дуже значних капіталовкладень. Ми вже розпочали укладення PEС-контрактів (production enhancement contract), які дозволять залучати інвесторів в інтенсифікацію видобутку газу. Група Нафтогаз відкрита для діалогу про створення партнерств і за іншими напрямками з усіма компаніями, які мають бездоганну репутацію в сфері технологій та виробництва. Ціллю, не менш важливою за видобуток газу, є налагодження прозорих та ефективних каналів його реалізації. Тут є дві складові – біржова торгівля та рітейл.

До складу дивізіону увійшли такі бізнес-одиниці: • АТ «Укргазвидобування» (за винятком підрозділів, що здійснюють діяльність з переробки та роздрібної реалізації нафтопродуктів, а також сервісних підрозділів УГВ); • ДК «Газ України»; • ТОВ «Газопостачальна компанія «Нафтогаз України»; • ТОВ «Газопостачальна компанія «Нафтогаз Трейдинг»; • ТОВ «Газопостачальна компанія «Нафтогаз Тепло»; • Naftogaz Trading Europe AG; • ДП «Центргаз» ВАТ «Кіровоградгаз»; • підрозділи НАК «Нафтогаз України»: департамент балансів газу, диспетчеризації, метрології та обліку газу; департамент реалізації газу; управління імпорту газу та митного оформлення; управління трейдингу газу.

Зрозуміла та ліквідна біржа важлива як для нас, так і для споживачів газу – саме вона дає впевненість в дійсно ринковому, а не регульованому ціноутворенні. Наразі в Україні функціонує кілька торгових майданчиків, група Нафтогаз має успішний досвід реалізації нафтопродуктів на одному з них. Найближчим часом дивізіон Газ також розпочне купівлю-продаж природного газу на цьому майданчику. Завдання на 2019 рік – налагодити всі необхідні при біржовій торгівлі механізми, процеси та процедури. Наступний крок – це впровадження власного біржового майданчика. Крім того, перед нами стоїть завдання виходу на роздрібний ринок по всій країні. Це важливо, оскільки на сьогодні ми видобуваємо, імпортуємо газ, а реалізацією цього газу в рамках спеціальних обов’язків займаються

Андрій Фаворов Директор дивізіону «Інтегрований газовий бізнес»

здебільшого посередники. Рівень розрахунків цих посередників є недостатнім, і це нас не задовольняє. Ми збільшуємо наші потужності з обслуговування кінцевих споживачів, а також розробляємо нові рішення для ринку. Наша мета – пропонувати не просто надійне постачання газу, а цікавий гнучкий продукт, якісний та зручний сервіс. Що б ми не робили, незмінний та ключовий пріоритет – це безпека. Маємо впровадити суворі стандарти охорони здоров‘я, безпечної роботи та захисту навколишнього середовища. Серед пріоритетів також професійне зростання наших співробітників, навчання їх роботі на сучасному обладнанні та за новими методиками, всебічний розвиток персоналу. У всіх окреслених напрямках в Україні нас чекає роль, по суті, інноваторів та

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

2018

ОПЕРАЦІЙНА ДІЯЛЬНІСТЬ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2018

СТРУКТУРА ДИВІЗІОНУ «ІНТЕГРОВАНИЙ ГАЗОВИЙ БІЗНЕС» Організаційна структура дивізіону «Інтегрований газовий бізнес» Розвідка

Видобуток

Транспортування

Імпорт

Зберігання

Видобуток, імпорт і продаж газу облгазам для постачання населенню та пряме постачання населенню Видобуток, імпорт і продаж газу ТКЕ для потреб населення

Оптовий продаж газу

Розподіл

Постачання

Газопостачаьна компанія Нафтогаз України

Укргазвидобування

Нафтогаз України

Нафтогаз трейдинг

Naftogaz Trading Europe

Видобуток, імпорт і постачання газу іншим споживачам за ПСО

Кіровоградгаз

Нафтогаз тепло

Імпорт і постачання газу іншим споживачам поза ПСО Видобуток нафти і конденсату

Укргазвидобування

Дивізіон «Інтегрований газовий бізнес»

Не застосовується

Структура та загальна характеристика дивізіону «Інтегрований газовий бізнес» Дивізіон Газ включає всі види діяльності групи Нафтогаз, пов'язані з розвідкою та видобутком власного природного газу та рідких вуглеводнів, їхнім імпортом, продажем, торгівлею, постачанням та розподілом. Головне завдання дивізіону Газ – об'єднати і підвищити ефективність усіх видів діяльності, пов'язаних з газом: від видобутку та імпорту газу до його постачання кінцевому споживачу. Основна увага дивізіону Газ зосереджена на таких видах діяльності у газовому бізнесі: 1) у сфері розвідки та видобутку газу – забезпечення зростання та комерціалізацію резервної бази вуглеводнів групи Нафтогаз шляхом ефективного управління власним портфелем спецдозволів, розширення власних можливостей управління геологічними роботами та розробкою родовищ, а також вивчення варіантів партнерства для зниження ризиків та прискорення розробки родовищ; 2) у сфері транспортування та зберігання газу – ефективна співпраця

з дивізіоном «Транспортування та зберігання природного газу» групи Нафтогаз з метою гарантування безпеки постачання, водночас оптимізуючи вкладення оборотних коштів у запаси природного газу;

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

29 554

СУМСЬКА

0,6

ЛЬВІВСЬКА

144

6 261

8 003

ЗАКАРПАТСЬКА

2 ЧЕРНІВЕЦЬКА

Всього

15 497

млн куб. м

Нафта та газовий конденсат, млн т

Природний газ (млн барелів нафтового еквіваленту)*

Нафта та газовий конденсат (млн барелів)*

Нафтогаз** доведені розроблені

доведені нерозроблені

ймовірні

видобуток вуглеводнів приріст запасів вуглеводнів Запаси станом на 31.12.2018 Ресурси станом на 01.01.2018 ресурси в зоні АТО та анексовані Ресурси станом на 01.01.2016 (без АТО і анексованих територій) Укргазвидобування доведені розроблені доведені нерозроблені ймовірні видобуток з 1.07.2017 до 31.12.2018 р. (2) приріст запасів вуглеводнів у 2017 і 2018 р.(1) Запаси станом на 31.12.2018 Ресурси станом на 30.06.2018 (3)

34,96 34,96 -

1,31 1,31 -

209,73 209,73 -

9,52 9,52 -

201,73 17,34 28,87 23,27 31,63 256,29 25,84

4,03 1,09 1,49 0,68 1,96 7,9

1 210,37 104,06 173,19 139,62 189,76 1 537,16 155,06

36,40 10,27 11,53 5,94 14,25 66,51

Укрнафта доведені розроблені доведені нерозроблені ймовірні видобуток з 01.07.2016 до 31.12.2018 (2) приріст запасів вуглеводнів з 01.07.2016 до 31.12.2018 Запаси станом на 31.12.2018 Ресурси станом на 01.01.2018 (4)

14,52 7,50 10,72 2,84 29,90 17,12

14,48 9,66 16,28 3,58 36,83 20,63

87,10 45,00 64,34 17,01 179,43 102,74

105,42 72,96 121,37 21,49 278,25 150,19

0,27 0,12 0,06 0,03 0,44 0,37

0,40 0,14 0,16 0,07 0,63 1,15

1,65 0,73 0,39 0,15 2,62 2,20

2,91 1,06 1,17 0,52 4,62 8,42

216,52 24,97 39,65 26,13 31,63 286,63 43,33

18,91 10,89 17,93 4,33 1,96 45,36 21,78

1 299,12 149,79 237,92 156,78 189,76 1719,21 256,41

144,72 84,29 134,06 27,95 14,25 349,38 158,55

ДНІПРОПЕТРОВСЬКА

431

доведені розроблені (5) доведені нерозроблені (5) ймовірні видобуток вуглеводнів з 1.04.18 до 31.12.18 (2) приріст запасів вуглеводнів Запаси станом на 31.12.2018 Ресурси станом на 01.01.2018 Група доведені розроблені доведені нерозроблені ймовірні видобуток вуглеводнів (2) приріст запасів вуглеводнів (2) Запаси станом на 31.12.2018 Ресурси станом на 31.12.2018

Джерела: А удит запасів вуглеводнів Укргазвидобування, виконаний компанією Miller and Lents станом на 30.06.2017. Аудит запасів, виручки та умовних ресурсів на деяких родовищах

ПОЛТАВСЬКА ХАРКІВСЬКА ІВАНО-ФРАНКІВСЬКА

Природний газ, млрд куб. м

Єгипет

Географічний розподіл видобутку газу Укргазвидобуванням у 2018 році

ВОЛИНСЬКА

ЗАПАСИ ТА РЕСУРСИ ВУГЛЕВОДНІВ ГРУПИ НАФТОГАЗ

50 ЛУГАНСЬКА

1 ДОНЕЦЬКА

Укрнафти станом на 1.06.2016 підготовлений компанією DeGolyer & MacNaughton. Аудит запасів вуглеводнів групи Нафтогаз в Арабській Республіці Єгипет та додатковий звіт щодо оцінки позабалансових (contingent) та перспективних ресурсів станом на 31.04.2018, виконаний компанією Ryder Scott. Аудит запасів групи з оцінкою перспективних ресурсів Нафтогаз станом на 31.12.2014, виконаний компанією Ryder Scott. * Для переведення обсягів нафти і газового конденсату в барелі використано коефіцієнти відповідно до даних аудиту та їх фізичних властивостей: для нафтових родовищ в АР Єгипет використано коефіцієнт 7,33 бар/т; для легких рідких вуглеводнів (здебільшого конденсат) родовищ Укргазвидобування коефіцієнт варіює в межах від 7,75 до 9,4 бар/т (ср. 8.8 бар/т); для Укрнафти коефіцієнти варіюють в межах від 7,22 до 7,42 бар/т для нафти та від 8,07 до 8,61 бар/т для конденсату; у разі відсутності уточнених аудійованих коефіцієнтів, використовувався коефіцієнт 7,28 бар/т. Для конвертації обсягів природного газу в нафтовий еквівалент використано коефіцієнти 1 бар н.е. = 167 куб. м. ** У 2017 році Держгеонадра анулювали спеціальні дозволи на користування надрами та право Нафтогазу на розробку на Будищансько-Чутівській, Оболонській та Писарівській площах, а ліцензійні ділянки, що знаходяться в зоні АТО та акваторіях Чорного та Азовського морів є експропрійованими, у зв’язку з цим ресурси вуглеводнів станом на 31.12.18 по компанії Нафтогаз дорівнюють нулю. (1) - приріст запасів вуглеводнів Укргазвидобування є не аудійованим за SPE PRMS та є оцінкою компанії відповідно до української класифікації (аудит очікується 05-06.2019); (2) - відображено кумулятивні дані видобутку Укргазвидобування з моменту останнього аудиту запасів і ресурсів до 31.12.2018; (3) – обсяги рідких вуглеводнів перспективних ресурсів Укргазвидобування конвертовані в еквівалент обсягів газу, використовуючи постійний коефіцієнт 6 тис. куб. фт/барель н.е. (4) – позабалансові ресурси Укрнафти (Contingent resources) з невизначеною вірогідністю комерціалізації, і застосування ризик-коефіцієнтів не зрівняють цю вірогідність із класом видобувних запасів; (5) – підтверджені обсяги комерційних видобувних запасів вуглеводнів в АР Єгипет містять обсяги вуглеводнів, класифіковані як умовні ресурси (2С Contingent resources, відповідно до SPE PRMS), в зв’язку з відсутністю довгострокового проекту розробки родовищ, затвердженого акціонерами.

Джерело: Укргазвидобування

КАРТА РОДОВИЩ УКРГАЗВИДОБУВАННЯ,

2,3

СХІДНИЙ НАФТОГАЗОНОСНИЙ РЕГІОН

обсяг видобутку з яких складає понад 2/3 загального видобутку

1,1

Видобуток за 2018 рік, млрд куб. м Запаси станом на 31.12.20182 , млрд куб. м. % виснаження родовища Ділянки, на які отримано спеціальні дозволи впродовж 2014-2018 років Крайові розломи Дніпровсько-Донецької западини

57,4

51%

8,5

0,2

51%

65%

СУМСЬКА ОБЛАСТЬ

Динаміка видачі ліцензій на геологічне вивчення та ДПР x 2,8

x 1,3

x 3,6

10,8

19%

9 8

11,0

7,4

2013 УГВ

2014 Прива тні компанії

2015

2016

2017

Співвідношення видачі кількості ліцензій

8,8

3,3 Хідновицьке ГР

17,9 0,3

52%

85%

0,5

Котелевське ГКР1

3,1

Свидницьке ГР

0,06 37% 5,3 Летнянське ГКР

44% 0,4 16,2 67%

Березівське ГКР1

0,6 68%

ХАРКІВСЬКА ОБЛАСТЬ

35,5

91%

Машівське ГКР

6,6

Зах.-Хрестищенське ГКР

0,09 4,0

Юліївське НГКР

0,4 78%

ПОЛТАВСЬКА ОБЛАСТЬ

ЛЬВІВСЬКА ОБЛАСТЬ

75%

4,6 75%

64%

Комишнянське ГКР1

0,08

2018

85% 0,9 0,2 18,8

53,0

63%

Яблунівське НГКР1

0,06

-3

0,9

0,4

0,3

ЗАХІДНИЙ НАФТОГАЗОНОСНИЙ РЕГІОН

-5

Куличихинське НГКР

Тимофіївське НГКР

0,2

86%

0,8

2,0

106,1

91%

Мелихівське Медведівське ГКР ГКР Єфремівське ГКР

Шебелинське ГКР

Кегичівське ГКР Більче-Волицьке ГР

Кобзівське ГКР

0,1 4,8

Володіючи ≈39% ліцензій на видобуток вуглеводнів, УГВ забезпечує 75% видобутку УГВ отримало усього 15% 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

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

2018

ОПЕРАЦІЙНА ДІЯЛЬНІСТЬ

Окрім діяльності, пов'язаної з газом, дивізіон Газ включає видобуток нафти та конденсату Укргазвидобуванням (конденсат передається до дивізіону «Нафта» за внутрішньогруповими цінами).

РІЧНИЙ ЗВІТ 2018

Основною метою дивізіону Газ є створення цінності для споживачів. Він делегує виконання всіх своїх капітальних проектів дивізіону «Технічне забезпечення» (далі – Технічний дивізіон). Технічний

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

Ключові стратегічні завдання та ініціативи дивізіону «Інтегрований газовий бізнес» Сьогодні керівництво групи Нафтогаз та дивізіону Газ бачить низку пріоритетних завдань, на яких необхідно зосередити зусилля, щоб закласти фундамент сталого розвитку: 1) Збільшити обсяги діяльності у сфері розвідки та видобутку газу завдяки модернізації та стратегічному партнерству. 2) Створити надійну та гнучку організаційну структуру дивізіону Газ, яка збільшить швидкість прийняття рішень.

Умови стратегічного партнерства дивізіону «Інтегрований газовий бізнес»

Дорозробка старих родовищ

Цілі Нафтогазу

Умови партнерства

• Максимальне збільшення цінності резервів

• Вимоги до партнера – підтверджений досвід роботи у

вичерпаних родовищ

• Оптимізація витрат та збільшення рентабельності

3) Розбудувати роздрібний бізнес групи Нафтогаз. 4) Створити додатковий «страховий» газовий резерв обсягом 3 млрд куб. м газу на випадок можливого нульового транзиту та збоїв в імпорті в 2020 році. 5) Отримати компенсацію за виконання спеціальних обов'язків (ПСО), покладених Постановою Кабінетом Міністрів України № 867 від 19 жовтня 2018 року.

• Комерціалізація запасів газу в щільних 2

Нетрадиційні ресурси

породах, які належать Нафтогазу та Україні

• Підвищення ефективності • Розбудова технологічних потужностей

цій сфері, висока операційна ефективність, прагнення здійснювати інвестиції

• Тип контракту – контракт на інтенсифікацію видобутку

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

• Тип контракту – інтегроване управління проектами

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

Дивізіон Газ планує зосередитися на розвитку своїх можливостей в сфері геологорозвідувальних робіт та розробки родовищ, а також на підготовці до повної диджиталізації всіх видів діяльності групи Нафтогаз у сфері розвідки та видобутку газу. Деякі з основних проектів модернізації та диджиталізації: 1) завершення масштабної програми 3D сейсміки для всього портфеля старих родовищ; 2) перехід на міжнародні стандарти в оцінюванні та управлінні резер вами; 3) cпорудження сучасного керносховища та кернової лабораторії; 4) побудова динамічних 3D моделей для всіх старих родовищ Укргазвидобування; 5) розвиток технічних можливостей для видобутку газу зі щільних порід. Дивізіон Газ планує активно використовувати та поглиблювати можливості

інвестицій у розвиток ресурсної бази

Досягнення групи Нафтогаз у 2016-2018 роках Геологія та геофізика

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

Видобуток

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

• Взяття на себе певних ризиків та здійснення

+970 млн куб. м (+6,7%) річного зростання видобутку з 2015 року +5,35 млрд куб. м – компенсація природного падіння видобутку з 2015 року 9-річний рекорд добового видобутку – 43,9 млн куб. м у 2018 році

+38,6 млрд куб. м – нарощення ресурсної бази з 2015 року в 3,6 разів збільшено обсяги сейсморозвідувальних робіт за методикою 3D з 2015 року (2 894 кв. км упродовж 2016-2018 років) 8 нових родовищ відкрито в 2016-2018 роках

Валовий видобуток УГВ у 2015-2018 роках 15,8 15,6

15,3

15,4

15,5

15,2 15,0 14,8 14,6

14,5

14,6

14,4 14,2 14,0 13,8 2015

2016

2017

2018

Джерело: Укргазвидобування

партнерства для розвитку свого існуючого портфеля родовищ, а також у випадку придбання нових ліцензій. Один з перших кроків у цьому напрямку, який дивізіон Газ планує здійснити, – це започаткувати партнерство з

Розвідка нових родовищ

• Забезпечення сталого зростання видобутку шляхом розробки нових родовищ

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

• Тип контракту – угода про розподіл продукції

• Оптимізація капітальних витрат

Завдання №2: С творити надійну та гнучку організаційну структуру дивізіону Газ

Джерело: Укргазвидобування

млрд куб. м

Група Нафтогаз (силами Укргазвидобування) вкладає значні зусилля та ресурси у розвиток національної резервної бази та внутрішній видобуток вуглеводнів. За останні три роки було досягнуто істотних результатів.

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

До початку трансформації управління в групі Нафтогаз здійснювалося за окремим юридичними особами. Суть організаційної трансформації дивізіону Газ полягає у дотриманні прийнятої передової практики та впровадженні раціоналізованої організаційної структури і оновлених процесів, а також у перегляді організаційної структури активів у сфері розвідки та видобутку газу. Організаційна структура у сфері розвідки та видобутку газу. В основу організаційної структури у розвідці та видобутку вуглеводнів будуть покладені відповідні активи (asset-based organizational structure) із забезпеченням, з одного боку, більшої особистої відповідальності та підзвітності керівників за напрямами та, з іншого боку, із необхідною координацією цілей та інтеграцією цих напрямів. Керівники таких організаційних підрозділів матимуть високий ступінь автономії у прийнятті рішень щодо управ-

ління портфелем переданих активів і конкуруватимуть за фінансування своїх проектів. Нова організаційна модель передбачає передачу більшої частини відповідальності на рівень менеджерів активів, які: • з дійснюватимуть керівництво всіма діючими газовими та нафтовими родовищами у межах певного географічного регіону; •н естимуть відповідальність за видобуток, витрати, прибуток і безпеку свого активу; • ї хня відповідальність буде відображена в їх цільових показниках; • у хвалюватимуть остаточні рішення стосовно всіх видів діяльності щодо свого активу. Основними перевагами нової організаційної структури буде більша відповідальність менеджерів за рентабельне використання активів, а також більш гнучка організаційна структура завдяки ухваленню рішень на нижчому рівні, зокрема, щодо якості даних та управління ресурсами.

Організаційна структура у сфері реалізації газу. В цій сфері організаційна трансформація передбачає створення класичної організаційної структури, яка займається торговельною діяльністю з розподілом на відділення Front Office, Middle Office і Back Office. Трансформація буде спрямована насамперед на посилення уніфікованого процесу прийняття рішень на основі портфеля для операцій імпорту та торгівлі, створення сильного аналітичного центру для підтримки прийняття рішень за всіми напрямами, що належать до компетенції дивізіону Газ і групи Нафтогаз загалом, та розбудова системи управління і контролю за трансакціями. Одночасно з організаційними змінами в дивізіоні Газ буде запроваджено автоматизовану систему торгівлі енергоресурсами та управління ризиками (ETRM) для ціноутворення, управління портфелем, ризиками та торговельною діяльністю.

2018

ОПЕРАЦІЙНА ДІЯЛЬНІСТЬ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2018

Завдання №3: Р озбудувати роздрібний бізнес групи Нафтогаз Сьогодні роздрібний бізнес Нафтогазу – це близько 0,3 мільйона клієнтів, переважно у Кіровоградській області. Постачання газу до решти домогосподарств здійснюється через регіональних постачальників за зобов'язанням ПСО, що призводить до двох серйозних негативних наслідків для групи Нафтогаз: 1) група Нафтогаз не отримує своєчасно і в повному обсязі оплату за обсяг природного газу, який вона продає облгаззбутам, не маючи достатньо можливостей для контролю та впливу на платіжну дисципліну кінцевого споживача;

2) група Нафтогаз не в змозі здійснювати моніторинг та запобігати можливому перепродажу газу, що буде отриманий в рамках режиму ПСО, комерційним споживачам. Водночас облгаззбути заробляють гарантовану маржу 2,5% на постачанні газу населенню. Вихід групи Нафтогаз на пряме постачання газу населенню має на меті забезпечити плавний перехід до умов, що складуться після скасування дії ПСО в травні 2020 року, та запобігання

потенційним порушенням газопостачання. Незважаючи на те, що сьогодні діяльність Нафтогазу у сфері роздрібної торгівлі газом обмежена, Нафтогаз переконаний, що він може використати свої переваги, а саме розгалужену мережу та партнерські можливості, для швидкого нарощування своєї присутності на роздрібному ринку, пропонуючи роздрібним клієнтам привабливі послуги за прийнятну вартість.

Завдання №4: С творити додатковий резерв газу обсягом 3 млрд куб. м, щоб зменшити ризики у випадку можливого нульового транзиту та збоїв в імпорті в 2020 році Через очікування щодо нульового транзиту з Російської Федерації з 1 січня 2020 року, і, як наслідок, потенційні збої в імпорті газу в Україну,

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

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

Завдання №5: О тримати компенсацію за виконання спеціальних обов'язків (ПСО) Станом на 31 грудня 2018 року група Нафтогаз з 2015 року накопичила збитки від своєї діяльності за ПСО у розмірі 114 млрд грн (до оподаткування).

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

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

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

2018

ОПЕРАЦІЙНА ДІЯЛЬНІСТЬ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2018

Микола Гавриленко

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

операційний прибуток на інвестований капітал в дивізіоні Нафта значною мірою впливають показники внутрішнього транспортування нафти, які є

результатом тривалої і критично низької завантаженості нафтотранспортної інфраструктури та неоптимальної структури тарифу.

Основні завдання, які стоять перед дивізіоном, – підвищення цінності активів і збільшення прибутку

Основні результати сегменту транспортування нафти у 2018 році: • 13,3 млн т транзиту, що на 4,3% менше порівняно з попереднім роком. • Обсяги транспортування нафти до українських НПЗ збільшились на 0,2% до 2,1 млн т. •В ідновлено роботу ділянки нафтопроводу Одеса-Кременчук та першої черги нафтопроводу Мозир-Броди.

• Обсяги транспортування СВГ зросли майже вдвічі – до 295 тис. т порівняно з попереднім роком. • Прибуток на інвестований капітал (ROIC) у сегменті транспортування нафти був на рівні 2% проти 15,1% деномінованої в гривні вартості капіталу.

Основні результати сегменту переробки нафти та продажу нафтопродуктів у 2018 році: •О бсяги переробки на Шебелинському газопереробному заводі склали 454 тис. т, що на 8% менше, ніж у 2017 році. •Б ільше 85% пального було продано через оптові канали.

Матрична форма управління – це поширена форма сучасного управління бізнес-активами. Упродовж 20 років всі підприємства групи Нафтогаз керувалися в режимі юридичних осіб, коли кожне підприємство існувало у власному замкненому виробничому циклі і не мало змоги робити глибоку оцінку потенціалу оптимізації виробничих бізнес-процесів. Позитивним результатом трансформації системи я вважаю те, що в процесі транс формації з'являється зовсім інший підхід до аналізу виробничої діяльності. До дивізіону Нафта увійшли активи, які пов'язані з транспортуванням нафти і нафтопродуктів, а також виробництвом і реалізацією нафтопродуктів. Це Укртранснафта (оператор системи магістральних нафтопроводів), Укравтогаз (виробництво компримованого природного газу (CNG) та його реалізація через мережу заправних станцій), Укрспецтрансгаз, який надає послуги з перевезення скрапленого вуглеводневого газу (LPG) залізничними вагонами-цистернами, а також два структурні підрозділи Укргазвидобування (УГВ): департамент реалізації та філія управління з переробки газу та газового конденсату.

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

Основні завдання, які стоять перед дивізіоном, – підвищення цінності активів і збільшення прибутку. Відповідно до методу, який було застосовано для оцінки поточного стану справ, ми розробили програму розвитку активів, що увійшли до складу дивізіону. Ця програма включає як управлінські рішення, так і капітальні інвестиції. Йдеться про те, що дивізіон Нафта має наростити як величину операційного прибутку, так і вартість активів. Відповідно до бізнес-плану, запланована на трирічний період інвестиційна програма дозволить підвищити вартість активів або бізнесу, який знаходиться в управлінні дивізіону, більш ніж на 500 млн доларів. Основні інвестиції спрямовані на будівництво заводу з виробництва скрапленого газу в Хрестищах. Це наш пріоритетний бізнес-проект зі строком окупності від 2,5 до 3 років. Обсяг інвестицій становитиме близько 100 млн доларів, а проектна потужність – 100-120 тис. т на рік. Наступний інвестпроект – модернізація Шебелинського газопереробного заво-

ду, що має на меті підвищення прибутковості виробництва. Передбачається, що більшість інвестиційної діяльності буде фінансуватись за рахунок дивізіону, а два проекти, що входять до бізнес-плану, – за рахунок кредитування. Загалом на наступні три роки запланована досить серйозна інвестиційна програма, спрямована на модернізацію виробничих об'єктів, які входять до нафтотранспортної системи, а також на автоматизацію бізнес-процесів. Від її реалізації ми очікуємо скорочення операційних витрат і поліпшення прогнозування роботи системи. Наприклад, протягом останніх 30 років експлуатації нафтопроводів існував регламент проведення ремонтних робіт, відповідно до якого ремонти проводилися не за потребою, а за графіком, що вимагало значних і не завжди обґрунтованих інвестицій. Ми майже закінчили модернізацію лінійної частини магістрального нафтопроводу і за два роки плануємо завершити проект автоматизації як лінійної, так і станційної частини, що дозволить в майбутньому проводити

Микола Гавриленко Директор з управління дивізіоном «Нафта»

всі регламентні роботи, виходячи з поточного стану лінійної частини. Це скоротить як наші операційні витрати, так і капітальні інвестиції, які склали за попередні три роки близько 1,5 млрд грн. Програма модернізації також передбачає оптимізацію чисельності персоналу, оскільки для такої компанії, як Укртранснафта, видатки на фонд оплати праці знаходяться на першому місці в собівартості робіт та послуг. Звичайно, кваліфікований персонал зазнає мінімального скорочення. Частину інвестицій дивізіону буде спрямовано на підготовку до участі в програмі створення стабілізаційного запасу нафти та нафтопродуктів. Очікується, що до 2022 року в стабілізаційному фонді буде сконцентровано 500-600 тис. т нафти і 1,5 млн т світлих нафтопродуктів. За логікою оператором, який буде відповідати за створення стабілізаційного запасу нафти буде Уктранснафта, оскільки вона – єдиний ліцензіат, який може транспортувати нафту. Ми сьогодні модернізуємо всі наші об'єкти для того, щоб вони могли брати участь в цій програмі. Модернізація резервуарного парку зберігання нафтопродуктів, обсяг якого близько 700 тис. т, дозволить розглядати всю систему, як учасника цієї програми. В рамках законопроекту «Про створення та зберігання мінімальних запасів нафти та нафтопродуктів» передбачається, що компанії, яка буде забезпечувати зберігання нафти і нафтопродуктів

Ринок транспортування нафти є одним з найбільш консервативних. Він пов'язаний виключно з місцем видобутку нафти і місцем її переробки відповідно до цієї стратегії, будуть компенсувати витрати на зберігання. Ми їх прорахували, подали відповідну пропозицію. Сьогодні найбільші за обсягами грошові надходження дивізіон отримує від трейдингу газового конденсату і скрапленого газу (LPG) – це близько 7 млрд грн на рік. Наступним за масштабом джерелом фінансових надходжень є транспортування нафти – близько 5 млрд грн. Зараз працюють чотири маршрути: транзит на Західну Європу через Україну, транспортування азербайджанської нафти з Одеси на Кременчуцький НПЗ, транспортування нафти українського видобутку з полтавських родовищ до Кременчуцького НПЗ

і Західної України (близько 350 тис. т). На даний час в Україні працює один Кременчуцький НПЗ і, скоріш за все, в найближчі 5-7 років інші НПЗ не запустяться. Значні потужності системи магістральних нафтопроводів України на даний момент не використовуються. Ми експлуатуємо систему нафтопроводів «Дружба» в абсолютно стабільному режимі. Проектні показники цієї системи становлять близько 17 млн т по одній нитці, а їх там дві. Відповідно, ми можемо забезпечити прокачування до 30 млн т нафти на рік. Натомість, обсяг транзиту нафти у 2018 році становив лише 13,3 млн т. Цей обсяг зумовлений виключно потребою трьох європейських нафтопереробних заводів, розташованих в Чехії, Угорщині та Словаччині, які споживають російську нафту сорту Urals. Протягом останніх трьох років спостерігається тенденція диверсифікації поставок нафти на ці заводи і ми втратили за цей період близько 1,5 млн т транзиту. Це пов’язано з тим, що європейські компанії поступово переходять на інші сорти нафти. Ринок транспортування нафти – один з найбільш консервативних ринків. Він пов'язаний виключно з місцем видобутку нафти і місцем її переробки. Переробні потужності теж досить консервативні. Вони будувались, виходячи з якості нафти. Тому на найближчі 10 років ми розраховуємо досить стабільну перспективу з прогнозованими обсягами транспортування на рівні 12-13 млн т.

2018

ОПЕРАЦІЙНА ДІЯЛЬНІСТЬ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2018

СТРУКТУРА ДИВІЗІОНУ «НАФТА» Дивізіон Нафта включає всі види діяльності групи Нафтогаз, пов’язані з імпортом/експортом, транспортуванням, продажем, постачанням нафти, переробки газу та газового конденсату, нафтопродуктів, нафтохімії, компонентів та супутніх послуг групи Нафтогаз. Дивізіон Нафта включає в себе Укртранснафту, підрозділи, що здійснюють комерційну діяльність Укргазвидобування у частині переробки газу та газового конденсату, транспортування скрапленого газу Укрспецтрансгазом та роздрібний продаж стисненого газу Укравтогазом.

Дивізіон Нафта консолідує діяльність групи Нафтогаз у сфері транспортування, зберігання та розподілу і продажу нафти та нафторподуктів – це, зокрема, забезпечує комплексний підхід до розробки портфеля паливних продуктів Нафтогазу та вибору структури каналів збуту. Дивізіон Нафта у ланцюжку створення цінності в нафтопаливному бізнесі зосереджується на наступному: 1) у сегменті транспортування нафти основним завданням дивізіону є забезпечення безпеки постачання та технічного обслуговування нафтотранспортної інфраструктури для транзиту та транспортування нафти, а також здійснення управління най-

більшим парком залізничних цистерн для транспортування скрапленого газу (LPG); 2) у сегменті переробки та продажу нафтопродуктів та CNG основна увага дивізіону Нафта зосереджена на ефективності та портфелі власної діяльності з переробки та оптимізації власних каналів продажу, включно з мережею газозаправних станцій. Подібно до дивізіону газ, дивізіон Нафта делегує свою діяльність щодо реалізації капітальних проектів дивізіону «Технічне забезпечення», фокусуючись на розвитку бізнесу та операційній ефективності.

Організаційна структура дивізіону «Нафта» Розвідка

Видобування

Імпорт нафти

Оптовий продаж рідких вуглеводнів

Транспортування Зберігання нафти/пального нафти/пального

Транзит нафти

Укртранснафта*

Транспортування сирої нафти

Укртранснафта*

Транспортування скрапленого газу (LPG)

Закупівля і продаж нафтопродуктів

Продаж стисненого газу (CNG)

Оптовий Переробка продаж пального

Роздрібний продаж пального

Укрспецтрансгаз/ Укргазвидобування*

Укргазвидобування*

Укравтогаз

*Відповідні структурні підрозділи Укргазвидобування

Ключові стратегічні завдання та ініціативи дивізіону За всіма основними напрямками діяльності перед дивізіоном Нафта стоять складні виклики. У сегменті транспортування нафти це: • залежність від одного клієнта у транзитному бізнесі; • низька завантаженість внутрішньої нафтотранспортної системи за високої вартості технічного обслуговування активів та низького тарифу на внутрішнє транспортування. У сегменті переробки та продажу проблемами дивізіону є:

• нижчі за оптимальні масштаби переробки, застаріла і неефективна технологія переробки нафтопродуктів, яка призводить до неоптимального набору паливних продуктів, що випускаються, та їх високої вартості; • низька завантаженість та обмежені можливості для виробництва економічно доцільних рідких нафтопродуктів; • дефіцит каналів постачання сировини, можливостей для оптової торгівлі та слабка мережа роздрібного продажу.

Для вирішення цих завдань дивізіон Нафта зосередиться на таких цілях: 1) збереження транзиту нафти з одночасною мінімізацією втрат у внутрішньому транспортуванні; 2) модернізація та розширення потужності з переробки нафти з орієнтацією на продукти з високою доданою вартістю; 3) розвиток гуртової торгівлі нафтопродуктами; 4) оптимізація роздрібної мережі.

Завдання №1: З берегти транзит нафти і диверсифікувати канали постачання в сегменті переробки нафти Керівництво дивізіону Нафта докладає всіх зусиль для проведення переговорів та підписання угоди про транзит нафти (чинна угода закінчується наприкінці 2019 року) з компанією Транснефть. Збереження цієї угоди надзвичайно важливе для забезпечення діяльності групи за-

галом та збереження активів Укртранс нафти. І хоча транзит нафти залишиться прибутковим за умови підписання контракту на схожих умовах, нинішня структура нафтопереробки і споживання нафтопродуктів не залишає

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

Завдання №2: М одернізувати та розширити потужності з переробки нафти з орієнтацією на продукти з високою доданою вартістю Сучасні тенденції на ринку пального, які можуть вплинути на ефективність роботи та майбутнє сегменту продажу дивізіону Нафта: • падіння (хоча і з уповільненням) обсягів продажу бензину – і нещодавнє швидке зростання обсягів продажу скрапленого газу (LPG); • обмежене українське виробництво з домінуванням на ринку імпорту, переважно з Росії та Білорусі. Основні стратегічні ініціативи дивізіону Нафта: 1) модернізація Шебелинського ГПЗ: будівництво установки ізомеризації та гідроочищення та системи виробництва бензолу, що дозволить перейти від бензину типу А92 до А95 і досягти річного виробництва приблизно 30 тис. т бензолу порівняно з нинішніми збитковими піробензинами; 2) з більшення потужностей для виробництва скрапленого газу (LPG): враховуючи високу динаміку зростання попиту, сприятливу конкурентну позицію на ринку, а також виробництво Нафтогазом скрапленого газу з природного газу власного видобутку, дивізіон ініціює проект будівництва Хрестищенського заводу скрапленого газу потужністю ≈100 тис. т на рік.

Завдання №3: Розбудувати потенціал для здійснення діяльності з торгівлі нафтопродуктами На сьогоднішній день дивізіон Нафта відчуває недостатню ресурсну забезпеченість для отримання необхідної вуглеводневої сировини для постачання Шебелинського ГПЗ. Крім того, дивізіон продає понад 95% своїх паливних продуктів через гуртові канали. Розвиток оптового сегменту торгівлі рідкими вуглеводнями і пальним, а також використання існуючої та

Структура українського ринку пального за основними видами палива 9,6 млн т

9,6 млн т

23%

21%

14%

15%

16%

62%

63%

2015

2016

2017

8,6 млн т 24%

10,1 млн т 18% 18%

64%

2018 Бензин

LPG

ДП

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

Основні види пального за країнами постачання Структура поставок бензину на ринок України, млн т

2,5 13%

Литва

20%

2,1 12%

2,2 4% 8%

Росія

Білорусь

Україна

17%

27%

15%

12%

2,0

1,8

11%

14% 53%

45%

30%

24%

28%

33%

2015

2016

2017

2018

Укргазвидобування

13%

2014

Укрнафта

Інші

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

Структура поставок дизельного пального на ринок України, млн т 6,4діяльнонової інфраструктури морських терпідвищення рентабельності 7% 6,0 міналів для перевалки нових обсягів сті 5,9 з переробки та розподілу нафти 9% 7% пального стане важливим дивізіону Нафта. 5,4 чинником 5,4 12% 12%

жодної надії на вирішення проблеми прибутковості сегменту внутрішнього транспортування.

Литва Росія

9% 19%

15% 8% 24%

9% 20%

31%

43%

2018

Україна ОПЕРАЦІЙНА ДІЯЛЬНІСТЬ

Завдання №4: Оптимізувати роздрібну мережу Дві роздрібні мережі, що належать до сфери відповідальності дивізіону Наф та, протягом багатьох років працюють на неоптимальному рівні, причому у кожної з них для цього свої причини: • мережа роздрібної торгівлі Укргазвидобування була збитковою внаслідок використання маломасштабної монопродуктової моделі, низького рівня сервісу та невдалого розташування газозаправних станцій (за винятком станцій під новим брендом U.GO); • велика мережа автогазозаправних станцій (81 станція) постраждала внаслідок різкого скорочення ринку, невдалого розташування станцій, застарілого обладнання та тривалої безгосподарності. Сьогоднішня стратегія розвитку роздрібної торгівлі спрямована, у першу чергу, на її оптимізацію шляхом детального аналізу місць розташування, ретельної перевірки, запровадження заходів з підвищення операційної ефективності та оптимізації кількості станцій. Після такої зміни напрямку розвитку керівництво дивізіону розглядає можливість інвестування у будівництво 50 нових багатофункціональних автозаправних станцій.

28%

33%

2015

2016

2017

2018

15%

24%

8% 2014

Укргазвидобування

Укрнафта

Основні види пального за країнами постачання

Структура поставок дизельного пального на ринок України, млн т

5,4 12%

Литва

Росія

19%

Білорусь

47%

Україна

11%

5,4

12%

15%

Інші

6,4

6,0

5,9

РІЧНИЙ ЗВІТ 2018

9% 43%

31%

20%

24%

47%

40%

39%

2014

10%

2015

2016

10%

34%

2017

Укргазвидобування

2018 Укрнафта

Інші

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

Структура поставок LPG на ринок України, млн т

1,2 Литва

Білорусь

18%

Україна

18%

1,6 2%

15%

44%

49%

56%

27%

1,5

1,0

Росія

1,8

40%

1% 7%

21% 14%

19%

17%

15%

5% 9%

6% 7%

5% 6%

21%

16%

11%

10%

2014

2015

2016

2017

2018

Укргазвидобування

Укрнафта

Укртатнафта

Інші УКР

Інші

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

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

2018

ОПЕРАЦІЙНА ДІЯЛЬНІСТЬ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2018

Андрій Хоменко

ДИВІЗІОН «ТЕХНІЧНЕ ЗАБЕЗПЕЧЕННЯ» Структурування активів компанії у дивізіони вже кілька десятиліть є стандартом для найбільших нафтогазових компаній світу. Така структура довела свою ефективність перш за все в частині чіткого розмежування функцій та відповідальності. Одна з ключових ідей трансформації Нафтогазу – чітке визначення структур, бізнес-процесів та осіб, відповідальних за реалізацію стратегії і за фінальний результат по кожному з напрямків бізнесу. Технічний дивізіон забезпечення створювався як допоміжний, сервісний підрозділ, який візьме на себе відповідні бізнес-процеси і оптимізує їх реалізацію. Наприклад, зараз бюджети Нафтогазу, дочірніх компаній, бюджети закупівель, капітальних інвестицій та безпосередньо буріння недостатньо синхронізовані між собою, що створює ризики неоптимального використання ресурсів в одному підрозділі і невиконання виробничих планів в іншому. Для того щоб використовувати кошти максимально ефективно і зробити цей процес більш прозорим, група Нафтогаз вирішила централізувати управління виробничими бюджетами в структурі Технічного дивізіону забезпечення.

Мета – отримувати кращий результат за менші кошти Наш підрозділ буде здійснювати закупівлі в інтересах підприємств групи, а також капітальні інвестиції згідно затверджених планів. Ми прогнозуємо, що більшість закупівель (для Укртранс газу близько 100%, для Укргазвидобування близько 80%) будемо здійснювати через систему електронних закупівель ProZorro. Разом з цим ми ведемо переговори з представниками Великої четвірки світових нафтогазосервісних компаній – Schlumberger, Halliburton, Weatherford та Baker Hughes щодо можливостей прямих закупівель. Ці компанії знаходяться у сфері впливу дуже жорсткого антикорупційного законодавства США, тому ми оцінюємо ризики зловживань в операціях за їхньої участі як мінімальні. У сфері відповідальності дивізіону буде наукова діяльність, інжинірингові роботи, капітальне будівництво – від проектування до здачі в експлуатацію. Сьогодні ці функції розпорошені по більшості компаній, що входять до групи Нафтогаз. Наприклад, і в Укргазвидобуванні, і в Укртрансгазі є філії, які

займаються будівництвом. Вони будують дороги, об’єкти газової інфраструктури, газопроводи, компресорні станції та багато іншого. Всі ці компанії увійшли до складу дивізіону. Також, згідно рекомендацій міжнародних консультантів, дивізіон буде виконувати бурові роботи та роботи з гідророзриву пластів для компаній групи. Тим більше, що у складі групи Нафтогаз є власні внутрішні підрядники – філії Укрбургаз та УГВ-сервіс. Запланована кількість персоналу дивізіону – до 15 000 співробітників. Оптимізація кількості відбуватиметься з урахуванням низки пріоритетів – ефективності підрозділу, продуктивності праці фахівців та ін. Моя головна функція, як я її бачу, – централізувати розпорошені фінансові, виробничі, закупівельні функції та створити ефективну систему проектного управління. Вже зараз ми формуємо Project Management Office (PMO), який опікуватиметься цими питаннями. У тісній взаємодії з цим офісом буде працювати департамент капітальних проектів і капітального будівництва, який буде

Моє головне завдання в найближчій перспективі, як я його бачу, – централізувати розпорошені сервісні та закупівельні функції, а також створити ефективну систему управління проектами

підпорядковано мені, організаційно він буде знаходитись в Нафтогазі. Серед ключових завдань дивізіону на поточний рік: ● розробка стандартів і політик; ● перегляд та оптимізація оновленого плану капітальних інвестицій на 2019 рік; ● оптимізація процесів і плану закупівель на 2019 рік; ● впровадження функціональної структури дивізіону; ● впровадження системи проектного управління; ● розробка бізнес інтерфейсу і системи внутрішніх договорів. Я очікую, що необхідні організаційні заходи вдасться здійснити десь за півроку. Після цього має значно зрости ефективність використання коштів і ми

Андрій Хоменко Директор з управління дивізіоном «Технічне забезпечення» отримаємо вагому економію. Вже зараз ми оптимізуємо основні регламенти, у тому числі, з питань закупівель. Серед очікуваних результатів роботи дивізіону – покращення рівня виконання виробничих планів, забезпечення ефективних та своєчасних закупівель, зменшення рівня неліквідних складських запасів.

Кінцева мета розпочатої трансформації – збільшення рівня капіталізації групи Нафтогаз Мій особистий KPI буде такий самий як і у очільника дивізіону «Інтегрований газовий бізнес» Андрія Фа-

ворова – рівень видобутку. Все, що робитиме дивізіон, орієнтовано на одне – збільшення рівня видобутку при максимально ефективному використанні ресурсів. Дуже важливою задачею для нас є розробка так званих інтерфейсів та регламентів взаємодії між двома нашими дивізіонами, а також дивізіоном «Нафта». Ці регламенти мають забезпечити максимально ефективне співробітництво. Переконаний, якби дивізіонна структура була запроваджена п'ять років тому, ми б вже видобували 20 млрд кубометрів газу на рік. Головний ефект від перебудови системи управління я очікую у 2020-2021 роках.

Дивізіон «Технічне забезпечення»

Наукові дослідження та розробки (R&D)

Обслуговування нафтогазових родовищ (Oil & Gas field services)

Капітальні проекти (Capital projects)

Капітальне будівництво

Діагностика і капітальний ремонт

Закупівлі по капітальним проектам

• Капітальне будівництво та введення в експлуатацію

• Технічний моніторинг та діагностика обладнання

• Планування та виконання закупівель

• Капітальний ремонт, реконструкція та модернізація

• Профілактика неполадок та аварій

• Управління складами та запасами

• Технічне обслуговування та капітальний ремонт

• Розробка стратегічних рамкових угод

• Аварійно-відновлювальні роботи

• Закупівля товарів і послуг

Наукові дослідження та розробки

Проектування

Буріння та облаштування свердловин

Внутрішньосвердловинні роботи

• Розвиток технологій

• Підготовка проектної документації

• Бурові проекти «під ключ»

• Капітальний ремонт свердловин (КРС)

• Реалізація інноваційних проектів • Отримання патентів та ліценцій

• Оцінка вартості проекту та підготовка бюджету • Координація процесу державної експертизи

• Управління власним буровим флотом • Управління буровим флотом підрядника • Буровий супервайзинг • Комплексні закупівлі рішень по бурінню (в т.ч. внутрішні і зовнішні)

• Колтюбінг • Гідравлічний розрив пластів • Буріння бокових стовбурів свердловин • Інші операції із інтенсифікації видобутку

Геофізичні роботи • Геофізичні роботи (складання геологічного розрізу свердловини, перфорація та інше)

• Виведення з експлуатації об’єктів нафтогазової інфраструктури

Закупівлі (Procurement)

• Управління логістикою

2018

ОПЕРАЦІЙНА ДІЯЛЬНІСТЬ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2018

СТРУКТУРА ДИВІЗІОНУ «ТЕХНІЧНЕ ЗАБЕЗПЕЧЕННЯ»

Співпраця зі Schlumberger Schlumberger та УГВ розпочали співпрацю у 1 кварталі 2018 року, і відтоді масштаби співробітництва значно зросли:

Капітальні проекти групи Нафтогаз: контекст, прогрес та виклики Починаючи з 2014 року, коли до Нафтогазу прийшла нова команда керівників, результати реформування ринку та компанії дозволили спрямовувати дедалі більший обсяг інвестицій на модерні-

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

Дивізіон «Технічне забезпечення» (далі – Технічний дивізіон) включає всі види діяльності з обслуговування нафтогазових родовищ, науково-дослідну роботу та діяльність у галузі реалізації капітальних проектів, включаючи інженерно-технічні роботи та закупівлю. До складу технічного дивізіону належать усі службові підрозділи Укргазвидобування та Укртрансгазу, а також усі групи, відповідальні за планування капітальних проектів та їхню реалізацію, а також закупівлі, що є у структурі в НАК «Нафтогаз України», головних управліннях її дочірніх підприємств, організаційних підрозділах, якими керують інші операційні дивізіони.

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

Збільшення видобутку газу та новий рівень ефективності з 2015 року Обслуговування свердловин

Буріння

швидкості +123% зростання комерційного буріння

330+ операцій гідророзриву пласта 1500+ колтюбінгу операцій

власних +20 нових бурових верстатів

• У березні 2018 року було підписано угоду про сервісні лінії, яка на сьогодні включає 16 ліній сервісних послуг • У жовтні 2018 року УГВ і Schlumberger підписали меморандум про стратегічну співпрацю • В жовтні 2018 року було підписано довгостроковий (на 3 роки) контракт про надання послуг колтюбінгу, який передбачає надання 4 повністю обладнаних КТ-агрегатів та сучасних бурових інструментів і обладнання • Наразі Schlumberger є головним постачальником для УГВ високотехнологічних послуг і продуктів, у тому числі для буріння (цементування, глинистий розчин, Т/С, бурові долота), технологічних робіт в свердловинах (інструмент для канатно-ударного буріння), інженерно-технологічних та геолого-розвідувальних робіт (програмне забезпечення, каротажні роботи) • Лише у 2018 році укладено контрактів між УГВ та Schlumberger на суму понад 120 млн дол. США за понад 15 різними сервісними напрямками та продуктами.

400+ ремонту свердловин

операцій капітального

Співпраця з Weatherford Weatherford була першою з провідних сервісних компаній світу, з якою УГВ розпочало співпрацю в 2017 році:

Операції службових дивізіонів УГВ Пробурено

Виконано операцій гідророзриву

450

200

400

180

тисяч метрів

350

313

300

249

250 200

160 140 120

173

104

80 60

100

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

0 2016

2017

2018

• УГВ вже отримало більше 150 млн куб. м газу завдяки послугам Weatherford • Weatherford надавала УГВ інжинірингові послуги під час відбору свердловин-кандидатів та розробки програм капітальних ремонтів, ловильних операцій та механізованого видобутку в 2017-2018 роках

100

150

173

• У 2017 році було підписано договір на комплексне постачання ловильного інструменту та послуг

8 2016

2017

2018

• Weatherford – основний постачальник підвісних пристроїв хвостовика, систем механізованого видобутку, ловильних інструментів та послуг для УГВ.

2018

ОПЕРАЦІЙНА ДІЯЛЬНІСТЬ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2018

Пріоритетні інвестиційні проекти групи Нафтогаз у 2018 році

Придбання 15-ти нових бурових верстатів різної вантажопідйомності

Модернізація та доукомплектація 33 бурових верстатів поточного флоту Укрбургазу

184 млн дол.

98 млн дол.

30.04.2017 - 31.12.2019

30.06.2018 - 31.12.2019

Очікувана швидкість буріння складе не менше 600 м/місяць

Збільшення швидкості буріння до 400 м/міс

Модернізація Шебелинського заводу з переробки газового конденсату та нафти (будівництво установки ізомеризації та ароматики) 78 млн дол. 1 кв. 2018 – 2022 Економія метил трет-бутилового ефіру (МТБЄ) до 2 тис. т/рік Збільшення виробництва бензину Євро 5 до 300 тис. т/рік

Будівництво Хрестищенської установки поглибленого вилучення вуглеводнів 87 млн дол. 1 кв. 2018 – 2021 Закупівля 6 тампонажних флотів для використання при бурінні та проведенні робіт КРС

Придбання 5-ти нових високотехнологічних бурових верстатів вантажопідйомністю 450 т

23 млн дол.

Львівська область

115 млн дол.

01.01.2018 - 01.04.2020

Полтавська область

30.04.2017 - 31.12.2019

Повне забезпечення виробничої потреби Укрбургазу у тампонажній техніці

Харківська область

Очікувана швидкість буріння складе не менше 900 м/місяць

Інвестиції УГВ в модернізацію виробництва, млрд грн

Будівництво оновленої Червонодонецької ДКС

21,5

Придбання 5-ти нових верстатів вантажопійомністю 125 т для проведення КРС 01.01.2018 - 31.12.2020 Збільшення обсягів буріння та обслуговування свердловин

Придбання 10-ти нових верстатів вантажопідйомністю 125/180 т для проведення КРС (спільний проект із ЄБРР)

12,7

10 млн дол. 1,8 2013

2,1 2014

3,8

2015

Збільшення виробництва скрапленого нафтового газу до 150 тис. т/рік Будівництво установки поглибленого вилучення вуглеводнів вхідною потужністю 12 млн куб. м/день

4 кв. 2018 – 2020 Придбання нового обладнання І ступеня Червонодонецької ДКС

43 млн дол.

5,4

01.01.2018 - 31.12.2020 2016

57 млн дол.

2017

2018

Збільшення обсягів буріння та обслуговування свердловин

Загальна вартість проекту (без ПДВ) Очікуваний термін реалізації проекту Очікуваний результат реалізації проекту (техніко-економічні показники)

2018

ОПЕРАЦІЙНА ДІЯЛЬНІСТЬ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2018

Стратегічне обґрунтування та ключові цілі створення дивізіону «Технічне забезпечення» Роль Технічного дивізіону полягає в тому, щоб бути своєрідним технічним центром групи Нафтогаз, допомагаючи її підрозділам зберігати та збільшувати цінність Нафтогазу. Хоча вся відповідальність за кінцевий результат лежить на дивізіонах, що створюють цінність для кінцевого споживача,

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

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

Створення механізму суворої відповідальності за реалізацію капітальних

Головні аргументи для створення дивізіону «Технічне забезпечення»

Структура з індивідуальною відповідальністю

Акцент на проектному управлінні Здійснення капітальних витрат та їх контроль в межах окремого проекту

Чітка межа між виробничим та сервісним підрозділами

Менеджер проекту вирішує всі питання від початку до кінця проекту

Індивідуальна відповідальність за здійснення капітальних витрат

то єн е О рі іс т ь/ к шви д

Швидкість та ефективність

Орієнтований на швидкість/ефективність Забезпечення вчасного та якісного здійснення капітальних витрат – кращий спосіб створити додаткову вартість Мінімізація перехресного контролю та дублювання функцій з метою прозорості

уд ов рф аний ейс

т ур ві д п а з і ов ід

Струк

Ключові переваги ва фе ний к т на ив н іс т ь

Проектне управління

прое А к т н к це ом

інні на нт правл уу

ою альн у д і ив тю нд льніс а

б в и ін е р Д об несбі з

те

Індивідуальна відповідальність

Бізнесінтерфейс

Добре вибудований бізнес-інтерфейс Чітке розуміння обов’язків та бізнес процесів між іншими дивізіонами та дивізіоном «Технічне забезпечення» дозволяє мінімізувати операційні ризики

2018

ОПЕРАЦІЙНА ДІЯЛЬНІСТЬ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2018

ДИВІЗІОН «ТРАНСПОРТУВАННЯ ТА ЗБЕРІГАННЯ ПРИРОДНОГО ГАЗУ»

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

До складу дивізіону також увійшли 12 ПСГ на материковій частині України. При цьому Краснопопівське ПСГ знаходиться на тимчасово непідконтрольній території України в Луганській області.

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

Потужності зі зберігання газу в ЄС та Україні, млрд куб. м У 2018 році прибуток на інвестований капітал (ROIC) в результаті діяльності із транспортування та зберігання природного газу (далі – Транспортування та зберігання) склав -2,2% проти 12,0% деномінованої у доларах очікуваної вартості капіталу. Основними причинами від'ємного показника прибутку на інвестований капітал були несанкціонований відбір та незастосування RAB-тарифу на внутрішніх точках входу у 2018 році. 12,4

4,8

Основні результати сегменту транспортування газу

Основні результати сегменту зберігання газу

• Загальний обсяг транспортування газу внутрішнім споживачам склав 28,5 млрд куб. м, що приблизно відповідає показнику попереднього року. • З ЄС було імпортовано 10,6 млрд куб. м газу, що на 24,8% менше порівняно з попереднім роком. 61% цього обсягу припадало на Словаччину, 32% – на Угорщину та 7% – на Польщу. • У 2018 році прибуток на інвестований капітал (ROIC) становив -5,2% через резерви на несанкціонований відбір та незастосування RAB-тарифу на внутрішніх точках входу.

• Загальний обсяг закачаного газу до ПСГ склав 9,8 млрд куб. м (на 7,2% більше порівняно з попереднім роком). Загальний обсяг відібраного зі сховищ газу дорівнював 10,6 млрд куб. м (на 64% більше, ніж у попередньому році)1. • Станом на 1 січня 2019 в українських ПСГ було накопичено 13,9 млрд куб. м газу, що на 5,4% менше за показник попереднього року, але на 15,6% більше за обсяг, накопичений в українських ПСГ станом на 1 січня 2017 року. • У 2018 році прибуток на інвестований капітал (ROIC) становив -1,1%, що значно нижче за очікувану вартість капіталу.

0,8

22,3

0,5

З 1 січня 2020 року Україна зобов'язана відокремити діяльність з транспортування газу від групи Нафтогаз відповідно до Договору про заснування Енергетичного Співтовариства та Третього енергопакету ЄС. Забезпечення безперебійної роботи ГТС України під час реструктуризації і створення незалежного та повноцінного оператора ГТС у 2020 році ("анбандлінг") є основним завданням цього дивізіону.

142,4 млрд куб. м

0,5 0,6

3,1

2,6

0,3

1,9

1,5 1,3

2,1 2,3

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

0,4

Загальна потужність

0,7 1,0

0,4

Обсяги транзиту газу територією України, млрд куб. м 130

Обсяги транспортування природного газу українським споживачам

120

Транзит

110

100 90

94 82

70 60

29 87

Транзит газу

40 30 20 10 0 2016

Знаходиться на тимчасово окупованих територіях

2017

Водоносний горизонт або аквіфер

Соляна порожнина

Виснажені нафтові і газові родовища

Інше

Напрямки діяльності, які не входять до дивізіону Транспортування та зберігання

2015

30,9 млрд куб. м Source: Gas Infrastructure Europe, 2019

2018

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

Офіційне оформлення дивізіону заплановане на 2019 рік.

Загальна потужність

3,1

18,6

1,9

Дивізіон відповідає за експлуатацію ГТС України та забезпечення надійного та безпечного функціонування,

6,5

18,7

0,3

30,9

3,8

8,8

Структура та загальна характеристика Транспортування та зберігання газу

3,2

3,4

17,0

Операційний дивізіон Транспортування та зберігання2 відповідає за забезпечення надійних та економічно обґрунтованих послуг транспортування та зберігання газу, а також за інтеграцію української газової інфраструктури в європейську систему. Керівником цього напрямку було призначено керівника філії «Оператор газотранспортної системи України» Укртрансгазу (філія «Оператор ГТС») Павла Станчака. Дивізіон функціонує на базі активів та процесів, які здійснює Укртрансгаз (УТГ), дочірнє підприємство Нафтогазу.

2,5

1,0

Через історичні проблеми, і зокрема, через неможливість Нафтогазу передати Укртрансгазу транзитний контракт з Газпромом, про що докладніше йдеться у розділі «Судові справи», Нафтогаз виділяє транзит природного газу як окремий сегмент – як для цілей управління, так і для цілей звітності. Керівником цього сегменту є виконавчий директор групи Нафтогаз Юрій Вітренко.

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

Сервісні функції Крім основного бізнесу, Укртрансгаз також пропонує послуги з будівниц-

тва, діагностики, ремонту та інженерно-технічні послуги, виступаючи як внутрішній підрядник для дивізіону Транспортування та зберігання, а також інших непрофільних видів діяльності (сільське господарство, опалення тощо). Ця частина операційної діяльності Укртрансгазу входить до складу дивізіону Технічне забезпечення і не пов'язана з дивізіоном Транспортування та зберігання.

2018

ОПЕРАЦІЙНА ДІЯЛЬНІСТЬ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2018 Потужність

УКРАЇНСЬКА ГТС

на вході: 28,9 2009

2018 рік, млрд куб. м

Потужність на виході: 5,0 на вході: 2,1 2009

2,8

2010

3,4

ПОЛЬЩА

3,5

2012

3,1

2013

Потужність 5,4

3,4

2010

4,3

2014

2,6

2011

2015

2,1

2012

3,3

2013

2,8

БІЛОРУСЬ

2016

0,0

2017

0,0

2014

0,0

2015

2012

3,8

0,1

2013

3,9

2014

3,5

0,9

Кобрин

2017 2018

0,5 2,4 0,0 0,0 0,0

Мозир

4,5

1,0

2017 4,7

1,3

2018 4,0

0,7

на вході: 48,5 2009

Потужність 2009

77,6

2010

83,8

2011

2012

2014

47,3

2015

45,4

2018

2009

62,4

Суджа

на виході: 92,6 на вході: 15,5 2009

65,2

2010

67,9

2011

70,6

2012

51,8

2013

53,5

2014

3,6

31,4

2015 48,8

2017

9,4 10,5

2014

7,4

2015

7,5

2009

0,0

2010

0,1

12,8 16,5 19,2

2018

16,4

Потужність на вході: 46,0 8,1

2009 2010

3,7

2013

1,3

2011

4,4

2014

0,9

2012

4,4

2016

7,1

2015

0,0

2013

2017

6,6

2016

0,0

2014

2018

5,7

2017

0,0

2015

2018

0,0

2016

1,6

2017

1,6

2018

2,3

5,7 4

Серебрянка Писарівка Сохранівка

6,5

СЛОВАЧЧИНА

Ужгород

Берегове

УГОРЩИНА

Олексіївка

Потужність на виході: 13,2 7,9

2010

7,1

2011

5,9

2012

5,7

2013

6,4

2014

6,5

0,6

2015

5,9

0,5

2009

6,7

2016 2017

11,7

2018

11,8

на виході: 4,5 0,3

2009

0,3

2010

0,7

2011

0,3

2012

0,2

2013

0,0

2014

0,0

2015

0,8

2016

1,1

1,0 2,8 3,4

0,7

2017

0,7

2018

на виході: 32,5

на виході: 3,5

Потужність

на вході: 6,2

Потужність

Текове

РУМУНІЯ

2009

3,2

2010

3,1

2011

3,1

2012

2,4

2013

2,8

2014

2,9

2015

3,0

2016

2,7

2017

2,9

2018

2009

Прохорівка

Платове на вході: 5,3

МОЛДОВА

на виході: 26,8

Проектна потужність газопроводів на вході в ГТС

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

Обсяг транспортування газу на вході в ГТС

Прикордонні газовимірювальні станції

За даними Укртрансгазу, 2018 рік

2011

2012

0,7

2013

0,7

2014

0,6 0,0 0,0

2010

2017

0,0

19,9

2011

2018

0,0

19,6

2012

19,6

2013

16,7

2014

16,7

2015

20,2

на вході: 3,3

0,9

2015

2009

18,5

Потужність

0,7

2010

2016

16,6

18,1

2016 2017 2018

180

Орлівка

160

122,8

140

27,0

120 млрд куб. м

Проектна потужність газопроводів на виході з ГТС

2009

134,4

137,7

35,8

33,5

118,0

3,3 2,8

95,8

98,6

104,2

2014

1,1

2015

0,0

2016

0,0

2017

0,0

2018

0,0

107,6

28,1

100 60

1,9 0,9

114,2

33,7

81,8

0,8

2011

2013

Потужність

на вході: 3,3

2010

2012

Потужність

2015

2012

9,9

49,3

13,1

5,1

2011

9,1

53,5

2018

2012

Валуйки

Дроздовичі

9,7

37,8

2016

2011

15,2

2014

на вході: 13,0

11,1 9,5

2013

Потужність

8,6

2010

21,1

2017

на вході: 25,5

66,2

2012

2016

Потужність

57,0

2011

2013

РОСІЯ

72,1

2013

2016

19,4

2010

на вході: 107,5

2017

0,1

3,7

Потужність

на вході: 6,0 2009

2016

3,1

2011

2018

2011

2015

2010

84,3

93,3 11,1

14,1

97,4 10,6

19,6

83,5 16,4

62,2

67,1

82,2

93,5

86,8

2014

2015

2016

2017

2018

86,1

40 20 0 2009

2010

2011

2012

Транзит природного газу до Європи

2013

Надходження газу в Україну

Імпорт природного газу до України

тимчасово окуповані і неконтрольовані території

У 2018 році обсяг транзиту природного газу до Європи досяг

86,8 млрд куб. м 79

2018

ОПЕРАЦІЙНА ДІЯЛЬНІСТЬ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2018

Основні виклики для розвитку дивізіону Невизначеність щодо транзиту газу після 2019 року В 90-х роках до Європи через українську ГТС транспортувалося близько 120 млрд куб. м газу (при проектній потужності до 146 млрд куб. м). Однак згодом обсяг транзитного газу зменшувався, наприклад, унаслідок часткової переорієнтації транзиту на альтернативні (нові) маршрути в обхід території України (Ямал-Європа, Північний потік). Група не має обґрунтованих підстав очікувати суттєвих обсягів транзиту через територію України після 2019 року та у довгостроковій перспективі, оскільки планові додаткові обхідні маршрути (Північний потік-2 і Турецький потік) невдовзі можуть бути введені в експлуатацію. Втрата транзиту призведе до значного недовикористання ГТС та істотного падіння доходів.

Скорочення внутрішнього використання газу Використання природного газу в

Ключові ініціативи дивізіону

Україні скоротилося з 76 млрд куб. м у 2005 році до 32,3 млрд куб. м у 2018 році, внаслідок чого зменшилося використання ГТС для внутрішнього транспортування газу. Чітка тенденція значного скорочення використання газу в Україні зумовлена підвищенням ціни на газ, що призвело до збільшення використання енергоефективних технологій та здійснення заходів з енергозбереження, а також економічною кризою, яка зменшує використання газу в промисловому сегменті. За прогнозами, тенденція до зниження використання газу в майбутньому збережеться, що негативно вплине на попит на транспортні послуги.

Несанкціонований відбір газу Дивізіон Транспортування та зберігання стикнувся з проблемою несанкціонованого відбору газу підприємствами теплопостачання та газорозподільними компаніями (у 2018 році не-

Можливі транзитні потоки після 2019 року, млрд куб. м

170

Можливий обсяг експорту газу Росією до ЄС Можливий обсяг експорту газу Росією до Туреччини

Потужність наявних альтернативних маршрутів до ЄС (крім України) Експорт до Туреччини через Блакитний потік Залишок транзиту через Україну (без нових проектів) Потужність нових проектів (Північний потік-2, Турецький потік)

~98 15 86 ~91,5

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

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

Постійне відкладання впровадження тарифів на транспортування газу, що відображають витрати Протягом 2016-2018 років Національна комісія регулювання енергетики та комунальних послуг (НКРЕКП) не запровадила тарифи на основі RAB (regulatory asset base, регульована база задіяного капіталу) для внутрішніх точок входу/ виходу (у березні 2017 року НКРЕКП ухвалила постанову про встановлення тарифів на вихід на основі замовлених потужностей, а потім скасувала її у квітні 2018 року). 21 грудня 2018 року НКРЕКП прийняла Постанову №2001, яка встановлює тимчасові тарифи на послуги транспортування природного газу для точок входу і точок виходу на 2019 рік. Згідно з цією постановою дозволений дохід від транспортування природного газу був зменшений до рівня, який не відображає витрати оператора газотранспортної системи. Через це очікується, що оператор ГТС матиме значний дефіцит грошових коштів у 2019 році, якщо рівень тарифу не буде переглянуто.

У сфері транспортування природного газу: Анбандлінг відповідно до Третього енергетичного пакету ЄС. З метою виконання вимог законодавства та з урахуванням існуючих обмежень України (більш докладну інформацію наведено у розділі «Анбандлінг»), Укртрансгаз реалізує комплексний план дій, розроблений під керівництвом міжнародної консалтингової фірми PwC Polska z.o.o. План передбачає підготовку та відокремлення на початку 2020 року після закінчення чинного транзитного контракту між Нафтогазом і Газпромом. Забезпечення відповідності регуляторним вимогам ЄС, включаючи запровадження добового балансування. Кінцевою метою цієї ініціативи є впровадження кращих практик ЄС та дотримання встановленої нормативно-правової бази ЄС, що сприятиме підвищенню рівня розвитку українського газового ринку та його інтеграції з європейським ринком. Ця мета досягається за допомогою таких дій: • з апровадження добового балансування, яке повинно: (i) підтримувати більш ефективне балансування попиту та пропозиції, тобто більш ефективне використання та постачання газу, (ii) пришвидшити реагування оператора ГТС на будь-які порушення з боку клієнтів; (iiі) покращити управління фінансовими ризиками, пов’язаними зі стягненням дебіторської заборгованості; • гармонізація з мережевими кодексами ЄС, у тому числі щодо балансування, правил тарифоутворення та механізмів розподілу потужностей;

• підписання та виконання угод про інтерконектори з сусідніми європейськими операторами газотранспортних систем та проведення у липні 2019 року річного аукціону на використання потужностей ГТС. 1 березня 2019 року український ринок природного газу перейшов у режим щоденного балансування. Щоб підтримати цей перехід, Укртрансгаз запровадив нову інформаційну платформу. Цей крок завершує одну з ключових реформ в енергетичному секторі України, оскільки віднині він синхронізований з моделлю, що застосовується для зон балансування газу в межах ЄС. Підвищення ефективності праці. Деякі функції, які, як правило, передаються операторами ЄС зовнішнім підрядникам, залишаються поза сферою діяльності оператора ГТС після анбандлінгу. Крім того, очікується, що після анбандлінгу оператором ГТС буде прийнята нова цільова операційна модель, розроблена міжнародними радниками групи. У майбутньому зростання ефективності праці може бути досягнуте завдяки автоматизації процесів. Група має на меті здійснити також автоматизацію газової інфраструктури за рахунок інвестицій у відповідне обладнання та програмні системи, включаючи SCADA, Систему управління трубопроводами підприємства, що використовується як телеметрична та

Зменшення транзитних потоків та невизначеність щодо транзиту після 2019 року Вади українського ринку газу

Недостатня ефективність

Низька завантаженість інфраструктури

Фінансові

Адвокація та підтримка запровадження тарифів на послуги зберігання газу, що відображають витрати та покривають всю облікову амортизацію. Запровадження нових продуктів і пошук нових джерел доходів. Як один із способів збільшення доходів та використання інфраструктури, УТГ планує впроваджувати нові продукти для збільшення частки доходів від послуг, крім традиційного сезонного зберігання природного газу, у відповідності з тенденціями на європейському ринку газосховищ. Нові послуги будуть призначені, зокрема, для європейських клієнтів, з огляду на розташування газосховищ та розвинену інфраструктуру в західній частині країни.

28,3

14,5

Затримки у запровадженні тарифів на транспортування газу, які відображають витрати

0,1 2015

Приведення потужностей для зберігання газу у відповідність до попиту шляхом оптимізації сховищ. Внаслідок значного недовикористання та поганих фінансових результатів потужності для зберігання газу слід оптимізувати відповідно до реальних потреб, що випливають з ринкового попиту та необхідності забезпечення надійного постачання. В результаті ініціативи база активів та операційні витрати, пов'язані зі сховищами, будуть зменшуватися, тим самим збільшуючи рентабельність активів УТГ у довгостроковій перспективі.

28,2

млрд грн

Операційні

У сфері зберігання природного газу:

Резерви на безнадійну заборгованість за послуги балансування

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

телемеханічна система, Систему управління договорами.

4,1 2016

2017

2018

ОПЕРАЦІЙНА ДІЯЛЬНІСТЬ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2018

ТРАНЗИТ ПРИРОДНОГО ГАЗУ

Обсяг транспортування природного газу трубопроводом Північний потік у 2017-2018 роках 2000

Ключові результати за 2018 рік:

1500 ГВт/день

Транзит природного газу формує 28% від консолідованого доходу від реалізації і на нього приходиться 17% балансової вартості основних засобів та робочого капіталу групи. Обсяг транзиту склав 86,8 млрд куб. м (-7% у порівнянні з 2017 роком). Це відповідає майже 40% загального обсягу газу, поставленого Газпромом в 2018 році до європейських країн.

1000 2017 2018 Технічна потужність

500

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

19 грудня

06 грудня

23 листопада

10 листопада

14 жовтня

27 жовтня

01 жовтня

18 вересня

05 вересня

23 серпня

10 серпня

28 липня

15 липня

02 липня

19 червня

06 червня

24 травня

11 травня

28 квітня

15 квітня

02 квітня

20 березня

07 березня

22 лютого

09 лютого

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

27 січня

01 січня

0 14 січня

2018

Джерело: Thomson Reuters Eikon, ЕNTSOG

Зазначене зменшення обсягів транзиту спостерігалося за рахунок трьох основних факторів: 1. Зменшення реверсних поставок імпортного газу з Європи до України на 3,5 млрд куб. м у порівнянні з 2017 роком. Купівля газу українськими імпортерами в ЄС, а не в Росії, збільшує загальний рівень попиту в Європі – відповідно, реверсні закупки позитивно впливають на обсяги транзиту. За нашими оцінками, за рахунок закупівлі газу в ЄС лише в 2018 році група Нафтогаз отримала додаткову виручку від транзиту у розмірі 9,2 млрд грн. 2. Збільшення рівня використання потужностей трубопроводу Північний потік у порівнянні з 2017 роком. Зменшення частки поставок українським маршрутом російського газу в Західну Європу в 2018 році (36% за даними Thomson Reuters) у порівнянні з 2017 роком (40%) пояснювалося тим, що максимальне завантаження трубопроводу OPAL і, відповідно, трубопроводу Північний потік стало можливим лише в другій половині 2017 року2. 1

93,5

100

82,2

90 80 70 60 50 40

14,1

10,6

11,1

67,1 62,2

86,8

10,3

5,0 57,2

56,8

71,1

79,4

76,2

30 20 10 0

2014

2015

2016

2017

2018

Транзит газу без урахування фактору реверсних поставок Транзит за рахунок реверсних поставок Джерело: Нафтогаз, УТГ, власні розрахунки

Структура поставок російського газу в Західну Європу різними газотранспортними коридорами

38%

43%

22% 40%

22% -4 в.п.

36%

2017 через кордон Україна/Словаччина

через Польшу

В рамках Стокгольмського арбітражу у справі по транзиту Трибунал у своєму рішенні від 28 лютого 2018 року5 визнав, що в 20092017 роках Газпром був зобов’язаний прокачати контрактні обсяги, і на даній основі присудив компенсацію Нафтогазу у розмірі 4,63 млрд дол6. Після зарахування зустрічних вимог між Нафтогазом і Газпромом за підсумками арбітражних проваджень щодо контракту на поставку і контракту на транзит газу, суд встановив, що Газпром повинен заплатити Нафтогазу грошовими коштами 2,56 млрд дол., а також відсотки за прострочення платежу (які становлять ~0,5 млн дол. за кожен день прострочки).

через Північний потік

Джерело: Thomson Reuters Eikon, власні розрахунки

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

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

Фактичні та контрактні обсяги транзиту 140 120 100

120,1 110,0 95,8

97,8

102,7 92,9

112,0

84,3

112,0

110,0

110,0 93,5

86,1

82,2

110,0

86,8

67,1

62,2

110,0

40 20 0 2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

Контрактні обсяги транзиту

2016

2017

2018

2019

Фактичні обсяги транзиту

Джерело: Нафтогаз

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

2,56

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

2,07

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

4,63

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

2018

Див. також розділ «Світовий ринок газу»

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

млрд куб. м

Обсяги транзиту газу територією України, 2014–2018 роки

млрд куб. м

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

Джерело: Нафтогаз, рішення Стокгольмського арбітражу 3

Див. http://appsso.eurostat.ec.europa.eu/nui/show.do?dataset=nrg_103m&lang=en

4 Незважаючи на морозний березень 2018 року, середня температура в опалювальні сезони останнього календарного року була вищою у порівнянні з 2017 роком (в основному, за рахунок більш м'якої погоди в четвертому кварталі 2018 року) 5

Див. http://www.naftogaz.com/files/media/Transit%20Award_Redacted.pdf

Дана сума складається з ефекту від компенсації за недопоставки обсягів для транзиту за контрактним тарифом (4674 млн дол.) та впливу на контрактну ставку транзиту від перегляду цін на газ за контрактом на поставку газу з квітня 2014 року (-42 млн дол.).

2018

ОПЕРАЦІЙНА ДІЯЛЬНІСТЬ

Трибунал у своєму рішенні від 28 лютого 2018 року не підтримав вимогу Нафтогазу щодо перегляду або застосування регульованих тарифів, аргументувавши це наступним: 1) Т рибунал відхилив вимогу Нафтогазу щодо узгодження контракту на транзит газу з конкурентним та енергетичним законодавством ЄС та України, стверджуючи, що законодавство ЄС не застосовується до цього спору, а імплементація реформ в Україні (в тому числі застосування нових тари-

фів) належить до компетенції українського регулятора; 2) у заяві на перегляд тарифу у 2009 році Нафтогаз не дотримався всіх встановлених контрактом на транзит процесуальних вимог. Трибунал у своєму рішенні від 28 лютого 2018 року також відхилив вимогу Нафтогазу щодо можливості відступлення прав та обов’язків Нафтогазу за транзитним контрактом Укртрансгазу чи іншій юридичній особі, яку визначе-

РІЧНИЙ ЗВІТ 2018

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

Транзит після 2019 року Протягом 2018 року Російська Федерація та її партнери здійснили низку послідовних кроків, які наблизили реалізацію проектів «Північний потік-2» (з його сухопутними продовженнями) та «Турецький потік»9. Введення даних газопроводів в експлуатацію заплановане до кінця 2019 року, що свідчить про високі ризики припинення транзиту російського газу з 2020 року. З огляду на закінчення контракту між Нафтогазом та Газпромом на транзит газу у 2019 році, а також важливості цього питання для України10, влітку 2018 року українська та європейська сторони ініціювали проведення тристоронніх перемовин щодо умов транзиту після 2019 року. Після цього у 2018 році пройшло декілька раундів тристоронніх перемовин, а також двосторонніх і трьохсторонніх експертних консуль-

тацій між українською й російською сторонами за участі ЄС. На момент підготовки цього звіту домовленості щодо умов транзитного контракту після 2019 року так і не були досягнуті. Під час останніх перемовин у січні 2019 року українська сторона була відкрита до обговорення пропозицій із транзиту російського газу в майбутньому – з урахуванням того, що новий контракт має базуватися на нормах європейського та українського права. Але домовленостей поки не вдалося досягнути. Оскільки Газпром не погоджується на стандартні європейські умови для підписання нового контракту на період після 2019 року, наразі менеджмент Нафтогазу розглядає наступний сценарій як базовий:

• Нульові обсяги транзиту російського газу територією України починаючи з 2020 року. • Нафтогаз продовжує нове арбітражне провадження щодо перегляду ставки транзиту, яке було ініційоване в липні 2018 року, і згідно з яким Нафтогаз має можливість отримати багатомільярдну компенсацію за те, що Газпром відмовляється переглянути транзитний тариф. З огляду на існуючі обмеження, пов’язані з контрактом та новим арбітражним провадженням, наразі Нафтогаз врахував їх при підготовці до імплементації відокремлення оператора ГТС.

Нові арбітражні провадження, пов’язані з транзитом газу В квітні 2018 року Газпром ініціював нове арбітражне провадження в Арбітражному інституті Торгової палати Стокгольма, фактично намагаючись скасувати результати арбітражних рішень або, альтернативно, розірвати контракти на поставку газу та контракту на транзит газу. Нафтогаз у свою чергу висунув низку зустрічних вимог щодо порушень Газпромом обох контрактів, сума компенсації за які буде визначена пізніше. В рамках арбітражного провадження щодо контракту на транзит газу Трибунал у своєму рішенні від 28 лютого 7

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

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

Див. http://www.naftogaz.com/files/Information/Arbitrazh-anbundling-UA.pdf

Пункт 3783 рішення трибуналу щодо контракту на транзит газу від 28 лютого 2018 року

Детальніше див. розділ «Європейський ринок газу»

Припинення транзиту очікувано вплине на зниження ВВП України як мінімум на 4%

2018

ОПЕРАЦІЙНА ДІЯЛЬНІСТЬ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2018

ПАТ «УКРНАФТА» За результатами 2018 року Укрнафта зафіксувала річний приріст видобутку нафти та конденсату. В той же час, 2017 рік є досить невдалою базою для порівняння, оскільки у 2017 році відбулося блокування процесу продовження спецдозволів компанії з боку Держгеонадр1, що стало тимчасовим неповторюваним фактором падіння обсягів видобутку.

Видобуток нафти та газового конденсату Укрнафтою у 2013 – 2018 роках -7,0% -11,5%

2,0

1,9

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

-9,2% 1,7

-4,6%

1,5

МЛН Т

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

Дохідність на інвестований капітал (ROIC)3 Укрнафти у 2018 році покращилася з 5,0% до 10,8%, але все ще залишається вдвоє нижчою за ставку вартості капіталу, оцінену в розмірі 21,8%. Це вказує на те, що бізнеси з видобутку вуглеводнів та торгівлі нафтопродуктами Укрнафти поки що не створюють цінності для компанії у фінансово сталий спосіб.

1,5

1,4

1,0

0,5

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

2013

2014

2015

2016

2017

2018

Джерело: Укрнафта

Динаміка середньодобового видобутку природного газу Укрнафти у 2017-2018 роках 3 800 3 600 3 400

тис. куб. м

3 200

-13%

3 000 2 800 2 600 2 400 2 200

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

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

Вересень 2018

Липень 2018

Листопад 2018

Джерело: оперативні дані Укртрансгазу

Травень 2018

Березень 2018

Січень 2018

Листопад 2017

Вересень 2017

Липень 2017

Травень 2017

Березень 2017

Січнь 2017

2 000

покращення значною мірою було зумовлено збільшенням ринкової ціни на нафту та конденсат майже на 40%.

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

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

Проблема податкового боргу, напевно, є основним ризиком для подальшого ефективного функціонування компанії. З урахуванням того, що Укрнафта є одним із лідерів зі сплати податків до бюджету країни та наявного підтвердженого потенціалу до нарощування видобутку вуглеводнів компанією5, питання фінансового оздоровлення Укрнафти є питанням загальносуспільного інтересу. З метою виведення Укрнафти із кризового стану і для фінансової стабілізації одного з найбільших підприємств нафтогазової галузі України без застосування процедур банкрутства та санації, зокрема для зниження соці-

Фінансові результати Укрнафти у 2018-2017 роках

Порівняння ROIC та ставки вартості капіталу в грн, %

36,1

21,8%

26,9 9,3

10,8%

4,1

5,0%

2017 Дохід від реалізації, млрд грн

2018

2017

2018

ROIC

NOPLAT, млрд грн

Ставка вартості капіталу

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

Джерело: розрахунки Нафтогазу

Динаміка податкових зобов’язань та резерву на виплату штрафу та пені Укрнафти за 2017-2018 роки, млрд грн +4,5 млрд грн -4,6% 29,0

26,9

24,5

17,1

14,1

11,2

11,9 13,3

12,8

10,6

31.12.2016

31.12.2017

31.12.2018

Резерв на виплату штрафу та пені, млрд грн Податкові зобов’язання Укрнафти, млрд грн в т.ч. прострочені станом на 31.12.2018 Джерело: Консолідована фінансова звітність «Нафтогаз України» за 2018-2017 роки, Укрнафта

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

півлі-продажу природного газу загальним обсягом 4,062 млрд куб. м. Угодами передбачено, що Нафтогаз придбає 2,062 млрд куб. м газу Укрнафти з підземних сховищ газу, а також 2 млрд куб. м газу майбутнього видобутку. Передбачено, що розрахунки будуть здійснюватися грошовими коштами, отриманими Нафтогазом від КМУ в порядку компенсації за виконання спеціальних обов’язків щодо постачання газу для забезпечення потреб населення та теплокомуненерго. В свою чергу, Укрнафта направить отримані гроші виключно на погашення податкового боргу, а також інших податкових зобов’язань, які виникнуть у процесі виконання угод.

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

https://www.ukrnafta.com/u-2018-ukrnafta-splatila-15,3-mlrd-grn-podatkiv

В результаті проведеного аудиту запасів вуглеводнів, виконаного компанією DeGolyer & MacNaughton, підтверджені видобувні запаси рідких вуглеводнів ПАТ “Укрнафта” склали 24,14 млн т, з яких 9,66 млн т ще не розбурені і є першочерговою перспективою для коротко- та середньо-термінового нарощування видобутку.

2018

ОПЕРАЦІЙНА ДІЯЛЬНІСТЬ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2018

НОВІ БІЗНЕСИ. ЕНЕРГОСЕРВІС Модернізація систем індивідуального та централізованого опалення Підвищення ефективності використання енергії – один з найважливіших напрямків досягнення енергетичної безпеки України. Зважаючи на значну частку у загальних витратах енергії витрат на опалення, де переважає газ як паливо, зменшення використання газу за рахунок встановлення більш ефективних систем опалення наблизить країну до цієї мети. В умовах об’єктивної мінливості цін на енергоресурси на світових ринках це підвищить захищеність споживачів від енергетичної бідності, а особливо соціально вразливих споживачів.

у 2019 році відключити котельню, яка приносила групі Нафтогаз збитків щонайменше на 500 тис. гривень на рік. Після модернізації опалювального обладнання споживачі в середньому почали економити 80% на опаленні. Мешканці Мрина змогли замінити опалювальне обладнання із корпоративною знижкою у 40%, яка надана виробниками в рамках співробітництва з Нафтогазом. Окрім того частина споживачів за сприяння ДП «Нафтогаз-Енергосервіс» змогла отримати додаткову компенсацію 35% витрат на встановлення енергоефективного обладнання у рамках програми ЄБРР IQ energy.

Група Нафтогаз реалізує кілька програм з підвищенння енергоефективності для домогосподарств. Зокрема, на Чернігівщині реалізується проект «Доступне тепло для співробітників». Метою проекту є підвищення ефективності використання газу для опалення домівок співробітників підприємств групи Нафтогаз та в містах та селищах присутності групи. За останні десятиріччя в невеличких селищах накопичились серйозні проблеми в системі централізованого теплопостачання, що викликані безсистемним відключенням окремих квартир від централізованих систем опалення. З 2018 року в с. Мрин Чернігівської області квартири в 2-3-поверхових багатоквартирних будинках розпочали переводити на індивідуальне опалення. Це дасть змогу

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

підприємство групи Нафтогаз разом з місцевою владою Кропивницького переводить на індивідуальне опалення мешканців 95-ти будинків міста. Цією програмою змогли скористатися малозабезпечені громадяни, які отримали гарантовану компенсацію від місцевої влади в розмірі 50%, а також мали змогу скористатися програмою ЄБРР IQ energy і отримати додатково 35% компенсації при закупівлі послуг, комплектуючих та обладнання. В рамках програми «Доступне тепло» у 2018 році було модернізовано системи опалення у 704 оселях. Клієнти програми, які перейшли на індивідуальне опалення, скоротили витрати на опалення щонайменше вдвічі. Клієнти, які провели модернізацію старих систем індивідуального опалення скоротили свої витрати на 10-60%. Реалізація програми «Доступне тепло» дозволила скоротити споживання газу на більше ніж 200 тис куб. м газу за період з листопада 2018 до березня 2019 року. Нафтогаз аналізує можливості розширити програму з енергосервісу та енергоефективності в побутовому сегменті. Компанія також аналізує можливості розширення виробництва енергії з відновлюваних джерел.

Бюджет на комплексну модернізацію ЖКГ України, млрд дол.

у разів українські домогосподарства поступаються польским за енергоефективністю

Приватні

14,0 будинки 39%

млрд дол. витратила Україна на прямі та крос-субсидії на газ для населення У 2005-2015 роках

60 млрд дол.

Нафтогаз заплатив російським постачальникам газу у 2006-2015 роках

10%

18,3 15,9

Багатоквартирні будинки

Утеплення приватних будинків

3,7

Системи опалення для приватних будинків

2,0

Системи опалення для ТКЕ

3,7 ТКЕ

млрд дол. 51%

10,3

1,7

Модернізація мереж ТКЕ

2,4

Облік та терморегуляція для багатоквартирних будинків

15,9

Утеплення багатоквартирних будинків

2018

ОПЕРАЦІЙНА ДІЯЛЬНІСТЬ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2018

АРБІТРАЖНІ СПРАВИ: ГАЗПРОМ, КРИМ, УКРНАФТА I

28 лютого 2018

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

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

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

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

У 2017 році Нафтогаз виграв суд у російського Газпрому. Детальніше дивіться у документальному фільмі #Стокгольм

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

Нафтогаз ініціював ще одне арбітражне провадження 13 жовтня 2014 року за Контрактом на транзит газу, вимагаючи ретроактивного перегляду тарифу на транзит, компенсації недоплат внаслідок перегляду тарифу, компенсації за порушення Газпромом зобов’язань щодо мінімальних обсягів транзиту та перегляду окремих положень Контрак ту на транзит газу.

положення Контракту на поставку газу щодо мінімальних контрактних обсягів та принципу «бери або плати» є недійсними з 19 січня 2009 року до дати ухвалення остаточного рішення та мають бути змінені з дати ухвалення остаточного рішення з урахуванням дійсних імпортних потреб Нафтогазу; формула ціни у Контракті на поставку газу підлягає перегляду починаючи з 27 квітня 2014 року таким чином, щоб вона відповідала ринковому рівню; Нафтогаз повинен отримати компенсацію переплат, якщо фактично сплачена ціна перевищує ціну, розраховану за переглянутою формулою Контракту на поставку газу;

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

4,63 млрд дол.

Становить компенсація, яку Газпром мав виплатити Нафтогазу за порушення контрактних умов.

Оскарження рішень Газпромом

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

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

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

Дії Нафтогазу щодо примусового виконання Транзитного рішення

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

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

положення Контракту на поставку газу про заборону Нафтогазу продавати газ, придбаний за Контрактом на поставку газу, за межі України є недійсним з 19 січня 2009 року. використовуватись для поставок газу, починаючи з 27 квітня 2014 року. Зазначені переговори відбулися у червні-серпні 2017 року, але сторони

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

переглянув формулу ціни у Контракті на поставку газу і повністю прив’язав ціну на газ до цін європейського (німецького) хабу, починаючи з 27 квітня 2014 року; зменшив мінімальні контрактні обсяги для Нафтогазу за Контрактом на поставку газу з 52 млрд куб. м до 5 млрд куб. м на 2018 та 2019 роки;

встановив, що Газпром порушив свої зобов’язання щодо мінімальних обсягів транзиту, та присудив компенсацію Нафтогазу у розмірі 4,63 млрд дол.; підтвердив зобов’язання Газпрому щодо дотримання мінімального обсягу транзиту на рівні 110 млрд куб. м відповідно до Контракту на транзит газу, який діє до кінця 2019 року; відхилив з процесуальних підстав вимогу Нафтогазу щодо перегляду тарифу, оскільки у заяві на перегляд тарифу у 2009 році Нафтогаз не дотримався встановлених Контрактом на транзит процесуальних вимог; відхилив вимогу Нафтогазу щодо можливості відступлення прав та обов’язків Нафтогазу за Контрактом Укртрансгазу чи іншій юридичній особі, яку визначено оператором ГТС; відхилив вимогу Нафтогазу щодо узгодження Контракту на транзит газу з конкурентним та енергетичним законодавством ЄС та України, стверджуючи, що законодавство ЄС не застосовується до цього спору, а імплементація реформ в Україні належить до компетенції українського уряду, а не Арбітражного інституту Торгової палати м. Стокгольма ; здійснив зарахування зустрічних вимог між Нафтогазом і Газпромом за підсумками арбітражних проваджень щодо Контракту на поставку і Контракту на транзит газу, після чого Газпром повинен заплатити Нафтогазу 2,56 млрд дол. розпочав процедуру примусового виконання остаточних арбітражних рішень та арешту активів Газпрому в кількох юрисдикціях, зокрема в Нідерландах, Швейцарії та Англії. Наприкінці травня 2018 року Нафтогаз отримав від голландського судді дозвіл на арешт часток Газпрому в його семи голландських дочірніх компаніях та заборгованостей цих дочірніх компаній. Шість із них відмовилися співпрацювати з судовими виконавцями. У червні 2018 року Комерційний суд Лондона видав наказ про виконання рішення в транзитній справі. Крім арешту активів, документ передбачає, що Газпром має надати Нафтогазу перелік усіх своїх активів вартістю більше 50 тис. дол., розміщених в Англії та Уельсі. 15 березня 2019 року Лондонський суд постановив, що примусове виконання рішення Стокгольмського арбітражу може бути проведене після рішення Апеляційним судом округу Свеа, за умови виконання Газпромом певних дій. Зокрема, суд обтяжив Газпром додатковими зобов’язаннями щодо не приховування та не виведення своїх активів з юрисдикцій

Англії та Нідерландів. Крім того, Газпром надав грошове забезпечення як гарантію виконання вимог суду. У липні 2018 року Вищий суд швейцарського кантону Цуг відновив арешт акцій Nord Stream AG та Nord Stream 2 AG, що належать ПАТ «Газпром». Активи лишатимуться під арештом, поки розглядатиметься апеляція НАК «Нафтогаз України» на рішення щодо зняття арешту з цих акцій, яке раніше ухвалив місцевий орган зі стягнення боргів.

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

2018

ОПЕРАЦІЙНА ДІЯЛЬНІСТЬ

про арбітраж були викладені у загальних положеннях і стосуються зміни окремих положень Контракту на поставку газу та Контракту на транзит газу відповідно до статті 36 Закону Швеції «Про контракти» або, альтернативно, повного скасування обох контрактів з виплатою Нафтогазом Газпрому всіх боргів, які можуть виникнути внаслідок зміни окремих положень або повного скасування обох контрактів. Нафтогаз у свою чергу висунув низку зустрічних вимог щодо порушень Газпромом Контракту на поставку газу та Контракту на транзит газу, сума компенсації за які буде визначена пізніше у провадженні. Крім вищезазначеного, 6 липня 2018 року Нафтогаз подав до Арбітражного інституту Торгової палати

РІЧНИЙ ЗВІТ 2018

м. Стокгольма Прохання про арбітраж з вимогою переглянути тариф за Контрактом на транзит газу з 13 березня 2018 року («позов про перегляд тарифу»). Контракт на транзит газу дозволяє сторонам просити перегляду тарифу у випадку суттєвих змін на європейському ринку, та якщо тариф не відповідає рівню тарифів у Європі. У Транзитному рішенні вимогу Нафтогазу щодо перегляду тарифу було відхилено з процесуальних підстав, але Нафтогазу не було відмовлено у праві вимагати перегляду тарифу. Нафтогаз направив Газпрому запит на перегляд тарифу в березні 2018 році, чим ініціював переговори відповідно до Контракту на транзит газу. Підставами для запиту були суттєві зміни на європейському газовому ринку, що

відбулися після підписання Контракту на транзит газу у січні 2009 року, зокрема, нові правила встановлення тарифів на транзит, та невідповідність рівня тарифу європейському рівню. Позиція Газпрому у переговорах була неконструктивною, що змусило Нафтогаз звернутися до арбітражу відповідно до умов контракту. За попередніми оцінками сума позову складає 11,58 млрд дол., за умови застосування нових тарифів, які пропонує Нафтогаз. У відповідь на клопотання Газпрому 6 вересня 2018 року Правління Торгової палати Стокгольма об’єднала позов про скасування попередніх рішень та позов про перегляд тарифу в одне провадження.

КРИМ

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

14 - 17 травня 2018 З 14 до 17 травня 2018 року відбувалися усні слухання в Палаці миру в Гаазі. Провадження було розділено на два етапи. Розмір компенсації збитків розглядатиметься на другому етапі провадження після ухвалення першого арбітражного рішення (щодо юрисдикції та по суті).

22 лютого 2019 року – перше рішення, яким трибунал визнав, що Росія порушила угоду про захист інвестицій, експропріювавши активи НАК «Нафтогаз України» та її дочірніх підприємств в Криму. Розмір збитків буде встановлено на наступному етапі процесу. Експерти Нафтогазу оцінюють вартість експропрійованих в Криму активів щонайменше у 5 млрд дол. США.

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

обов’язковим положенням корпоративного законодавства України. Таким чином, частина статті 9 акціонерної угоди, відповідно до якої шість членів наглядової ради Укрнафти обираються з кандидатів, запропонованих Нафтогазом, а решта п’ять та голова правління – з кандидатів, запропонованих міноритарними акціонерами Укрнафти, тобто компаніями Ігоря Ко-

ломойського, не підлягає виконанню. Стаття 9 також закріплює, що члени правління Укрнафти призначаються наглядовою радою Укрнафти за поданням голови правління. Водночас трибунал визнав акціонерну угоду чинною в цілому, незважаючи на те, що її ключові положення щодо корпоративного управління в Укрнафті не підлягають виконанню.

2018

КОРПОРАТИВНЕ УРЯДУВАННЯ ТА КСВ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2018

КОРПОРАТИВНЕ УРЯДУВАННЯ ТА КСВ

2018

КОРПОРАТИВНЕ УРЯДУВАННЯ ТА КСВ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2018

ЗВІТ НАГЛЯДОВОЇ РАДИ НАФТОГАЗУ

Структура наглядової ради та її комітетів Новий склад наглядової ради було сформовано Розпорядженням Кабінету Міністрів України від 13 грудня 2017 року № 892-р «Деякі питання на глядової ради публічного акціонерного товариства ˝Національна акціонерна компанія ˝Нафтогаз України˝», яке 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 приєдналися представники держави Попик Сергій Дмитрович, Кудрицький Володимир Дмитрович і Демчишин Володимир Васильович. Протягом 2018 року Хейсом Стівен Джон не виконував повноважень члена наглядової ради, і зокрема не брав участі у засіданнях наглядової ради та її комітетів. Він не уклав відповідний цивільно-правовий договір з Національною акціонерною компанією «Нафтогаз України». Він не отримував винагороди і не надавав заяв про незалежність

відповідно до вимог Положення про наглядову раду. Його повноваження було достроково припинено Розпорядженням Кабінету Міністрів України від 20 березня 2019 року № 160-р. Протягом 2018 року усі члени наглядової ради, з якими компанія уклала договори, відповідали визначеним законодавством критеріям, зокрема в частині наявності компетенції та можливості приділяти достатньо часу роботі в наглядовій раді. На виконання Розпорядження Кабінету Міністрів України від 17 січня 2018 року № 21-р «Деякі питання укладення цивільно-правових договорів з членами наглядової ради публічного акціонерного товариства ˝Національна акціонерна компанія ˝Нафтогаз України˝» компанія уклала договори про надання послуг з усіма членами наглядової ради, крім Хейсома Стівена Джона, протягом січня-лютого 2018 року. Відповідно до положень укладених цивільно-правових договорів із членами

Голова наглядової ради Споттісвуд Клер Мері Джоан

Оновлений склад комітетів наглядової ради було обрано в січні 2018 року, причому в липні 2018 року головою комітету з питань охорони праці, до-

вкілля, безпеки та запасів було обрано Лескуа Бруно, Жана, Ґастона. На теперішній час склад комітетів є таким: • к омітет з питань аудиту та ризиків: 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 газу: Споттісвуд Клер Мері Джоан – голова комітету, Хохштайн Амос, Кудрицький Володи-

Незалежний директор Лескуа Бруно, Жан, Ґастон

Незалежний директор Хохштайн Амос

Член наглядової ради Попик Сергій Дмитрович

Член наглядової ради Кудрицький Володимир Дмитрович

Робота наглядової ради та її комітетів наглядової ради винагорода за виконання обов’язків членами наглядової ради визначена на рівні 6 328 000 грн на рік до оподаткування для незалежних директорів і 75% зазначеної суми для представників держави. Також члени наглядової ради мають право на 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 на відшкодування витрат, понесених під час виконання ними повноважень членів наглядової ради. У 2018 році компанія витратила на забезпечення діяльності наглядової ради приблизно 53 млн грн, що включає оплату послуг членів наглядової ради у сумі 46 млн грн, а також 7 млн грн у вигляді відшкодування витрат, пов’язаних з виконанням ними обов’язків членів наглядової ради, та суми забезпечення страхування відповідальності цих посадових осіб після їх призначення.

Більшість членів наглядової ради приділили у два рази більше часу для виконання своїх функцій порівняно з вимогами, які встановлені в Положенні про наглядову раду. У 2018 році наглядова рада компанії провела 17 засідань, під час яких було прийнято рішення з більш ніж 130 питань порядку денного та розглянуто велику кількість питань, які виносилися для обговорення. Найпоширенішими питаннями порядку денного засідань наглядової ради та її комітетів, які виносилися на розгляд правлінням, були питання схвалення фінансових планів компанії та ключових господарських товариств групи Нафтогаз, питання нарощування видобутку природного газу, кадрові питання, питання проведення внутрішньої трансформації групи Нафтогаз, питання надання згоди на вчинення правочинів на суми, які перевищують порогові значення, встановлені пунктом 27 Статуту компанії, питання забезпечення відокремлення Присутність на засіданнях наглядової ради протягом 2018 року (чергові, позачергові та методом опитування)

Призначення у наглядовій раді Після формування нового складу наглядової ради на першому засіданні, яке було проведено ще 22 грудня 2017 року, головою наглядової ради було обрано Споттісвуд Клер Мері Джоан. Усі члени наглядової ради висловили підтримку щодо того, щоб Демчишин Володимир Васильович продовжив обіймати посаду заступника голови наглядової ради.

Заступник голови наглядової ради Демчишин Володимир Васильович

мир Дмитрович і Демчишин Володимир Васильович – члени комітету; • комітет з призначень та винагород: Хохштайн Амос – голова комітету, Лескуа Бруно, Жан, Ґастон і Попик Сергій Дмитрович – члени комітету; • комітет з питань охорони праці, довкілля, безпеки та запасів: Лескуа Бруно, Жан, Ґастон – голова комітету, Хохштайн Амос, Демчишин Володимир Васильович і Попик Сергій Дмитрович – члени комітету.

Також як внесок в забезпечення розвитку своїх компетенцій члени наглядової ради пройшли навчання з питань кращих практик корпоративного урядування в дворівневій системі управління, яке було проведене в квітні 2018 року фахівцями Академії корпоративного управління Deloitte.

Наглядова рада

Комітет з питань етики та відокремлення діяльності з транспортування природного газу

Комітет з призначень та винагород

Комітет з питань охорони праці, довкілля, безпеки та запасів1

Споттісвуд Клер Мері Джоан

17/17

13/13

6/6

11/11

1/3

Демчишин Володимир Васильович

17/17

13/13

6/6

10/11

3/3

Лескуа Бруно, Жан, Ґастон

17/17

13/13

6/6

11/11

3/3

Хохштайн Амос

13/17

4/13

2/6

8/11

1/3

Хейсом Стівен Джон

Попик Сергій Дмитрович

Кудрицький Володимир Дмитрович 2

нія «Нафтогаз України» на 2018 рік. Статути ключових господарських товариств групи Нафтогаз, які створені у формі акціонерних товариств, були приведені у відповідність до вимог законодавства і затверджені наглядовою радою та правлінням компанії на початку другого кварталу 2018 року. Також протягом звітного року члени наглядової ради брали участь у низці заходів, пов’язаних з підготовкою групи Нафтогаз до проведення відокремлення діяльності з транспортування природного газу, включаючи зустрічі з акціонером, зовнішніми стейкхолдерами, представниками ЄС та іншими зацікавленими сторонами.

Комітет з питань аудиту та ризиків

діяльності з транспортування природного газу та питання забезпечення ліквідності компанії та групи Нафтогаз у цілому. Наглядова рада приділяла суттєву увагу забезпеченню належного функціонування служби внутрішнього аудиту та служби управління ризиками, і в 2018 році затвердила низку ключових документів, політик і процедур з питань внутрішнього аудиту та управління ризиками в групі Нафтогаз. У процесі підготовки до річних загальних зборів акціонерів за 2017 рік наглядова рада схвалила для погодження акціонером нову редакцію Статуту компанії, яку було запропоновано з метою приведення положень Статуту компанії у відповідність до вимог чинного законодавства та вимог імплементації системи внутрішнього контролю компанії та групи Нафтогаз, а також запропонувала на затвердження річними зборами акціонерів Основні напрями діяльності публічного акціонерного товариства «Національна акціонерна компа-

0/17

0/13

0/6

0/11

0/3

15/17 (частково присутній під час засідань 18-16 квітня 2018 року та 21-22 травня 2018 року)

9/13

3/6

10/11

1/3

16/17

13/13

6/6

11/11

2/3

До загальної кількості засідань включене одне засідання комітету з питань охорони праці, довкілля, безпеки та запасів від 20 грудня 2018 року, яке не було правоможним через відсутність кворуму Протягом 2018 року формально залишався у складі наглядової ради, повноваження припинені тільки в березні 2019 року

2018

КОРПОРАТИВНЕ УРЯДУВАННЯ ТА КСВ

Конфлікт інтересів Під час низки засідань наглядової ради Кудрицький Володимир Дмитрович повідомляв про потенційний конфлікт інтересів щодо питань порядку денного, які стосувалися проведення оцінки роботи та вирішення інших питань, які віднесені до компетенції наглядової ради, стосовно члена правління компанії та генерального директора АТ «Укртранснафта» Гавриленка Миколи Миколайовича,

оскільки на одній з його попередніх посад він був у безпосередньому підпорядкуванні Гавриленка Миколи Миколайовича.

Першочергові завдання наглядової ради Першочерговими завданнями наглядової ради у 2018 році стали продовження роботи над впровадженням системи внутрішнього контролю компанії та спільна робота з правлінням і ключови-

РІЧНИЙ ЗВІТ 2018

ми дочірніми компаніями групи над забезпеченням нарощування видобутку природного газу та підготовкою групи Нафтогаз до відокремлення діяльності з транспортування природного газу до 1 січня 2020 року. До питань, які активно розглядалися наглядовою радою, також належали питання ліквідності компаній групи Нафтогаз і питання затвердження та контролю за виконанням Плану внутрішніх аудитів на 2018 рік.

Взаємодія з акціонером та зовнішні комунікації У 2018 році наглядова рада підтримувала постійну взаємодію з урядом, яка полягала в проведенні регулярних спільних зустрічей з Прем’єр-міністром України та іншими представниками акціонера. Також наглядова рада проводила зустрічі та низку публічних заходів з

представниками консорціуму міжнародних партнерів та інших ключових стейкхолдерів, які залучалися до питань проведення відокремлення діяльності з транспортування природного газу. Члени наглядової ради також взяли участь у круглому столі на тему «Співпраця в трикутнику Парламент-Уряд-НАК "Нафтогаз"», який було

проведено в комітетах Верховної Ради у лютому 2018 року як діалог між парламентом, урядом і компанією щодо таких важливих питань, як відокремлення діяльності з транспортування природного газу та роль наглядових рад на підприємствах державної форми власності.

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, відповідно до цього Положення ключовими завданнями та функціями комітету є: 1. Сприяння наглядовій раді у захисті інтересів компанії шляхом розроб лення проектів і надання рекомендацій та пропозицій стосовно: 1) повноти, точності та своєчасності підготовки фінансової звітності компанії; 2) ефективності внутрішнього обліку та фінансового контролю в компанії; 3) е фективності діяльності з управління ризиками в компанії; 4) о рганізації відбору, призначення, продуктивності та поточної роботи зовнішнього (незалежного) аудитора; 5) о рганізації відбору, призначення, перепризначення та звільнення керівника служби внутрішнього аудиту, продуктивності та поточної роботи служби внутрішнього аудиту;

6) казначейських механізмів, що діють в компанії. 2. Відповідно до перерахованих вище завдань комітет здійснює такі функції: 2.1. Організовує та виконує попередній розгляд питань, включених до порядку денного засідань комітету та наглядової ради, що пов’язані з фінансами, аудитом та управлінням ризиками. 2.2. Організовує та детально розробляє проекти висновків, пропозицій, рекомендацій, інших документів, проектів політик, стратегій, положень, процедур, рішень, пов’язаних з фінансами, аудитом та управлінням ризиками, а також подає їх на розгляд наглядовій раді. 2.3. Організовує та виконує такі функції стосовно фінансової звітності: 1) моніторинг та перевірка цілісності, повноти, точності та своєчасності підготовки фінансової інформації компанії; 2) огляд з керівництвом компанії та зовнішнім аудитором зведених фінансових звітів, а також перегляд обґрунтованості та прийнятності застосованих принципів

фінансової звітності та будь-яких її суттєвих виправлень (коригувань); 3) перегляд відповідності та послідовності методів бухгалтерсь кого обліку та будь-яких змін в обліковій політиці і того, як ці зміни впливають на звітність компанії та юридичних осіб, які перебувають під контролем компанії; 4) розгляд будь-яких істотних розбіжностей між зовнішнім аудитором та керівництвом стосовно фінансової звітності компанії. 2.4. Організовує та виконує такі функції стосовно внутрішнього контролю та управління ризиками: 1) перегляд не менше одного разу на рік загального стану та ефективності систем внутрішнього контролю та управління ризиками в компанії, включаючи огляд звітів зовнішніх і внутрішніх аудиторів; 2) аналіз ефективності коригувальних дій, вжитих керівництвом щодо вдосконалення системи внутрішнього контролю та управління ризиками; 3) проведення регулярних зустрічей з правлінням компанії для розгляду істотних ризиків і проблем контролю та планування.

2.5. Організовує та виконує такі функції стосовно зовнішнього аудиту компанії: 1) надання рекомендацій наглядовій раді та, в разі необхідності, загальним зборам акціонерів стосовно призначення, повторного призначення або звільнення зовнішнього аудитора, визначення винагороди за проведення аудиту та умов залучення зовнішнього аудитора, а також дослідження проблем, що можуть бути підставою для звільнення зовнішнього аудитора, та надання відповідей на будь-які питання стосовно припинення діяльності або звільнення зовнішнього аудитора; 2) контроль за дотриманням вимог Закону України «Про публічні закупівлі» від 25.12.2015 № 922-VIII та інших вимог чинного законодавства при виборі зовнішнього аудитора; 3) контроль незалежності та об’єктивності зовнішнього аудитора відповідно до Міжнародних стандартів контролю якості, аудиту, огляду, іншого надання впевненості та супутніх послуг; 4) 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; 5) р озроблення та реалізація політики щодо залучення зовнішнього аудитора для надання послуг не аудиторського характеру з урахуванням відповідних етичних рекомендацій щодо надання не аудиторських послуг з боку зовнішньої аудиторської фірми; 6) перегляд ефективності процесу зовнішнього аудиту, характеру та обсягу аудиту, здійснення нагляду за аудитом і проведення аналізу будь-яких проблем або застережень, що випливають з аудиту, швидкості реагування керівництва на письмові рекомендації, а також проведення огляду результатів аудиту із зовнішнім аудитором, включаючи, але не обмежуючись обговоренням будь-яких серйозних проблем, що виникли в ході перевірки, в тому числі: - будь-яких бухгалтерських та аудиторських суджень; - рівня помилок, виявлених у ході перевірки.

2.6. Організовує та виконує такі функції стосовно внутрішнього аудиту компанії: 1) подання на затвердження наглядовій раді Положення про службу внутрішнього аудиту; 2) надання рекомендацій наглядовій раді про призначення, перепризначення або звільнення керівника служби внутрішнього аудиту; 3) надання рекомендацій наглядовій раді щодо умов трудових договорів, які укладатимуться з працівниками служби внутрішнього аудиту (включаючи керівника служби внутрішнього аудиту); 4) складання проекту бюджету наглядової ради, включаючи бюджет служби внутрішнього аудиту, та подання його на затвердження наглядовій раді; 5) подання на затвердження наглядовій раді ризик-орієнтованого річного плану внутрішнього аудиту; 6) перегляд звітів про діяльність служби внутрішнього аудиту; 7) перегляд не менше одного разу на рік ефективності діяльності служби внутрішнього аудиту; 8) розгляд проблем, що перешкоджають службі внутрішнього аудиту ефективно виконувати поставлені завдання, і сприяння усуненню таких обмежень; 9) сприяння забезпеченню достатніми та адекватними ресурсами для ефективного функціонування служби внутрішнього аудиту. 2.7. Організовує та виконує функції стосовно казначейських механізмів в компанії, а саме здійснює огляд і звітування наглядовій раді стосовно загального управління казначейською діяльністю в компанії, в тому числі: - банківські механізми та відносини; - управління ліквідністю та прогнозна діяльність; - управління боргами; - управління процентним ризиком; - внутрішній контроль за діяльністю казначейського департаменту. 2.8. Організовує та виконує такі функції стосовно інших обов’язків у компанії, в тому числі: 1) ініціація та проведення спеціальних досліджень у міру необхідності, в тому числі за участю незалежних консультантів (експертів); 2) розгляд випадків шахрайства та оцінка адекватності заходів,

вжитих керівництвом для запобігання шахрайству; 3) р озгляд необхідності внесення змін до цього Положення; 4) н адання рекомендацій щодо відбору, призначення, перепризначення та звільнення керівника підрозділу, до компетенції якого належить питання бюджетування; 5) н адання наглядовій раді не менше одного разу на шість місяців звіту про діяльність комітету, а також, на вимогу наглядової ради, надання регулярних доповідей або інформації з окремих питань діяльності комітету; 6) подання на розгляд наглядової ради проектів нових редакцій Положення про комітет або необхідних змін і доповнень до нього з відповідним обґрунтуванням; 7) в иконання інших обов’язків, пов’язаних з компетенцією комітету, на вимогу наглядової ради. Положення про комітет передбачає звітування перед наглядовою радою не менше одного разу на шість місяців.

Основні результати роботи в 2018 році У 2018 році комітет з питань аудиту та ризиків провів 13 засідань, під час яких було прийнято більш ніж 45 рішень. У січні 2018 року наглядова рада прийняла рішення перейменувати цей комітет на комітет з питань аудиту та ризиків, розширивши компетенцію цього комітету питаннями управління ризиками, що відображено в новій редакції Положення про комітет з питань аудиту та ризиків, яка набула чинності в лютому 2018 року. У 2018 році цей комітет зосереджував увагу на розгляді та схваленні фінансових та інвестиційних планів компанії та ключових господарських товариств групи Нафтогаз, на розгляді результатів внутрішніх аудитів і перевірок діяльності компанії та підприємств групи Нафтогаз, на питаннях проведення перевірок форензік і на забезпеченні здійснення відповідних дій за результатами рекомендацій внутрішнього та зовнішнього аудиту компанії та підприємств групи Нафтогаз. Протягом 2018 року комітет тісно співпрацював із зовнішнім аудитором компанії щодо результатів аудиту консолідованої фінансової звітності компанії за 2017 рік і планування зовнішнього аудиту на 2018 рік, включаючи проведення зустрічей без представників керівництва компанії.

2018

КОРПОРАТИВНЕ УРЯДУВАННЯ ТА КСВ

Зовнішнім аудитором компанії за звітний період обрано ПрАТ «Делойт енд Туш ЮСК». Його було обрано за результатами процедури відкритих торгів на закупівлю послуг з проведення фінансового аудиту та перевірки фінансово-господарської діяльності НАК «Наф тогаз України», проведеної відповідно

до вимог Закону України «Про публічні закупівлі». Водночас компанією була проведена перевірка незалежності аудитора, а саме його відповідності спеціальним вимогам Закону України «Про аудиторську діяльність», який був чинним на дату такої перевірки, а також були проведені внутрішні про-

РІЧНИЙ ЗВІТ 2018

цедури компанії з питань комплаєнсу. ПрАТ «Делойт енд Туш ЮСК» своїм листом від 12 квітня 2019 року повідомило компанію та комітет з питань аудиту та ризиків, що ключовий партнер з аудиту, аудитори, які залучалися до виконання аудиторських процедур, є незалежними від компанії.

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 газу наглядової ради було затверджено рішенням наглядової ради в лютому 2018 року. Зокрема, відповідно до цього Положення основним завданням комітету є сприяння наглядовій раді у захисті інтересів компанії шляхом оцінки та надання рекомендацій і пропозицій стосовно: 1) з астосування Кодексу корпоративної етики; 2) к онфлікту інтересів на рівні найвищого керівництва та працівників компанії; 3) внесення змін до Кодексу корпоративної етики, необхідних для реалізації стратегії та місії компанії у бізнес-середовищі, що змінюється; 4) е фективного впровадження Кодексу корпоративної етики в компанії, моніторингу та усунення поодиноких або повторюваних порушень Кодексу корпоративної етики найвищим керівництвом і працівниками компанії; 5) спеціальних правил і процедур для опрацювання скарг третіх осіб стосовно порушення етичних норм найвищим керівництвом і працівниками компанії; 6) а декватних заходів для усунення негативних наслідків, спричинених порушенням етичних норм найвищим керівництвом і працівниками компанії; 7) 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.

100

Комітет з питань етики та відокремлення діяльності з транспортування природного газу організовує та виконує такі функції: 1) розгляд питань, включених до порядку денного засідань комітету та наглядової ради, що стосуються сфери корпоративної етики, зокрема конфлікту інтересів та відокремлення діяльності з транспортування природного газу; 2) розгляд скарг щодо порушення етичних норм найвищим керівництвом і працівниками компанії та надання відповідних рекомендацій наглядовій раді; 3) постійний огляд і моніторинг ситуацій щодо наявності конфлікту інтересів у найвищого керівництва, у посадових осіб і працівників компанії; 4) на вимогу найвищого керівництва, посадових осіб і працівників компанії, проведення попередньої конфіденційної перевірки дотримання правил корпоративної етики компанії в конкретних випадках; 5) аналіз та перегляд правил, процедур і практик компанії з етики для виявлення можливих порушень етичних норм і надання оцінки їх ефективності для задоволення інтересів і потреб компанії; 6) моніторинг бізнес-середовища компанії та найкращої міжнародної практики (як універсальної, так і галузевої) у сфері корпоративної етики та відокремлення діяльності з транспортування природного газу, взаємодія з різними зацікавленими особами для визначення адекватності поточних політик компанії з цих питань; 7) забезпечення належного рівня підзвітності та прозорості компанії, де це може сприяти усуненню або зменшенню етичних ризиків для компанії з урахуванням вимог щодо захисту інформації; 8) забезпечення поінформованості найвищого керівництва та працівни-

ків компанії з питань етики, а також наявності ефективних засобів для подання та опрацювання їх скарг; 9) сприяння ефективній комунікації між керівництвом і працівниками компанії з метою досягнення кращого розуміння етичних цінностей компанії та для заохочення їх дотримання, а також для запобігання неприйнятним практикам; 10) на запит правління компанії, надання йому рекомендацій з питань корпоративної етики; 11) звітування перед наглядовою радою про завдання та функції комітету, виконані в рамках підготовки річного звіту; 12) надання рекомендацій наглядовій раді з питань відокремлення оператора газотранспортної системи. Положення про комітет передбачає звітування перед наглядовою радою не менше одного разу на рік.

Основні результати роботи в 2018 році У 2018 році комітет з питань етики та відокремлення діяльності з транспортування природного газу провів 6 засідань, під час яких було прийнято 2 рішення та здійснено обговорення з більш ніж 15 питань, які виносилися на розгляд цим комітетом з метою обговорення. У січні 2018 року наглядова рада прийняла рішення перейменувати цей комітет на комітет з питань етики та відокремлення діяльності з транспортування природного газу, розширивши компетенцію цього комітету питаннями відокремлення діяльності з транспортування природного газу, що відображено в новій редакції Положення про комітет з питань етики та відокремлення діяльності з транспортування природного газу, яка набула чинності в лютому 2018 року. У 2018 році цей комітет зосереджував увагу на питаннях анбандлінгу та співпраці з ключовими зовнішніми та внутрішніми стейкхолдерами, а чле-

ни комітету приділяли суттєву увагу проведенню регулярних зустрічей з представниками ключових стейкхолдерів задля підвищення рівня обізнаності

щодо процесів та робіт, які проводилися в групі Нафтогаз з метою підготовки до завершення анбандлінгу до 1 січня 2020 року.

З-поміж іншого, комітет займався розглядом ситуацій виникнення конфлікту інтересів і 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 на глядової ради в лютому 2018 року. Зокрема, відповідно до цього Положення ключовими завданнями та функціями комітету є: 1. Сприяння наглядовій раді у розроб ленні проектів: 1) стратегії наступництва наглядової ради, правління та інших осіб, які здійснюють управлінські функції (у випадках, передбачених Статутом або внутрішніми документами компанії), яка, зокрема, включає пошук потенційних кандидатів на посаду голови правління у разі припинення повноважень чинного голови правління для забезпечення безперервності роботи правління; 2) політик та стандартів компанії з питань відбору кандидатів на посади голови та членів правління, інших посадових осіб компанії, які призначаються та звільняються наглядовою радою, спрямованих на залучення висококваліфікованих фахівців до управління компанією; 3) принципів визначення винагород голові та членам правління з метою створення необхідних стимулів для ефективної роботи щодо реалізації стратегії розвитку компанії; 4) умов трудових договорів (контрактів), що укладатимуться з головою та членами правління, іншими посадовими особами компанії, які призначаються та звільняються наглядовою радою. 2. Надання загальним зборам або наглядовій раді (як це встановлено Статутом) рекомендацій та пропозицій стосовно: 1) кандидатур на посади голови та членів правління, інших посадових осіб компанії, які призначаються та звільняються наглядовою радою; 2) припинення повноважень голови та членів правління; 3) залучення незалежного зовнішнього радника для оцінювання роботи членів наглядової ради; 4) кандидатур на посади членів на глядової ради.

3. Відповідно до завдань комітет здійснює такі функції: 1) розроблення та періодичний перегляд політик (внутрішніх положень) компанії з питань призначень і винагород; 2) п опередній розгляд питань щодо призначень і винагород голови та членів Правління, а також інших осіб, які здійснюють управлінські функції (у випадках, передбачених Статутом або внутрішніми документами компанії); 3) о рганізація розроблення та опрацювання проектів політик, стратегій, положень, рішень, інших документів, що регулюють діяльність у сфері призначень і винагород голови та членів правління, підготовка наглядовій раді висновків, пропозицій і рекомендацій з цих питань; 4) аналіз поточних та очікуваних потреб компанії щодо професійної кваліфікації голови та членів правління, інших посадових осіб компанії, які призначаються та звільняються наглядовою радою, з урахуванням інтересів і стратегії розвитку компанії, визначення критеріїв відбору кандидатів на ці посади; 5) в изначення 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; 6) підготовка та винесення на розгляд загальних зборів або наглядової ради (як це встановлено Статутом) подання про обрання або припинення повноважень голови та членів правління, призначення та звільнення з посади посадових осіб компанії, які призначаються та звільняються наглядовою радою; 7) з дійснення порівняльного аналізу та інформування наглядової ради про політики, програми, міжнародну практику, ситуацію на ринку праці щодо рівнів і систем винагороди членів виконавчих органів господарських товариств, формування та

надання пропозицій щодо винагороди голові та членам правління; 8) 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; 9) організація розроблення, опрацювання, підготовка рекомендацій щодо форм та істотних умов трудових договорів (контрактів), що будуть укладатись з головою та членами правління; 10) формування пропозицій щодо ключових показників ефективності та організація процедур 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; 11) періодичне оцінювання структури, розміру, складу та роботи правління, надання рекомендацій щодо будь-яких змін; 12) періодичне оцінювання голови та членів правління на відповідність кваліфікаційним вимогам та звітування щодо зазначеного питання наглядовій раді; 13) розроблення плану наступництва для посад голови та членів наглядової ради; 14) розроблення плану наступництва для посад правління, забезпечення наявності у правління належного плану наступництва інших осіб, які здійснюють управлінські функції в компанії; 15) надання наглядовій раді рекомендацій щодо персонального складу кожного з її комітетів, а також періодичної ротації членів наглядової ради між комітетами; 16) 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;

101

2018

КОРПОРАТИВНЕ УРЯДУВАННЯ ТА КСВ

17) п опередній аналіз результатів діяльності голови та членів правління, зокрема, з огляду на можливе збільшення винагороди, застосування інших стимулів; 18) моніторинг виконання рішень наглядової ради з питань, що належать до компетенції комітету; 19) погодження кандидатур осіб, які здійснюють управлінські функції, при їх призначенні; 20) контроль рівня та структури винагороди для осіб, які здійснюють управлінські функції, надання загальних рекомендацій правлінню з цих питань; 21) надання наглядовій раді річного звіту про результати діяльності комітету, що включає інформацію про персональний склад, кількість засідань та основну діяльність комітету, а також, на вимогу наглядової ради, надання регулярних доповідей або

інформації з окремих питань діяльності комітету. Положення про комітет передбачає звітування перед наглядовою радою не менше одного разу на рік.

Основні результати роботи в 2018 році У 2018 році комітет з призначень та винагород провів 11 засідань, під час яких було прийнято більш ніж 40 рішень. У лютому 2018 року набула чинності нова редакція Положення про комітет з призначень та винагород наглядової ради. У 2018 році цей комітет зосереджував увагу на питаннях реформування системи оплати праці в компанії та групі Нафтогаз в цілому, на запровадженні системи оцінки персоналу та забезпеченні встановлення ключових показників ефективності для членів виконавчого

РІЧНИЙ ЗВІТ 2018

органу, а також на затвердженні стандартних умов трудових контрактів для вищої ланки керівництва групи Нафтогаз, питаннях преміювання та забезпечення кадрового резерву правління. Зокрема, комітетом було розглянуто та рекомендовано для затвердження наглядовою радою Політику щодо встановлення розміру винагороди членам правління Національної акціонерної компанії «Нафтогаз України», керівникам господарських товариств, єдиним акціонером (засновником, учасником) яких є Національна акціонерна компанія «Нафтогаз України». Комітет також приділяв суттєву увагу питанням запровадження грейдингової системи оплати праці як в компанії, так і на підприємствах групи Нафтогаз, а також питанням запровадження комплексної системи управління ефективністю праці на всіх підприємствах групи Нафтогаз.

Комітет з питань охорони праці, довкілля, безпеки та запасів Ключові функції комітету Нову редакцію Положення про комітет з питань охорони праці, довкілля, безпеки та запасів наглядової ради було затверджено рішенням наглядової ради від 21-22 лютого 2018 року. Зокрема, відповідно до цього Положення ключовими завданнями та функціями комітету є: 1. Вивчення та підготовка до розгляду наглядовою радою питань, що стосуються здійснення нагляду: 1) за стратегією з питань охорони праці, довкілля, безпеки (далі – ОПДБ), оцінки та управління ресурсами та запасами вуглеводнів (далі – Запаси), планами та оцінкою ризиків у сфері ОПДБ у контексті загальної стратегії господарської діяльності компанії; 2) за обсягом і напрямом політики та плану дій, розроблених для реалізації стратегії з ОПДБ та Запасів, включаючи зниження ризиків; 3) за реалізацією планів та контролем за виконанням стратегії з ОПДБ та Запасів, виконанням планів і заходів, включаючи план реагування на надзвичайні ситуації та аварії (аварійні ситуації); 4) за обсягом та результатами програм соціального інвестування та партнерства у сфері соціального розвитку; 5) за реагуванням на значні та повторювані порушення в роботі компанії з точки зору управління

102

сферами ОПДБ та Запасів, результатами діяльності та його впливом на загальногосподарську діяльність, в тому числі ті, що ведуть до значних правових наслідків; 6) за інтеграцією ОПДБ та Запасів у основні бізнес-процеси, включаючи капітальні програми, програми досліджень, програми злиття, приєднання та вихід на нові ринки; 7) за публічним розкриттям інформації, пов’язаної з ОПДБ та Запасами; 8) за якістю управління у сферах ОПДБ та Запасів, достатністю методів і заходів, якими досягається основна мета та приймаються вірні управлінські рішення; 9) створення сприятливих умов для залучення інвестицій для збільшення видобутку вуглеводнів. 2. Огляд рейтингу та стану компанії відносно найкращих міжнародних практик у сферах ОПДБ та Запасів, законодавчих вимог, включаючи досягнення у сфері корпоративного управління. Положення про комітет передбачає звітування перед наглядовою радою не рідше одного разу на рік.

Основні результати роботи в 2018 році У 2018 році комітет з питань охорони праці, довкілля, безпеки та запасів провів 3 засідання, під час яких було прийнято 1 рішення та здійснено

обговорення з 5 питань, які виносилися на розгляд цього комітету з метою обговорення. Загальна кількість засідань включає засідання від 20 грудня 2018 року, яке не є правоможним через відсутність кворуму, проте під час нього присутні члени комітету провели обговорення питань порядку денного. У січні 2018 року наглядова рада прийняла рішення перейменувати цей комітет на комітет з питань охорони праці, довкілля, безпеки та запасів, розширивши компетенцію цього комітету питаннями запасів, що відображено в новій редакції Положення про комітет з питань охорони праці, довкілля, безпеки та запасів, яка набула чинності в лютому 2018 року. У 2018 році цей комітет зосереджував увагу на питаннях мінімізації ризиків виробничого травматизму, виникнення аварій, надзвичайних ситуацій та інших інцидентів у компаніях групи Нафтогаз, а також розширення ресурсної бази та нарощування видобутку природного газу. Крім того, у жовтні 2018 року члени комітету відвідали з робочим візитом один з виробничих об’єктів АТ «Укртрансгаз», щоб наголосити на важливості питань гігієни та безпеки праці, охорони довкілля, промислової і техногенної безпеки для наглядової ради.

КОРПОРАТИВНЕ УРЯДУВАННЯ

Для здійснення внутрішньої трансформації, відмежування компанії від політичного втручання та забезпечення ефективного управління компанією Нафтогаз проводить реформу корпоративного урядування відповідно до Керівних принципів ОЕСР щодо корпоративного врядування на підприємствах державної форми власності. У 2015 році Кабінет Міністрів України (КМУ) затвердив план дій щодо реформування корпоративного управління у Нафтогазі (План дій щодо корпоративного управління або ПДКУ) та на початку 2016 року вперше було призначено незалежну наглядову раду, яка розпочала свою діяльність у травні. Реформа корпоративного урядування Нафтогазу є частиною зобов'язань України відповідно до Договору Позики з Європейським Банком Реконструкції та Розвитку (Проект «Реконструкція, капітальний ремонт та технічне переоснащення магістрального газопроводу Уренгой-Помари-Ужгород»). Досягнення цілей компанії та запровадження корпоративної стратегії значним чином залежить від успішної реалізації реформи корпоративного урядування компанії. Уряд має делегувати належний обсяг повноважень наглядовій раді, а також забезпечити умови для заміни державних контролів інструментами системи внутрішніх контролів, які було запроваджено у компанії. Це допоможе відмежувати Нафтогаз від політичного втручання та стане передумовою для масштабної трансформації, передбаченої корпоративною стратегією. ПДКУ є детальною дорожньою картою реформування корпоративного урядування, що включає запропоновані зміни до законів і підзаконних актів щодо управління Нафтогазу та юридичних осіб, акціонером (засновником, учасником) яких є компанія. Незважаючи на значний обсяг роботи, спрямованої на приведення корпоративного урядування Нафтогазу у відповідність до найкращих практик та стандартів, яка уже була зроблена, варто відмітити, що реформу компанії станом на кінець 2018 року не було завершено. Також не було виконано План дій щодо корпоративного управління. Більше того, зміни нормативно-правових документів, які регулюють управління компанії, схвалені рішеннями Уряду в

кінці 2018 – на початку 2019 років, не тільки не демонструють руху вперед, але є, фактично, підтвердженням згортання реформи корпоративного урядування. Такі важливі для запровадження ефективного корпоративного урядування групи Нафтогаз питання лишаються невирішеними: - надання наглядовій раді необхідного обсягу повноважень, включаючи затвердження стратегії, фінансових та інвестиційних планів компанії, обрання та припинення повноважень голови та членів правління; - встановлення зрозумілої та чіткої процедури сплати дивідендів на основі результатів фінансово-господарської діяльності компанії та юридичних осіб, акціонером (учасником, засновником) яких вона є; - затвердження стратегії компанії1; - затвердження змін до Статуту компанії2 для приведення його у відповідність до чинного законодавства та ПДКУ. Очікується, що деякі із зазначених питань, які потребують внесення змін до законодавства України, будуть вирішені після затвердження Проекту Закону «Про внесення змін до деяких законодавчих актів України щодо вдосконалення корпоративного управління юридичних осіб, акціонером (засновником, учасником) яких є держава». Інші дії, спрямовані на подальше запровадження реформи корпоративного урядування компанії та підприємств групи Нафтогаз, мають бути здійснені КМУ, який управляє корпоративними правами держави у статутному капіталі компанії. Окрім цього, певні дії уряду значно погіршили ситуацію із просуванням реформи корпоративного урядування аж до повернення до практики політичного втручання в управління компанією, найбільш показовими із яких є: - поновлення обмежень на здійснення витрат за відсутності належним чином затвердженого фінансового плану (відміна цих обмежень, встановлених Постановою КМУ від 3 жовтня 2012 року № 899 «Про порядок здійснення витрат суб'єктами господарювання державного сектору економіки у разі незатвердження (непогодження) річних фінансових планів у встановленому порядку», була передбачена ПДКУ);

- внесення змін до Статуту компанії, які суттєво обмежують повноваження наглядової ради та правління (Постанова КМУ від 6 березня 2019 року №226 «Деякі питання акціонерного товариства ˝Національна акціонерна компанія ˝Нафтогаз України˝») та скасовують позитивні досягнення, набуті у процесі виконання ПДКУ, зокрема виключення навіть консультаційної ролі наглядової ради компанії при обранні голови та членів правління, визначення статусу нерухомого майна, внесеного до статутного капіталу3 та статусу компанії як повноправного акціонера юридичних осіб, акціонером (засновником, учасником) яких є компанія4; - Розпорядження КМУ від 27 березня 2019 року № 176-p «Деякі питання реалізації Кабінетом Міністрів України повноважень загальних зборів акціонерного товариства ˝Національна акціонерна компанія ˝Нафтогаз України"», яким додатково обмежено повноваження наглядової ради та правління шляхом встановлення зобов'язання отримувати попереднє погодження загальних зборів (КМУ) з рішень щодо укладення правочинів, що потребують попереднього погодження наглядової ради відповідно до Статуту компанії. До реформи корпоративного урядування компанії прикута увага міжнародних організацій – визнаних експертів з питань функціонування підприємств державної форми власності взагалі та їх корпоративного урядування зокрема. У 2018 році експерти ОЕСР, за активного залучення компанії та інших зацікавлених сторін, реалізували два важливих проекти з питань антикорупційної реформи та реформи корпоративного управління, результати яких було закріплено у таких звітах: - Антикорупційні реформи в Україні: запобігання та переслідування корупції на Державних підприємствах5. - Реформа державних підприємств у вуглеводневому секторі України6. Ці звіти містять важливі висновки та рекомендації на адресу уряду та компанії щодо корпоративного урядування, реформи та подальшого розвитку групи Нафтогаз. Співпраця з міжнародними організаціями є важливою для забезпечення енергетичної безпеки України, і компанія здійснює дії, спрямовані на імплементацію відповідних рекомендацій у групі Нафтогаз.

Корпоративна стратегія групи Нафтогаз була розроблена правлінням, схвалена наглядовою радою та надіслана на затвердження акціонером у липні 2017 року. Нова редакція Статуту компанії була розроблена правлінням, схвалена наглядовою радою та надіслана на затвердження акціонеру у квітні 2018 року. У березні 2019 року КМУ змінив тип компанії з публічного на приватне акціонерне товариство та вніс відповідні зміни до Статуту. Також були внесені додаткові зміни до Статуту, що суперечать меті реформи корпоративного урядування та вимогам законодавства. 3 Попередні редакції Статуту включали положення, відповідно до якого все нерухоме майно, унесене до статутного капіталу компанії чи набуте компанією іншим законним шляхом, є власністю компанії. У новій редакції Статуту повернуто невизначеність статусу нерухомого майна компанії та навмисно виключено зазначене положення. 4 Компанія визначена як господарська структура, яка здійснює управління об'єктами державної власності, зокрема корпоративними правами, що передані до статутного капіталу компанії. Це положення суперечить ПДКУ. Воно ставить під сумнів статус компанії як повноправного акціонера юридичних осіб, акціонером (засновником, учасником) яких є компанія (який має бути визначено у рамках дій, передбачених ПДКУ). 5 https://www.oecd.org/corruption/acn/OECD-ACN-Ukraine-4th-Round-Bis-Report-SOE-Sector-2018-ENG.pdf 6 http://www.oecd.org/daf/ca/SOE-Reform-in-the-Hydrocarbons-Sector-in-Ukraine-ENG.pdf 1

103

2018

ПРАВЛІННЯ ТА ЙОГО ВИНАГОРОДА

РІЧНИЙ ЗВІТ 2018

КЛЮЧОВІ МЕНЕДЖЕРИ ТА ЇХ ВИНАГОРОДА Члени правління НАК «Нафтогаз України»

Андрій Коболєв Голова правління

Сергій Перелома Перший заступник голови правління

Сергій Коновець Заступник голови правління (фінансовий директор)

Юрій Колбушкін Член правління

Олег Прохоренко Член правління (голова правління АТ «Укргазвидобування» до 15 березня 2019 року)

Микола Гавриленко Член правління Директор з управління дивізіоном «Нафта»

Винагорода управлінського персоналу за 2018 рік Упродовж 2018 та 2017 років управлінський персонал складався із шістьох членів правління та дев’яти директорів. Компенсація управлінському персоналу, що входить до складу інших операційних витрат, включала заробітну плату і додаткові поточні премії та становила 717 млн грн (у 2017 році 214 млн грн). Винагорода членів правління (з урахуванням єдиного соціального внеску), млн грн. *Включає премію за перемогу у Стокгольмському арбітражі у розмірі 261,0 млн грн. Додатково див. стор. 106-107. **Олег Прохоренко та Микола Гавриленко не отримують винагороду як члени правління.

Андрій Коболєв Сергій Перелома Сергій Коновець Юрій Колбушкін Олег Прохоренко** Микола Гавриленко** Всього

286,5* 27,5 22,7 17,3 20,6 14,7 389,3

Менеджери вищої ланки НАК «Нафтогаз України»

Юрій Вітренко Директор виконавчий Групи Нафтогаз Голова наглядової ради ПАТ «Укрнафта» з 11 квітня 2019 року

Андрій Фаворов Директор з інтегрованого газового бізнесу

Маргарита Короткова Директор з управління персоналом та соціальної політики Групи Нафтогаз

Орест Логунов Директор з закупівель Групи Нафтогаз

104

Андрій Хоменко Директор з управління дивізіоном «Технічне забезпечення»

Павел Станчак Віце-президент АТ «Укртрансгаз»

Ярослав Теклюк Директор з юридичних питань

Віталій Щербенко Директор з адміністративної діяльності та енергоефективності

Марина Квашніна Директор з інформаційних технологій

Олег Діденко Директор з проблемної заборгованості, газорозподільних систем та роздрібного газопостачання групи Нафтогаз

Альона Осмоловська Директор з корпоративних комунікацій

105

2018

ПРАВЛІННЯ ТА ЙОГО ВИНАГОРОДА

РІЧНИЙ ЗВІТ 2018

Перемога у найбільшому в історії комерційному арбітражі: здобутки і винагорода

20,7 млн дол.

130,8 млрд дол.

фактично виплачена премія 41 члену команди*

ВВП України в 2018 році

Натомість додатково виграли

4,6

СТОКГОЛЬМСЬКИЙ

АРБІТРАЖ 2014-2018

млрд дол.

81,4

млрд дол.

* 1% від суми фактично стягненого виграшу призначено за рішенням наглядової ради команді з 41 людини. Наразі стягнуто 2,1 млрд дол., завдяки чому Нафтогаз сплатив до держбюджету податки та дивіденди на суму 56 млрд грн. Відповідно, станом на дату звіту виплачено 20,7 млн дол.

106

Втратили б, якби програли**

** Ця сума враховує всі фактично виставлені грошові вимоги Газпрому за положенням «бери або плати» за 2012-2016 роки, ефект від застосування «бери або плати» в 2017-2019 роках, ефект від застосування оригінальної контрактної ціни на газ в квітні 2014-2019 років замість переглянутої трибуналом ціни, а також оплату за обсяги відібраного в першій половині 2014 року, але неоплаченого на момент відбору газу, – за оцінкою на дату винесення фінального рішення по справі про транзитний контракт від 28 лютого 2018 року.

107

2018

УПРАВЛІННЯ РИЗИКАМИ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2018

УПРАВЛІННЯ РИЗИКАМИ У ГРУПІ НАФТОГАЗ Протягом 2018 року продовжувалась робота з побудови ефективної комплексної системи управління ризиками та координації процесу управління ризиками у групі Нафтогаз. Так, у липні 2018 наглядова рада затвердила Декларацію готовності до ризику (Risk Appetite Statement) групи Нафтогаз. Цей документ враховує кращий світовий досвід та визначає ризик-апетит компанії, тобто рівень та обсяг ризику, який компанія Нафтогаз готова понести виходячи зі своїх фінансових та операційних можливостей, і при цьому зможе досягнути своїх стратегічних та операційних цілей. Декларація готовності до ризику містить обмеження не тільки для існуючих ризиків, які зокрема були виявлені під час річної оцінки ризиків, але і потенційно для напрямків, які

мають вагомий вплив на досягнення Корпоративної стратегії Нафтогазу. Нафтогаз став першою державною компанією України, яка розробила та затвердила Декларацію готовності до ризику. Протягом 2018 року велась активна робота з розбудови функціональної вертикально інтегрованої системи управління ризиками в групі Нафтогаз. У рамках впровадження практики управління ризиками в ділову культуру на всіх підприємствах групи Нафтогаз були затверджені внутрішні документи з управління ризиками. Також у 2018 році було розроблено низку внутрішніх документів, що визначають порядок управління специфічними ризиками, а саме Методику

Рівень ризик-апетиту Нульовий Стратегічні

та Регламент управління фінансовими ризиками, Регламент управління податковими ризиками, Політику управління ризиками інформаційної безпеки. Серед іншого, з метою управління цільовим підходом до закупівель природного газу компанією з активним залученням Служби управління ризиками було розроблено модель оптимізації балансу газу. Дана модель виведе компанію на новий рівень планування закупівель газу та формування балансу. Протягом 2018 року була проведена річна оцінка ризиків не лише компанії, а і підприємств групи Нафтогаз. За результатами було сформовано єдиний Реєстр ризиків групи Нафтогаз, який включає 265 ризиків. Серед ключових ризиків, ідентифікованих протягом 2018 року у групі Нафтогаз, слід виділити:

•В ідокремлення діяльності з транспортування природного газу (анбандлінг) та впровадження оптимальної моделі використання ПСГ •Р еформа корпоративного урядування • З абезпечення контролю компанії над підприємствами групи Нафтогаз • З абезпечення безперебійного транзиту природного газу • З абезпечення необхідного видобутку природного газу у 2018 році • З абезпечення необхідного достатнього обсягу природного газу для виконання ПСО Комплаєнс •Д отримання Кодексу корпоративної етики, запобігання конфлікту інтересів, проявам корупціі, застосування санкцій Фінансові • З абезпечення виконання зобов'язань за кредитними договорами з фінансовими інститутами • З абезпечення достатнього рівня ліквідності для виконання ключових статей витрат •Д отримання цільового рівня експозиціі до валютного ризику Операційні

Структура ризиків групи Нафтогаз та їх оцінка

•О бсяги продажу компанією природного газу промисловим споживачам у 2018 році

123

ОПЕРАЦІЙНІ

КОМПЛАЄНС

• З абезпечення надійної ІТ-інфраструктури в групі Нафтогаз • З алучення та утримання кваліфікованих працівників • Створення кадрового резерву на ключові посади в компанії та на підприємствах групи Нафтогаз

•С творення єдиної загальної політики та принципів управління персоналом у групі Нафтогаз

ЕКОЛОГІЧНИХ, БЕЗПЕКИ ПРАЦІ ТА ОХОРОНИ ЗДОРОВ’Я

ЮРИДИЧНИХ

• З абезпечення необхідного рівня успішності (success rate) нових свердловин Укргазвидобування

ОЦІНКА РИЗИКУ ДЛЯ ГРУПИ: 10

НИЗЬКИЙ СЕРЕДНІЙ ІСТОТНИЙ

•В идобуток та пошуково-розвідувальні роботи • З абезпечення виконання вимог діючих та нових ліцензій на видобуток та торгівлю природним газом Регуляторні •У никнення будь-якої дискримінаціі у сфері праці •У никнення використання праці дітей

•Н адання/розкриття інформації про компанію, в тому числі надання персональних даних працівників

ФІНАНСОВІ

•В иконання вимог органів державної влади та органів місцевого самоврядування

СТРАТЕГІЧНИЙ

Стратегічні

Декларація готовності до ризику групи Нафтогаз

РЕГУЛЯТОРНІ

Низький

Помірний

Високий

Зменшення/припинення транзиту територією України через запуск Турецького потоку та Північного потоку-2 Будівництво нових газопроводів в обхід України (Турецький потік та Північний потік-2) залишається одним із ключових стратегічних ризиків групи Нафтогаз, оскільки призведе до суттєвого зменшення/припинення транзиту територією України та втрати істотної частки доходу групи Нафтогаз. Протягом 2018 року Газпром отримав всі необхідні дозволи з боку турецького уряду та завершив будівництво морської частини газопроводу Турецький потік. На момент складання звіту невирішеним залишається правове поле функціонування Північного потоку-2, а саме порядок застосування вимог Третього енергетичного пакету до нього. Додаткову інформацію щодо дій компанії за даним ризиком можна знайти у розділі «Світовий ринок газу» звіту.

Продовження дії Положення про покладення спеціальних обов'язків (ПСО) на несприятливих для компанії умовах та продовження продажу газу через облгаззбути та ТКЕ 19 жовтня 2018 року уряд України затвердив нове положення про покладення спеціальних обов’язків на компанію до травня 2020 року. Відповідно до цього положення мінімально необхідний рівень розрахунків підприємств теплокомуненерго (ТКЕ) з компанію було знижено з 90% до 78%, що призводить до накопичення проблемної дебіторської заборгованості за поставлений природний газ. Станом на 31 грудня 2018 року заборгованість підприємств ТКЕ перед Нафтогазом склала близько 30 млрд грн, а регіональних постачальників газу – близько 19 млрд грн. Значний рівень заборгованості суттєво впливає на ліквідність компанії, що описано нижче.

Репутаційні •Р еагування на загрози погіршення репутації Екологічні, безпеки праці та охорони адоров'я • З абезпечення гігієни та безпеки праці, екологічної та промислової безпеки

108

109

2018

УПРАВЛІННЯ РИЗИКАМИ

Фінансові Ризик недостатньої ліквідності Існування ризику ліквідності спричинене низкою пов'язаних між собою факторів, до яких відносяться: • сезонний характер витрат і доходів: грошова виручка від реалізації та транспортування природного газу надходить під час опалювального сезону. Водночас протягом літнього періоду, коли обсяги реалізації значно менші, група несе суттєві витрати, пов’язані з фінансуванням закачування природного газу до підземних сховищ газу на наступний опалювальний сезон; • сплата дивідендів відповідно до графіків, визначених розпорядженнями Кабінету Міністрів України без врахування наявності вільних грошових коштів в групі; • фіксовані дати погашення кредитів українських та іноземних банків на купівлю природного газу в рамках підготовки до опалювального сезону; • накопичення проблемної дебіторської заборгованості з боку ТКЕ та регіональних постачальників за поставлений природний газ. Для мінімізації впливу даного ризику Нафтогаз вживає всіх необхідних заходів щодо перенесення строків сплати кредитних зобов'язань перед українськими та іноземними банками, отримання дозволу від акціонера на сплату дивідендів частинами та від Національного банку України на продаж транзитної виручки для цих цілей.

Регуляторні Ризик неотримання нових ліцензій1 В рамках виконання Стратегії 20/20 Укргазвидобування щодо збереження та подальшого примноження видобутку українського газу підприємство реалізує низку заходів щодо отримання нових ліценцій. Проте з 2016 року Укргазвидобування отримало понад 105 відмов у погодженні ліцензій на нові ділянки та на розширення меж існуючих, а також на розробку шельфу Чорного та Азовського морів. Ситуація змінилася на краще у 4 кварталі 2018 року після ухвалення Постанови КМУ «Про реалізацію експериментального проекту із запровадження аукціонів з продажу спеціальних дозволів на користування надрами шляхом електронних торгів». Система онлайн-аукціонів з продажу ліцензій забезпечить відкритість та прозорість при наданні адміністративних послуг суб’єктам господарювання.

110

Експропріація (втрата) ліцензій на видобуток газу Частина ліцензійних ділянок Нафтогазу та Укргазвидобування, на яких може проводиться розвідка та видобуток газу, знаходяться на території або поблизу тимчасово окупованих територій на сході України. Тому роботи на цих свердловинах не проводяться. Це може призвести до можливого порушення затвердженої програми видобутку газу на існуючих свердловинах або певних вимог охорони здоров'я та навколишнього середовища.

Екологічні, безпеки праці та охорони здоров’я Специфіка операційної діяльності підприємств групи Нафтогаз характеризується підвищеним ризиком виникнення аварійних ситуацій, які можуть завдати шкоди здоров'ю та життю працівників, навколишньому середовищу, призвести до втрат виробничих потужностей та призупинення операційної діяльності. Наявність застарілого обладнання та високий рівень впливу людського фактору лише підвищують вказані ризики. З метою зменшення даного ризику на підприємствах групи Нафтогаз регулярно проходять навчання персоналу щодо дотримання вимог національних та міжнародних стандартів і практик з безпеки праці. Крім того, група Нафтогаз інвестує ресурси в модернізацію існуючих виробничих потужностей та впровадження кращих світових практик експлуатації і діагностики за даним напрямком.

Операційні Ризик втрати доступу до буферного газу, що знаходиться у підземних сховищах газу, через некоректне їх виведення зі структури Нафтогазу З метою лібералізації ринку природного газу відповідно до вимог Третього енергетичного пакету ЄС Україна взяла на себе зобов'язання провести анбандлінг – відокремлення функції транспортування газу від Нафтогазу. Першочерговим кроком постановою КМУ № 801 від 09 листопада 2016 року було створено компанію «Магістральні

РІЧНИЙ ЗВІТ 2018

газопроводи України», згодом у складі оператора ГТС, Укртрансгазу, рішенням акціонера № 218 від 01 листопада 2018 року було створено філію, що відповідає за транспортування. В рамках реалізації чергового етапу Дорожньої карти з відокремлення оператора ГТС 29 січня 2019 року заснована нова компанія – ТОВ «Оператор газотранспортної системи України», 100% власником якої є Укртрансгаз. Відповідно до затвердженого урядом плану реструктуризації Нафтогазу повинно також відбутися відокремлення діяльності зі зберігання (закачування, відбору) природного газу. У випадку некоректного виведення підземних сховищ газу зі структури групи Нафтогаз існує значний ризик втрати доступу до буферного газу, який знаходиться в ПСГ, що призведе до значних фінансових втрат групи Нафтогаз. Компанія разом із міжнародними експертами активно працює над розробкою та погодженням нового плану реструктуризації, відповідно до якого діяльність, пов'язана зі зберіганням природного газу, залишиться у структурі групи Нафтогаз.

Юридичний Ризик неврегульованості законодавства щодо закупівлі природного газу без тендерної процедури після запровадження добового балансування 1 березня 2019 року запрацювала одна з ключових реформ в енергетиці – ринок газу перейшов з місячного на добове балансування. Водночас закупівлі природного газу все ще підпадають під дію Закону України «Про публічні закупівлі», тобто повинні проводитись на основі тендерної процедури. З метою недопущення реалізації цього ризику необхідно прийняти відповідні зміни до Закону «Про публічні закупівлі».

До 2018 року цей ризик належав до класу Операційних ризиків. В рамках річної оцінки ризиків у компанії у 2018 році було оновлено клас даного ризику. 1

111

2018

КОРПОРАТИВНЕ УРЯДУВАННЯ ТА КСВ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2018

УПРАВЛІННЯ ПЕРСОНАЛОМ

Розподіл персоналу за підприємствами групи Нафтогаз у 2018 році

22 050

Пріоритетні напрями роботи з персоналом у 2018 році: підтримка проекту трансформації групи; еформування діючої на підприємствах групи системи оплати праці, уніфікація підходів до формування системи р матеріального стимулювання персоналу групи, поступове впровадження системи винагороди на основі оцінки досягнення цілей;

19 459

реалізація навчальних проектів з метою забезпечення кваліфікованим персоналом компанії групи; в провадження соціальної політики на підприємствах групи, спрямованої на утримання та підвищення залученості персоналу, створення work-life balance середовища, захисту інвестицій в людський капітал;

18 674

родовження формування управлінського кадрового резерву групи за програмою МBA, впровадження перших п онлайн програм для навчання працівників; вдосконалення HR-процесів в компаніях групи, впровадження пілотних проектів з оцінки персоналу;

3 742

диджиталізація HR-функції.

Кількісні та якісні характеристики персоналу групи Нафтогаз Станом на 31.12.2018 року облікова кількість штатних працівників на підприємствах групи Нафтогаз становила 68 386 працівників. Серед загальної кількості штатних працівників у 2018 році нараховувалося керівників усіх рівнів – 7 990 осіб

(11,7%), професіоналів та фахівців – 13 056 осіб (19,1%), технічних службовців – 284 особи (0,4%), кваліфікованих та інших робітників – 47 056 осіб (68,8%).

53 636 осіб) переважає над часткою жінок (21,6% або 14 750 осіб), що обумовлено специфікою виробничої діяльності.

2 719

У гендерній структурі підприємств групи частка чоловіків (78,4% або

Кількість штатних працівників на підприємствах групи, 2018 рік

68 386

284

Технічні службовці

Керівники всіх рівнів

Кваліфіковані та інші робітники Більшість персоналу групи Нафтогаз – 40 694 осіб (59,5%) складають співробітники, що знаходяться у віці від 30 до 50 років. Частка співробітників у віці до 30 років – 6 809 осіб (10%); понад 50 років – 18 750 осіб (27,4%); пенсіонерів за віком – 2 133 особи (3,1%).

112

по групі Нафтогаз

плинність персоналу

19,0 %

21,6 % — жінки 13 056

Професіонали та фахівці

3,9 %

по Україні

Всього працівників

7 990

Коефіцієнт плинності персоналу по групі Нафтогаз, 2018 рік

На ключових підприємствах групи Нафтогаз працює 93,5% персоналу: АТ «Укрнафта» – 22 050 осіб, АТ «Укргазвидобування» – 19 459 осіб, АТ «Укртрансгаз» – 18 674 осіб та АТ «Укртранснафта» – 3742 осіб. Безпосередньо у сфері видобутку газу та нафти зайняті 21,5% працівників, а в сфері транспортування газу та нафти – 35,5%.

78,4 % — чоловіки 47 056 У 2018 році коефіцієнт плинності персоналу по групі Нафтогаз склав 3,9% (при середньому показнику по Україні згідно з загальногалузевими оглядами EY – 19%).

Винагорода персоналу З метою створення прозорої системи оплати праці у 2018 році на підприємствах групи Нафтогаз продовжувалось впровадження грейдової системи оплати праці (покриття – 95% працівників групи). Зроблені важливі кроки до уніфікації підходів щодо формування систем матеріального стимулювання працівників групи, продовжено впровадження системи змінної винагороди, яка пов’язує результати роботи підприємств з результатами діяльності конкретних працівників.

За результатами 2018 року середня заробітна плата працівників у групі Нафтогаз зросла на 20% порівняно з 2017 роком та становила 16 042 грн (за результатами огляду EY, цей показник по Україні – 16%). Зростання заробітної плати є одним із заходів, які вживає компанія у відповідь на брак робочої сили, трудову міграцію кваліфікованого виробничого персоналу за кордон, зростання рівня інфляції, зростання вартості проживання та ін. З метою залучення, збереження і мотивування керівників, які мають необхідні навички, знання та компетенції, до

досягнення цілей, визначених Корпоративною стратегією, та встановлення єдиних принципів визначення винагороди керівників у 2018 році розроблено та впроваджено політику щодо встановлення розміру базової винагороди членам правління компанії та керівників акціонерних товариств групи Нафтогаз (далі разом – керівники) та систему управління змінною частиною винагороди керівників – преміювання за досягнення цілей та ключових результатів. Встановлено цілі керівникам на 2018 та 2019 роки. Повністю запроваджена та працює другий рік система цілепокладання в Укргазвидобуванні та Укртранснафті.

113

2018

КОРПОРАТИВНЕ УРЯДУВАННЯ ТА КСВ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2018

Оцінка персоналу

Соціальне забезпечення Соціальна політика групи Нафтогаз є важливим інструментом для залучення, утримання, соціального захисту кваліфікованих працівників, чиї професійні вміння на даний момент є унікальними та дефіцитними. Значною мірою він впливає на створення позитивного мотиваційного клімату та є реальною конкурентною перевагою підприємства на ринку праці. Соціальний розвиток та соціальні заходи підприємств групи Нафтогаз включають добровільне медичне страхування та медичне обслуговування працівників, страхування від нещасних випадків, оздоровлення та відпочинок працівників та членів їх сімей, утримання об’єктів соціальної інфраструктури, виплату матеріальної допомоги. В рамках реалізації стратегії утримання працівників через нематеріальну мотивацію та організацію культурного дозвілля робітників, які не мають доступу до подібного роду послуг, започатковано проект співпраці підприємств групи Нафтогаз з Київським академічним драматичним театром на Подолі. У 2018 році 560 працівників ГПУ «Шебелинкагазвидобування», БУ «Укрбургаз», «УГВ-Сервіс», УБМР «Укргазспецбудмонтаж» стали першими глядачами гастрольної вистави театру «Сто тисяч». На соціальний захист та розвиток персоналу у 2018 році було витрачено 2,4 млрд грн, що на 26% більше, ніж у 2017 році.

Середньомісячна зарплата на підприємствах групи Нафтогаз, грн

16 042

Укргазвидобування В Укргазвидобуванні було розроблено систему оцінки персоналу на базі моделі компетенцій та проведено оцінку керівників двох рівнів управління. Результат проведеної оцінки керівного персоналу дозволив виявити потенціал та визначити зони їх професійного розвитку, прийняти ряд кадрових рішень.

13 374

2017

+20 %

У ході розробки та реалізації програм і політик з питань управління персоналом та соціальної політики група стала засновником та активним учасником Київської міської організації роботодавців нафтогазової галузі (КМОРНГ) та Івано-Франківської обласної організації роботодавців нафтогазової галузі (ІФООРНГ), що є засновниками Всеукраїнського галузевого об'єднання «Федерація роботодавців нафтогазової галузі» (ФРНГ). Підприємства групи Нафтогаз активно долучаються до робочих груп з реалізації освітніх та інших проектів, перемовин

У 2018 році на підприємствах групи Нафтогаз продовжено роботу з впровадження оцінки персоналу:

2018

щодо внесення змін до Галузевої угоди, інших заходів соціального діалогу. Зокрема, під егідою КМОРНГ, ІФООРНГ та ФРНГ представниками підприємств групи Нафтогаз обговорюються зміни системи оплати праці та соціального захисту працівників, проходять наради керівників служб з управління персоналом і проводяться заходи для створення безпечних умов праці. В 2018 році розроблено концепцію соціальної політики групи, план реалізації соціальних заходів з метою утримання та підвищення залученості персоналу.

Також продовжено роботу із встановлення індивідуальних щорічних цілей та ключових показників виконання.

Укртрансгаз

Укрнафта

З метою планування кар’єри та просування працівників, формування кадрового резерву товариства, визначення потреби в навчанні і розвитку персоналу, перегляду розмірів винагород у листопаді 2018 року в Укртрансгазі вперше була проведена оцінка персоналу товариства. Близько 1 000 керівників всіх рівнів філій Укртрансгазу були навчені використовувати методології оцінювання, розроблені товариством. Цільовою аудиторією оцінки були робітники та інженерно-технічні працівники структурних підрозділів філій товариства. Загалом оцінено 14 370 осіб.

У 2018 році для всіх категорій працівників управлінського та інженерно-технічного складу Укрнафти була впроваджена система управління ефективністю, встановлені ключові показники виконання на рік (КПВ) та проведена оцінка роботи за півріччя. Оцінка роботи за 2018 рік – в процесі проведення. Преміювання здійснюється на підставі результатів оцінки роботи працівників за правилами, закріпленими в колективному договорі товариства.

Укртранснафта В територіальних офісах та виробничих підрозділах товариства проводилась регулярна робота з атестації працівників.

Digital HR: У 2018 році продовжено роботу по впровадженню сучасних IT-рішень в HR-сфері на підприємствах групи: роведено детальний аналіз ринку програмного п забезпечення для автоматизації HR-процесів; з апочаткована розробка статуту проекту Talent Management System з наступним його впровадженням в Групі Нафтогаз у 2019 році; в Укргазвидобуванні для автоматизації ведення кадрового діловодства та розрахунку заробітної плати в IV кварталі 2018 зроблено налаштування та підготовку до впровадження до тестової роботи (запуск) системи «IS – PRO автоматизація HR процесів»;

в Укргазвидобуванні успішно впроваджено перший етап системи дистанційного навчання: створено навчальний відео-контент з геології, буріння та для розвитку неспеціалізованих, важливих для кар'єри навичок (soft skills); в Укрнафті для реалізації процесів встановлення КПВ та оцінки роботи керівників та інженернотехнічних працівників розроблено та впроваджено автоматизований додаток в системі ERP; в Укртрансгазі за функціональним напрямом «Управління персоналом» в межах проекту впровадження комплексної автоматизованої системи керування (КАСК) запущено в промислову експлуатацію бізнес-процеси адміністрування персоналу, організаційний менеджмент, інтегровано в SAP грейдову систему оплати праці.

Витрати підприємств групи Нафтогаз на соціальне забезпечення працівників у 2018 році, млн грн

580,6

МАТЕРІАЛЬНА ДОПОМОГА

114

Всього за 2018 рік

592,7

49,9

531,7

ЖИТЛОВЕ ЗАБЕЗПЕЧЕННЯ/ ПОЗИКИ

40,9

МЕДИЧНЕ ОБСЛУГОВУВАННЯ

684,6

ПРЕМІЮВАННЯ

182,8 159,3 УКРТРАНСНАФТА

ІНШІ СОЦІАЛЬНІ ДОПОМОГИ ТА ВИПЛАТИ

2 406,3

939,8

УКРНАФТА

465,0

ОЗДОРОВЛЕННЯ ПРАЦІВНИКІВ ТА ЇХ ДІТЕЙ/ ПРИДБАННЯ ПУТІВОК

УКРТРАНСГАЗ

УТРИМАННЯ ОБ’ЄКТІВ СОЦІАЛЬНОЇ ІНФРАСТРУКТУРИ

Навчання та розвиток персоналу

За підприємствами групи

ІНШІ ПІДПРИЄМСТВА

164,3

УКРГАЗВИБОДУВАННЯ

421,0

Одним із пріоритетних напрямів є розвиток та навчання персоналу, підвищення необхідної професійної кваліфікації робітників, що відповідає потребам виробництва, яке постійно модернізується та оновлюється. Інвестуючи в навчання та розвиток робітників, компанія та підприємства групи суттєво зменшують ризики та захищають значні інвестиції в сучасне обладнання та новітні технології через їх надійну професійну експлуатацію. Майже 31% загальної кількості керівників, професіоналів та фахівців, а саме 20 906 осіб, що працюють на підприємствах групи Нафтогаз, мають повну вищу освіту, неповну вищу та базову вищу.

Кількість кандидатів наук – 220 осіб, у тому числі 52 жінки; докторів наук – 14 осіб, у тому числі 3 жінки. Вчене звання/ступінь мають 37 осіб: 21 доцент, 10 старших наукових співробітників, 6 професорів. Укргазвидобування успішно реалізовує безпрецедентні програми, як у напрямку HSE (охорони праці, безпеки та довкілля) так і в напрямку підвищення кваліфікації працівників (буріння, геологія, управлінський облік, аудит, управління проектами та інше). Мета програми тренінгів з HSE – навчити виробничий персонал товариства всіх рівнів – від менеджменту до праців-

ників робочих спеціальностей – безпечному виконанню робіт. Силами внутрішніх тренерів, відібраних серед кращих працівників, які пройшли навчання, склали іспити та отримали верифікацію по програмі Train The Trainer, 13 980 робітників виробництва пройшли тренінги «Оцінка ризику, аналіз безпечного виконання робіт та безпечний робочий простір» – для працівників робочих спеціальностей, та «Лідерство, поведінковий аудит безпеки та оцінка ризиків» – для менеджменту. Практичні приклади та кейси допомогли краще зрозуміти тренінг та усвідомлювати власне ставлення до безпеки на робочу місці. Понад 1 500 працівників пройшли практичний одноденний тренінг «Робота на висоті

115

160

180

10 старших наукових співробітників 11 2

737

Дрогобицький коледж нафти і газу

180

Укрнафта

РК ДВНЗ КНЕУ

Інженерних мереж та екології міст

143

ДВНЗ «Український державний хіміко-технологічний університет»

КНУ ім. Тараса Шевченка

25000

— керівники

— середній менеджмент, фахівці

— робочі

Укргазвидобування

20000

13 980

15000

36 616

12 000

4 680

5000

174

197

208

950

342

314

274

876

315 0

878 1 673

200

400

Укргазвидобування

Укрнафта

Укртранснафта

Укртрансгаз

800

Природничих наук і туризму

1000

KSE ХНУМГ

ШКОЛА БІЗНЕСУ

ПНТУ

Нафтогазової інженерії

ХНУМГ Інженерної механіки

Плани на 2019 рік: • Розповсюдження кращих практик групи щодо автоматизації HR-функцій на інші підприємства групи. Початок впровадження в групі Нафтогаз проекту з управління талантами "Talent Management System". • Завершення реформування системи оплати праці та впровадження грейдової системи оплати праці в усіх підприємствах групи.

Нафтогаз

600

SAIT ХНУМГ ХНУМГ ГАЗ

921

179 з них із наданням оплачуваного робочого місця

Укртрансгаз

перепідготовка та підвищення кваліфікації

10000

116

2500

Івано-Франківський національний технічний університет нафти і газу

Кількість працівників підприємств групи Нафтогаз, які підвищили свою кваліфікацію в 2018 році, осіб

В рамках цього проекту також будуть сформовані нові професійні стандарти,

Проходження практики студентами українських ВНЗ на підприємствах групи Нафтогаз у 2018 році

6 професорів 0

Університети надають базу для навчання, забезпечують акредитацію та ліцензування програм та викладачів у відповідності до вимог законодавства України.

Гуманітарної підготовки та державного управління

140

21 доцент

Докторів наук

120

нафта

100

SAIT відповідає за змістовну частину програми, підготовку українських викладачів та проведення навчання першого потоку програми.

Школа будівництва

Розпочато унікальний за своєю суттю та масштабами проект з первинної підготовки фахівців за сучасними стандартами міжнародної освіти для потреб групи Нафтогаз та нафтогазової галузі в цілому. Це спільний проект компанії з Технологічним інститутом Південної Альберти (SAIT), Канада, за участі Київської міської організації роботодавців нафтогазової галузі (Організація роботодавців) та

Основні напрями співпраці з вищими навчальними закладами (ВНЗ): •п ідготовка та підвищення кваліфікації працівників; •о тримання актуального досвіду викладачами ВНЗ на базі підприємств; •п рофорієнтаційна діяльність; •р озвиток і модернізація навчальних баз; •п ідготовка студентів за спеціальностями, актуальними для підприємств групи; • в провадження дуальної форми освітнього процесу; • з алучення до інноваційної діяльності • с тажування студентів на підприємствах групи та працевлаштування випускників.

студентів

В цьому проекті група Нафтогаз в особі Організації роботодавців здійснює прогноз потреби у фахівцях, формує вимоги до випускників, забезпечує оновлення матеріальної бази в частині обладнання лабораторій, організовує практику студентів та працевлаштування випускників.

ГАЗ

Це унікальна програма, місією якої є впровадження сучасних стандартів менеджменту, зміна корпоративної культури та перетворення компаній державного сектору на ефективні та конкурентоспроможні підприємства. В рамках реалізації цього проекту завершено навчання двох груп та розпочато навчання двох нових у складі працівників групи Нафтогаз (всього 98 осіб).

KSE

Мета проекту – за участі групи Нафтогаз сформувати в Україні якісні сучасні бакалаврські освітні програми, що дадуть можливість забезпечувати нафтогазову галузь якісним трудовим ресурсом.

газ

Група Нафтогаз плідно співпрацює з навчальними закладами також щодо інших освітніх проектів. Загалом 17 вищих навчальних закладів та 5 середньо-спеціальних навчальних закладів, провідні бізнес-школи та тренінгові компанії у 2018 році було залучено до різних форм співпраці з підприємствами групи. Продовжено розвиток взаємовигідних відносин з навчальними закладами, які здійснюють підготовку профільних фахівців.

НАФТА

168

за якими будуть навчатися майбутні працівники нафтогазової галузі.

Школа бізнесу

Кандидатів наук

українських вищих навчальних закладів – Полтавського національного технічного університету ім. Ю. Кондратюка та Харківського національного університету міського господарства ім. О. Бекетова.

Інженерної механіки

20 906

31%

Керівники, професіонали та фахівці групи Нафтогаз, що мають повну вищу освіту, неповну вищу та базову вищу

З метою підтримки трансформаційних процесів в групі Нафтогаз реалізовується довгостроковий освітній проект з навчання високопотенційних працівників підприємств групи за програмою SOE MBA Київської школи економіки. Програму було запущено бізнес-школою для підприємств державного сектору за ініціативи Міністерства економічного розвитку та торгівлі України та підтримки фонду Western NIS Enterprise Fund.

ПНТУ

Структура керівного персоналу групи Нафтогаз за рівнем освіти в 2018 році

Взаємодія з освітніми організаціями

Школа гостинності та туризму

лили впровадити на підприємстві комплексну програма тренінгів за напрямком «Школа буріння», яка складається з 15 курсів. Тренінги проводилися як в Україні, так і в провідних надсучасних лабораторіях за кордоном. Висококваліфіковані інструктори передавали свій досвід з технології буріння, управління буровими проектами і ризиками при бурінні, контролю свердловини, цементування та інше.

Менеджменту

Знаковою подією для товариства стало співробітництво з компанією Schlumberger, яка надає повний комплекс послуг з підготовки та розвитку персоналу у галузі нафти і газу та є

провідним світовим постачальником технологій, комплексного управління проектами та інформаційних рішень для нафтогазової галузі світу при підтримці спеціалістів Мережі досконалості у навчанні (NExT), представлених трьома інституціями – Техаським університетом A&M, Університетом Оклахоми і Університетом Херіот-Ватт. Сучасні освітні можливості поєднані з досвідом роботи провідних фахівців Schlumberger дозво-

ГАЗ

у безопірному просторі», понад 750 працівників товариства опанували курс першої домедичної допомоги, який є надзвичайно важливим на підприємстві з підвищеним рівнем небезпеки.

РІЧНИЙ ЗВІТ 2018

Бізнес

КОРПОРАТИВНЕ УРЯДУВАННЯ ТА КСВ

Інженерної механіки нафта

2018

• Трансформація HR-функції групи у відповідності до моделі стратегічного контролера. Підтримка процесу трансформації.

• Створення середовища, де реалізуються потреби у визнанні, спілкуванні, приналежності і відпочинку шляхом проведення культурних заходів в рамках соціальної політики групи. • Реалізація наступних етапів проекту з первинної підготовки фахівців для нафтогазової галузі. • Очолювання проекту з розробки та укладення галузевої угоди в новій редакції.

117

2018

КОРПОРАТИВНЕ УРЯДУВАННЯ ТА КСВ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2018

БЕЗПЕКА ПРАЦІ Ключовим принципом політики групи Нафтогаз у сфері безпеки праці є пріоритет життя і здоров’я працівників, повна відповідальність керівників підприємств за створення безпечних і здорових умов праці. У 2018 році на підприємствах групи реалізовувалися якісно нові підходи щодо

уникнення виробничого травматизму та популяризувалися новітні технології охорони праці на виробництві.

охорони праці регулярно розглядаються на нарадах підприємств групи та загальних зборах трудових колективів. Співробітники проходять регулярні інструктажі. За підсумками нарад та інструктажів визначаються додаткові заходи щодо запобігання виробничому травматизму та профзахворюванням, підвищення якості навчання з охорони праці.

Для управління охороною праці на підприємствах групи використовується п’ятиступенева система контролю, що включає в себе перевірки виробничих підрозділів та робочих місць. Питання

Заходи та результати в сфері охорони праці в 2018 році Протягом 2018 року впроваджено системи управління охороною праці (СУОП) у 15 департаментах компанії, підготовлено 24 інформаційні повідомлення про суттєві нещасні випадки у групі Нафтогаз, які надавалися наглядовій раді. У 2018 році проведено 24 перевірки з питань охорони праці, екології та промислової безпеки підприємств групи та їх філій. Аудиторська компанія Deloitte здійснила технічний аудит виробничих об’єктів Укртрансгазу, Укртранснафти та Укрнафти з питань охорони праці та екологічної безпеки. Упродовж 2018 року на підприємствах групи атестовано за умовами праці 1338 робочих місць. За результатами атестації розробляються та вживаються заходи щодо покращення умов праці. З метою підвищення готовності до реагування на надзвичайні ситуації і посилення цивільного захисту у 2018 році на підприємствах групи було проведено

40 комплексних об’єктових навчань (взяли участь 1 270 осіб), 62 комплексні об’єктові тренування (взяли участь 2 480 осіб), 183 об’єктові тренування спеціалізованих служб та формувань цивільного захисту (взяли участь 3 313 осіб), 1 231 протипожежне об’єктове тренування (взяли участь 15 393 особи), 1 967 протиаварійних об’єктових тренувань (взяли участь 19 670 осіб). На підприємствах групи проводяться заходи щодо антитерористичної захищеності важливих об’єктів, що включають обладнання об’єктів технічно-інженерними засобами охорони, проведення навчання працівників з протидії можливим проявам терористичного характеру, облаштування об’єктів групи засобами спостереження, посилення контролю за доступом користувачів до ресурсів інформаційно-телекомунікаційних систем тощо. У 2018 році на підприємствах групи Нафтогаз було розроблено і впроваджено ряд важливих документів, які спрямовані

на підвищення безпеки праці та запобігання травматизму: • План організаційно-технічних заходів з гігієни та безпеки праці на 2018 рік та запроваджено обов'язкову щоквартальну звітність щодо виконання Плану. •Ц ілі та завдання НАК «Нафтогаз України» у сфері гігієни та безпеки праці і заходи для їх досягнення та виконання на 2018- 2019 роки. • І нструкцію щодо безпечного виконання сторонніми організаціями робіт, завдань та надання послуг на об’єктах НАК «Нафтогаз України». •Н аказ «Про роботу з безпеки дорожнього руху на підприємствах Національної акціонерної компанії «Нафтогаз України» •М етодичні рекомендації зі зменшення психосоціальних ризиків (стресу) на робочих місцях НАК «Нафтогаз України» в рамках впровадження британського стандарту PAS 1010:2011 «Керівництво з менеджменту психосоціального ризику на робочому місці».

Інвестиції в охорону праці Інвестиції підприємств групи в охорону праці у 2018 році збільшилися на 22% і становили 264,3 млн грн в порівнянні з 205,3 млн грн у 2017 році.

264,3

млн грн

205,3

млн грн

Інвестиції в охорону праці в 2016-2018 роках, млн грн 120

105,3

100

82,5

68,4 71,9

64,9

54,7

61,6

2016 2017 2018

38,1

26,4

118

Укрнафта

4,0%

Укрспецтрансгаз

3,4%

Укртранснафта

У 2018 році у структурі інвестицій в охорону праці найбільшу частку (45%) становили витрати на забезпечення працівників засобами індивідуального та колективного захисту (спецодяг, спецвзуття, запобіжні пояси, захисні каски, захисні окуляри, респіратори, протишумові навушники, захисні рукавиці тощо) – 119,8 млн грн (113,8 млн грн у 2017 році).

2,3%

Укргазвидобування

2,2%

Укртрансгаз

1,9%

Кіровоградгаз

нормативна частка 0,5%

2018

1,0%

Укравтогаз

0,7% 0,0%

0,5%

1,0%

1,5%

2,0%

2,5%

3,0%

3,5%

4,0%

4,5%

Забезпечення працівників підприємств групи Нафтогаз індивідуальними засобами захисту, млн грн Укрна фта

56,8 29,8

Укртра нсгаз

22,8

Укрга звидобува ння

119,8

8,4

Укртра нсна фта Кі ровоградгаз

1,0

Укравтогаз

0,7

Укрспецтрансгаз

0,3 0

млн грн

Укртрансгаз

Укргазвидобування

У 2018 році на підприємствах групи Нафтогаз (Укргазвидобування, Укртрансгаз, Укрнафта, Укртранснафта, Нафтогаз, Кіровоградгаз) сталося 34 нещасні випадки (у 2017 році – 29), у тому числі 2 групові (у 2017 році – 4). В їх результаті було травмовано 36 працівників (у 2017 році – 35), у тому числі 3 зі смертельним наслідком (у 2017 році –

Укрнафта

Укртранснафта

3). Основною причиною травмування працівників (36% потерпілих) було падіння. У 2018 році коефіцієнт частоти травматизму1 на підприємствах групи Нафтогаз становив 0,519 (за 2017 рік – 0,486), коефіцієнт тяжкості травматизму2 – 76,6 (за 2017 рік – 71,0).

Втрати часу на підприємствах групи у зв’язку з нещасними випадками, пов’язаними з виробництвом, склали в 2018 році 2 529 людино-днів (за 2017 рік – 2 272), у т. ч. 1 500 людино-днів в Укргазвидобуванні, 864 людино-дні в Укрнафті, 114 людино-днів в Укртрансгазі, 51 людино-день в Укртранснафті3.

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

К оефіцієнт 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.

16,6 10,8 13,7

2017

Фінансування заходів з охорони праці компаніями групи, % від ФОП

Виробничий травматизм

2018

Обсяг фінансування таких заходів на виробничих підприємствах групи в середньому склав 2,2% від фонду оплати праці цих підприємств за 2018 рік, що перевищує нормативну частку (0,5%), встановлену чинним законодавством України про охорону праці.

119

2018

КОРПОРАТИВНЕ УРЯДУВАННЯ ТА КСВ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2018

Укрнафта – 8 випадків, у тому числі 1 груповий, травмовано 9 працівників, у тому числі 1 із смертельним наслідком (у 2017 році- 11 випадків, у тому числі 1 груповий, травмовано 13 працівників;

Аналіз кількості потерпілих від нещасних випадків за видами подій, 2016-2018 роки

1/1"С" 2

1 1 10/2"С"

14/1"С"

1/1"С"

1 1

1/1"С" 13/1"С"

Укртранснафта – 2 випадки, травмовано 2 працівників, у тому числі 1 із смертельним наслідком (у 2017 році – 4 випадки, у тому числі 1 груповий випадок, травмовано 5 працівників);

2016

2017

Укргазвидобування – 20 випадків, травмовано 20 працівників (у 2017 році – 9 випадків, травмовано 9 працівників, у тому числі 1 із смертельним наслідком);

2018

6/1"С"

Кількість потерпілих від нещасних випадків: 35 в т.ч. зі смертельними наслідками – 3 ("С")

27 в т.ч. зі смертельними наслідками – 2 ("С") Д ТП П адіння потерпілого Д ія предметів, що рухаються П адіння устаткування Н авмисна травма, заподіяна іншими особами П огіршення стану здоров’я К онтакт з тваринами (укус собаки) Г азодинамічне явище Д ія предметів, що перебувають під тиском

36 в т.ч. зі смертельними наслідками – 3 ("С")

Д ТП П адіння потерпілого Д ія предметів, що рухаються П адіння устаткування Н авмисна травма, заподіяна іншими особами У раження електричним струмом І нші

*С – нещасні випадки зі смертельним наслідком

ТП Д Падіння потерпілого Дія предметів, що рухаються Падіння устаткування Навмисна травма, заподіяна іншими особами Погіршення стану здоров’я Дія токсичних речовин Ураження електричним струмом Дія підвищених температур Інші

0 2010

2011

3 2

0 2012

2013

2014

4 1 2015

2016

3 1 2017

0 2018

у т.ч. загинуло працівників групи Нафтогаз внаслідок ДТП

Кількість нещасних випадків

2016

2017

2018

11 9

3 11

1 8

2 1

Кількість потерпілих від нещасних випадків

2016

2017

2018

3 13

5 9

2 2 1

Укртрансгаз

Укрнафта

Кіровоградгаз

Укргазвидобування

Укртранснафта

Нафтогаз

3 нещасні випадки (8%) – з технічних причин, внаслідок яких травмовано 3 працівники (9%).

Кількіть працівників травмованих в ДТП

120

5 нещасних випадків (15%) – з психофізіологічних причин (особиста необережність потерпілого, незадовільний стан здоров’я та травмування внаслідок протиправних дій інших осіб), внаслідок яких травмовано 5 працівників (14%);

2 1

У 2017 році у Кіровоградгазі стався 1 груповий нещасний випадок, травмовано 2 працівники, у тому числі 1 із смертельним наслідком.

26 нещасних випадків (76% від загальної кількості нещасних випадків), з яких 2 групові, сталися з організаційних причин (невиконання вимог інструкцій з охорони праці, невиконання посадових обов’язків, порушення технологічного процесу та правил безпеки руху), внаслідок яких травмовано 28 працівників (78% від загальної кількості потерпілих), у тому числі 3 зі смертельним наслідком;

Кількість травмованих працівників підприємств групи Нафтогаз внаслідок ДТП

Нафтогаз – 1 випадок, помер 1 працівник (у 2017 році нещасних випадків не було);

Основні причини нещасних випадків:

Завдяки впровадженню в повному обсязі заходів з безпеки дорожнього руху, значно зменшилась кількість випадків травмування працівників внаслідок ДТП.

Укртрансгаз – 3 випадки, у тому числі 1 груповий, травмовано 4 працівників (у 2017 році- 4 випадки, у тому числі 1 груповий, травмовано 6 працівників, у тому числі 1 із смертельним наслідком);

Випадки травматизму в групі Нафтогаз у 2016-2018 роках

У 2018 році були виявлені випадки, коли медичні висновки не відповідали фактичному стану здоров’я працівника. Як наслідок, у 2018 році на виробництві сталося 17 випадків (9 у Укрнафті, 4 – в Укргазвидобуванні, 3 – в Укртрансгазі і 1 в Укравтогазі) раптової (природної) смерті працівників (нещасні випадки, не пов’язані з виробництвом). У більшості випадків причина раптової смерті працівників – серцево-судинні захворювання. Профілактика, усунення шкідливих і небезпечних виробничих факторів, попередження та недопущення нещасних випадків на виробництві і професійних захворювань залишається одним з головних завдань групи.

Безпека постачання природного газу і нафти Газотранспортна система (ГТС) та система магістральних нафтопроводів були і залишаються елементами критичної інфраструктури, від безперебійної роботи яких залежить економічна та національна безпека України.

За 12 місяців 2018 року Укртрансгаз виконав наступні роботи: - капітальний та аварійний ремонт 155,1 км лінійної частини магістральних газопроводів; - ремонт 16 газоперекачувальних агрегатів компресорних станцій; - капітальний ремонт 65 свердловин підземних сховищ газу; - геофізичні дослідження 180 свердловин.

121

2018

КОРПОРАТИВНЕ УРЯДУВАННЯ ТА КСВ

Влітку 2018 фахівці Спільного дослідницького центру Генерального директорату Європейської комісії (JRC) за участі фахівців Укртрансгазу провели дослідження і підготували звіт «Оцінка ризиків та стандартів діяльності на 2018-2019 газовий рік». Дослідження стосувалося питання подачі газовидобувними компаніями до ГТС Укртрансгазу природного газу, який не відповідає вимогам чинних нормативно-технічних документів та Кодексу ГТС щодо якості та призводить до порушення нормальної роботи обладнання ГТС, додаткових витрат на заходи з покращення якості газу, зменшення надійності газопостачання споживачам, ускладнення виконання транзитних зобов'язань за контрактом, штрафних санкції з боку мереж газопостачання та країн-імпортерів, а також репутаційних втрат. У грудні 2018 року експерти JRC, Міненерговугілля, Нафтогазу та Укртрансгазу провели навчальні вправи для відпрацювання дій учасників ринку природного газу в умовах кризової ситуації. Крім того, у грудні було зареєстровано у

РІЧНИЙ ЗВІТ 2018

За 12 місяців 2018 року Укртранснафта виконала наступні ремонтні роботи: На лінійній частині магістральних нафтопроводів: • проведено капітальний ремонт 2,71 км лінійної частини магістральних нафтопроводів (ЛЧ МН), в тому числі ремонт ізоляційного покриття 2,28 км; • на лінійній частині нафтопроводів ліквідовано 39 зловмисних пошкоджень; • проведено очищення дільниць 4 767 км нафтопроводів за рахунок неодноразового пропуску поршнів; • проведено роботи з пошуку та ремонту 915 дефектів ЛЧ МН; • проведено зовнішньотрубну діагностику 266 км ЛЧ МН. З реконструкції, ремонту та модернізації споруд протикорозійного захисту: • проведено ремонт 12 комплектів анодних заземлень станцій катодного захисту та ремонт 24 станцій катодного захисту і дренажних установок; • виконано планово-попереджувальні ремонти насосних агрегатів: насосів –32 од. та електродвигунів – 101 од. Міністерстві юстиції накази Міністерства енергетики про внесення змін до Національного плану дій і Правил про безпеку постачання природного газу стосовно алгоритму відключень споживачів. Прийняття даних документів зобов’яже

обласні державні адміністрації та операторів газорозподільчих мереж розробити порядки відключення споживачів у разі настання надзвичайних ситуацій.

Організація роботи з пожежної безпеки

Загальна чисельність фахівців з питань пожежної безпеки в компанії складає 245 осіб. З них – 123 професіонали та 122, які додатково виконують інші функції. На підприємствах групи утворено 138 пожежно-технічних комісій, з чисельним складом 864 осіб. Функціонують 297 пожежних дружин та 96 пожежних команд, до складу яких входить 3925 осіб. Упродовж 2018 року проведено 3089 об’єктових протипожежних тренувань та 1762 спільно з підрозділами Державної служби України з надзвичайних ситуацій. Фахівці компанії провели 6201 перевірку протипожежного стану об’єктів підприємств групи, в ході яких виявлено 34578 порушень. За порушення правил пожежної безпеки накладено 86 дисциплінарних стягнень, в тому числі 20 – на посадових осіб. За звітній період Державною службою України з надзвичайних ситуацій проведено 494 перевірки на підприємствах групи, за підсумками яких видано 555 приписів, що містять 3792 заходи, з яких виконано 1347 станом на кінець 2018 року.

122

На підприємствах групи Нафтогаз сталися три пожежі протягом 2018 року. 4 січня на території УМГ «Черкаситрансгаз», що належить Укртрансгазу, відбулося загоряння вихлопної шахти газоперекачувального агрегата №7 КС-16 (збитки відсутні). Два випадки загоряння трапилися на підприємствах, що належать Укрнафті: 17 березня на території

ГЗУ-7 Качанівського родовища ЦВНГ №2 НГВУ «Охтирканафтогаз» відбулося загоряння замірної установки типу «Супутник-Б40» (прямі збитки склали 50 тис грн, побічні – 36 231 грн), а 11 листопада в управлінні транспорту відбулося задимлення в автомобілі ТАТРА-815 (прямі збитки відсутні, побічні – 36231 грн). Потерпілі у зазначених пожежах відсутні.

Захист об’єктів нафтогазового комплексу Значну загрозу для функціонування об’єктів трубопровідного транспорту підприємств групи Нафтогаз становлять пошкодження або руйнування магістральних та промислових нафто-, газо- та конденсатопроводів з метою підготовки та створення умов для викрадення вуглеводневої сировини. Протиправні дії зловмисників призводять як до безпосередніх матеріальних збитків, так і до збитків від порушень технологічного процесу, простоїв обладнання, аварій і пожеж, ліквідації наслідків забруднення навколишнього середовища. У 2018 році зафіксовано 219 фактів протиправних посягань на майно підприємств компанії:

• 77 незаконних врізань до магістральних та промислових нафто-, газо-, конденсатопроводів для крадіжки вуглеводневої сировини); • 85 пошкоджень (руйнувань) технологічного обладнання (систем електрохімічного захисту трубопроводів, фонтанної арматури свердловин, кранових вузлів тощо). • 57 випадків крадіжок товарно-матеріальних цінностей (кабельно-провідникова продукція, заглушки, розкрадання світлих нафтопродуктів із залізничних цистерн та інше). Факти незаконних врізань до трубопроводів виявлено та задокументовано на території 13 областей України (Волинська – 1, Дніпропетровська область – 4,

Донецька – 2, Житомирська - 7, Закарпатська – 8, Кіровоградська – 2, Львівська – 4, Миколаївська – 1, Полтавська – 33, Рівненська – 4, Сумська – 7, Харківська – 2, Хмельницька – 2). Майже 40% усіх пошкоджень (руйнувань) технологічного обладнання магістральних трубопроводів зафіксовано на території Дніпропетровської (19) та Київської (15) областей. Підприємства групи Нафтогаз інформували правоохоронні органи про всі факти протиправних посягань на об’єкти. Розпочаті кримінальні провадження.

Основні завдання у сфері охорони праці на підприємствах групи у 2019 році • подальше впровадження міжнародного стандарту ISO 45001:2018 «Системи менеджменту охорони здоров’я і безпеки праці. Вимоги» та найкращих практик з управління охороною праці; • перегляд та оновлення переліків можливих небезпек, що можуть виникнути у процесі трудової діяльності працівників, за всіма професіями та посадами, які є на підприємстві; • вдосконалення методик постійної ідентифікації небезпек, оцінювання ризиків та впровадження необхідних засобів управління;

• впровадження механізмів матеріального стимулювання керівного складу і персоналу підприємств за дотримання вимог з охорони праці; • організація заходів щодо запобігання психосоціальним ризикам (стресам на виробництві); • застосовування механізму контролю за безпекою праці в структурних підрозділах (дільниця, цех, база), де трапляються нещасні випадки зі смертельними та тяжкими наслідками;

• організація навчання керівників та фахівців служб охорони праці, виробничо-технічних служб щодо ризик-орієнтовного підходу в управлінні охороною праці, включаючи методи загального оцінювання ризику, складання реєстрів ризиків, аудит системи управління гігієною та безпекою праці.

• покращення якості розслідування нещасних випадків та розроблення заходів щодо їх недопущення;

Загалом впродовж 2018 року підприємства групи витратили на протипожежні заходи 151,9 млн грн, з яких:

1,3 млн грн – модернізація пожежно-технічного обладнання; 1,4 млн грн – проведення науково-дослідних робіт; 1,6 млн грн – виконання заходів, передбачених приписами; 25,1 млн грн – підтримання у належному стані діючих систем виявлення та гасіння пожеж, придбання засобів пожежогасіння; 114,3 млн грн – утримання державних аварійно-рятувальних частин; 8,2 млн грн – виконання інших протипожежних заходів. 123

РІЧНИЙ ЗВІТ 2018

БІЛЬШЕ ГАЗУ ДЛЯ УКРАЇНИ, БІЛЬШЕ КОШТІВ ДЛЯ ГРОМАД Підприємства групи Нафтогаз є ключовими партнерами місцевої влади та громад, на території яких здійснюють видобуток вуглеводнів. На підприємствах групи діє Порядок взаємодії з зацікавленими сторонами1 та Кодекс корпоративної етики2, які визначають єдині принципи і підходи в сфері корпоративної соціальної відповідальності (КСВ) та благодійності. Порядок та Кодекс розроблені відповідно до чинного законодавства України, а також міжнародних стандартів ІSО 26000:2010 «Керівництво з

соціальної відповідальності», SA 8000. Ці документи є публічними і розміщені на сайті компанії.

• будівництво (реконструкції, капітальні ремонти) об'єктів соціальної та транспортної інфраструктури.

Укргазвидобування фокусується на проектах соціального партнерства, які спрямовані на поліпшення соціально-економічного становища на територіях, де підприємство здійснює свою діяльність, а саме на: • розвиток суспільства шляхом реалізації освітніх проектів; • підвищення безпеки, ефективності й екологічності; • оздоровлення та професійний розвиток працівників;

Укргазвидобування тісно співпрацює з місцевою владою та супроводжує проекти під час їхньої реалізації, надаючи не лише фінансову допомогу, а й технічну підтримку у вигляді спецтехніки та забезпечення матеріалами. За результатами проектів Укргазвидобування отримує зворотний зв'язок від громади та планує подальші проекти, зважаючи на потреби місцевого населення.

У 2018 році було започатковано новий проект – Smart-Selo. В рамках пілотного проекту на території Камишнянської сільської ради було встановлено систему відеоспосте-

реження з можливістю віддаленого доступу до відеоматеріалів протягом 30 днів. Це дозволить підвищити рівень безпеки жителів села і здійснювати дистанційний моніторинг руху

Громада

Проекти

продовжують виконувати соціальні угоди, спрямовуючи додаткові кошти на потреби громад. Ця робота триватиме і надалі. Укргазвидобування в 2018 році перерахувало на розвиток інфраструк-

тури територій присутності 40,1 млн грн, завдяки чому місцева влада отримала необхідні ресурси для вирішення соціальних проблем та підвищення якості життя людей.

Проекти Укргазвидобування за соціальними угодами, 2018 рік

Ремонт доріг Капітальний ремонт школи, будинку культури та котельні

13,0

смт Донець

Капітальний ремонт дитячого садочку та музичної школи Встановлення індивідуальної котельні в школі Ремонт доріг Буріння та облаштування свердловини на воду

3,3

Краснокутська селищна рада

Капітальний ремонт дитячого відділення Краснокутської центральної районної лікарні

0,6

смт Мурафі

Капітальний ремонт місцевої амбулаторії загальної практики сімейної медицини

0,9

м. Львів

Капітальний ремонт операційного блоку хірургічного відділення №2 хірургічного корпусу Львівської обласної клінічної лікарні

0,7

Камишнянська сільска рада

Проект Smart-Selo: встановлення системи відеоспостереження з можливістю віддаленого доступу до відеоматеріалів протягом 30 днів

Решетилівський район

Безкоштовний Wi-Fi на території Піщанської загальноосвітньої школі ім. Л. М. Дудки

0,02

(вартість одного проекту)

0,2

Нові можливості дітям Укргазвидобування як соціально відповідальна компанія приділяє багато уваги саме розвитку дітей. У двох загальноосвітніх закладах Харківщини (смт Донець і м. Красноград) за сприяння УГВ розпочали роботу дитячі класи робототехніки BroBots. Дітей навчатимуть робототех-

ніці, програмуванню, CAD і 3D-моделюванню. Також освітній курс передбачає створення системи моніторингу забруднення повітря. У кожній школі може навчатися до 10 груп по 16 дітей віком від 8 до 14 років. За рік знання отримають близько 300 школярів.

BroBots – це соціальний неприбутковий проект, створений для розвитку дітей за напрямками програмування та робототехніки. Проект вже охоплює 12 шкіл в Україні.

26,1

Ремонт доріг

Як відбувалося відкриття інноваційних класів у школах, можна подивитися, відсканувавши QR-код.

Ремонт та будівництво навчально-виховних закладів, будинків культури, тощо

7,1 6

Ремонт та будівництво систем тепло-, газо- та водопостачання

6,5 3 2 0,1 1

Освітлення населених пунктів

Суми в млн грн

0,1

Проекти забезпечення Інтернет, відеоспостереження

40,1 млн грн 27 проектів

0,2

Будівництво спортмайданчиків, облаштування територій

124

Інвестиції

Коломацька ОТГ

Соціальні інвестиції групи Нафтогаз Навіть після вступу в силу Закону №3038 про відрахування 5% ренти, завдяки якому видобуток вуглеводнів став одним з основних наповнювачів місцевого бюджету, підприємства групи

технологічного транспорту компанії. У 2019 році Укргазвидобування планує реалізувати 10 аналогічних проектів на території сіл та міст, де компанія здійснює видобуток вуглеводнів.

Ключові соціальні проекти Укргазвидобування у 2018 році, млн грн

Харківська обл.

ВЗАЄМОДІЯ З МІСЦЕВИМИ ГРОМАДАМИ:

Львівська обл.

КОРПОРАТИВНЕ УРЯДУВАННЯ ТА КСВ

Полтавська обл.

2018

Кількість проектів

http://www.naftogaz.com/files/official_documents/Procedure_for_Interaction_with_Stakeholders_UA.pdf 2 http://www.naftogaz.com/files/HR/Naftogaz-Code-Ethics.pdf

Укрнафта також працює з місцевими громадами у форматі соціальних угод. Допомога надається у вигляді матеріалів, робіт та послуг. У 2018 році соціальні інвестиції Укрнафти склали

5,2 млн грн, з яких 2,5 млн грн надано у вигляді благодійної допомоги, а 2,8 млн грн – шляхом участі у соціальному розвитку регіонів (так звані «договори соціального розвитку»). Всі кошти, виді-

лені для соціального розвитку регіонів, були спрямовані на ремонт автодоріг. Компанії планують продовжувати дію соціальних угод і співпрацю з громадами в майбутньому.

125

2018

КОРПОРАТИВНЕ УРЯДУВАННЯ ТА КСВ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2018

Рентні платежі на потреби місцевих громад Укргазвидобування 1,25 млрд грн рентних платежів – такий внесок УГВ зробило до місцевих бюджетів у 2018 році. При цьому загальна сума рентних платежів на користь зведеного бюджету України (місцеві і державний) склала 25 млрд грн. Враховуючи обсяги видобутку на певній території, з початку 2018 року бюджети багатьох громад збільшилися в 2-6 разів. Наприклад, за вуглеводні, видобуті у 2018 році в Полтавській області, до бюджету сільради Базилівщини нараховано 5,5 млн грн ренти, Мартинівки – 6 млн грн, Опішні – 4,6 млн грн, Сенчі – 58 млн грн. Так, бюджет Коломацької об’єднаної територіальної громади (ОТГ) змінився з 2 млн грн у 2017 році до 12 млн грн у 2018 році, причому майже 80% - це саме рентні надходження. Проте не всі регіони України змогли скористатись в повній мірі прогресивними змінами законодавства щодо розподілу ренти. З 2016 року Полтавська облрада більше 60 разів, відмовляла Укргазвидобуванню

у погодженні спецдозволів на користування надрами та на розширення меж існуючих ділянок, у зв’язку з чим компанія може втратити щонайменше 3,3 млрд куб. м газу до кінця 2020 року. Тільки у 2018 році Укргазвидобування не змогло додатково видобути до 500 млн куб. м газу, при цьому бюджетні надходження Полтавщини також значно зменшилися. Ці додаткові кошти могли б суттєво покращити інф-

раструктуру регіону – лікарні, школи, дороги тощо. Такі дії Полтавської облради призводять до значних втрат для економіки України та добробуту Полтавщини. Втрати від несплаченої ренти та податків становитимуть 4,9 млрд грн до центрального бюджету країни та 135 млн грн до місцевих бюджетів Полтавщини.

5% рентних платежів, які надійшли до місцевих бюджетів за областями, млн грн Чернігівська 37,2

Львівська 40,3 30,2 Івано-Франківська 87,4

Інші області 7,0

389,3

областей. Надання допомоги здійснювалось через Громадську спілку «Всеукраїнське громадське об’єднання родин загиблих та безвісти зниклих, учасників антитерористичної операції, ветеранів війни та активістів волонтерського руху «Крила 8 Сотні».

спорядження для українських бійців, а також закупівлю необхідного медичного обладнання для лікування поранених та постраждалих воїнів.

«Газ України» Нафтогаз безоплатно передав шість квартир вартістю 3,4 млн грн у місті Києві Національній поліції для забезпечення житлом учасників антитерористичної операції, які захищали незалежність, суверенітет та територіальну цілісність України та отримали інвалідність внаслідок поранення, контузії або каліцтва, одержаних під час безпосередньої участі в АТО.

Також у 2018 році за ініціативи Нафтогазу та відповідно до розпорядження Кабінету Міністрів Украйни від 21.03.2018 №172-р «Про відчуження нерухомого майна дочірньої компанії

Допомога військовим частинам і підрозділам ЗСУ, млн грн

Інші області 23,4

1250,6

Від Укрнафти Всього:

Колектив групи Нафтогаз приділяє значну увагу благодійній допомозі військовим частинам і підрозділам ЗСУ, залученим до проведення операції Об’єднаних сил (ООС) на території Донецької та Луганської областей, а також медичним закладам.

Дніпропетровська 36,8

Від Укргазвидобування Всього:

Харківська 637,4

Сума благодійної допомоги становила близько 7,5 млн грн. За ці кошти було профінансовано двотижневий відпочинок у дві зміни для дітей з Луганської, Львівської, Харківської, Волинської, Івано-Франківської, Чернігівської, Київської, Миколаївської та Рівненської

Благодійність

У 2018 році співробітники спрямували 10,2 млн грн на засоби захисту та

Сумська 165,0 Полтавська 512,7 62,5

Протягом червня-липня 2018 року за рахунок благодійних коштів працівників та профспілки Нафтогазу було організовано відпочинок для 500 дітей з родин загиблих та поранених воїнів АТО в таборі «Артек-Буковель. Лісовий», віком від 8 до 18 років.

Зібрано коштів у 2018 році

10,2 млн грн

Допомога команди Нафтогазу за 2014 - 2018 роки

33,8 млн грн

Укрнафта Інше видобувне підприємство групи, Укрнафта, у 2018 році сплатило 7,8 млрд грн рентної плати до бюджетів всіх рівнів, що на 36,7% більше за

аналогічний показник 2017 року. З цієї суми місцеві бюджети, на території яких компанія видобуває нафту, одержали 389,3 млн грн. Найбільше

податків отримали громади Сумської, Івано-Франківської та Полтавської областей.

Організація Артек-туру для 500 дітей захисників України

5,2

млн грн

4,2

млн грн

0,8

млн грн

126

Медицина, шпиталі

Спорядження, одяг, запчастини

Допомога мобілізованим співробітникам та інші заходи

51,0%

41,2%

7,8%

127

2018

КОРПОРАТИВНЕ УРЯДУВАННЯ ТА КСВ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2018

ІНВЕСТИЦІЇ В ЕНЕРГОЕФЕКТИВНІСТЬ

Результати реалізації політики енергозбереження Фактична економія енергоресурсів перевищила плановий показник на 46,0 тис. т н. е., в тому числі:

Підвищення рівня енергоефективності та впровадження енергоефективних технологій мають стратегічне значення для групи Нафтогаз, адже це не тільки ефективне використання енергоресурсів і економія коштів, а й питання енергетичної незалежності та безпеки країни.

Структура використання енергоресурсів підприємствами групи У 2018 році підприємства групи використали на технологічні потреби паливно-енергетичні ресурси (ПЕР) в обсязі 3,3 млн т у нафтовому еквіваленті, в тому числі:

Збільшення споживання ПЕР у 2018 році відбулось в першу чергу внаслідок збільшення виробничо-технологічних витрат газу Укргазвидобуванням, що спричинено інтенсифікацією процесу розробки родовищ, збільшенням обсягів експлуатаційного буріння, значного збільшення кількості свердловино операцій з інтенсифікації видобування вуглеводнів, зокрема гідророзривів пластів, операцій з використанням колтюбінгової техніки тощо.

3,5 млрд куб. м природного газу 1,3 млрд кВт*год електроенергії 710,7 тис. Гкал теплової енергії 104,7 тис. т нафти (газового конденсату) 300,5 тис. т н. е. інших видів ПЕР (котельно-пічного палива)

45,7 млн куб. м природного газу 3,6 млн кВт*год електроенергії 67,3 тис. Гкал теплової енергії 0,8 т н. е. інших видів палива За підприємствами групи

За програмами

Укртрансгаз

171,1

6 5

5,0

8 7

3,6

3,8

3,3

3,2

2,6

3,2

3,3

5,7

6,1

7,6

7,1

5,3

5 4

4,1

6,9

5,3

5,8

Укргазвидобування

51,2

Укрнафта

6,6

Укртранснафта

0,6

Всього

Економія ПЕР підприємствами Нафтогазу, 2014-2018 роки 176,5 214,8

Всього (тис. т н. е.)

2 1

0 2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

Укргазвидобування

151,7

35,2

227,4 108,8 106,0 98,8 99,9

Теплоенергія (тис. Гкал) 23,5 24,9 25,6

Електроенергія (млн кВт*год)

Укрнафта

0,41 %

253,7

86,8

природний газ 85,0% електрична енергія 3,1% теплова енергія 2,5% інші види ПЕР 9,4%

17,3 %

192,9 240,1

За видами ПЕР групи

Укртрансгаз

47,1

2018

Природний газ (млн куб. м)

Структура виробничо-технологічних витрат ПЕР у 2018 році, % За підприємствами групи

232,3

205,3

0 2010

205,3

140,1

128

Галузеві програми енергозбереження дочірніх підприємств та акціонерних товариств НАК «Нафтогаз України»

Фактична економія ПЕР, % (порівняно з плановими показниками)

4,9

154,1

Програма підвищення енергоефективності НАК «Нафтогаз України» на 2015-2020 роки

Використання та економія ПЕР підприємствами групи Нафтогаз у 2010-2018 роках Споживання ПЕР, млн т н. е.

Економія природного газу склала 227,4 млн куб. м, електричної енергії – 32,6 млн кВт*годин, теплової енергії – 99,9 тис. Гкал.

Економія ПЕР у 2018 році, тис. т н. е.

27,0

* 1 т умовного палива (у. п.) = 0,7 т нафтового еквівалента (н. е.)

Загальна вартість зекономлених паливноенергетичних ресурсів за 2018 рік склала 2159 млн грн (з ПДВ).

У 2018 році продовжилась реалізація енергозберігаючих заходів за Програмою підвищення енергоефективності НАК «Нафтогаз України» на 2015-2020 роки, а також програм енергозбереження дочірніх підприємств. В результаті була досягнута економія ПЕР у обсязі 205,3 тис. т н. е.

32,6

0,33% Укртранснафта 0,07% Укравтогаз 0,01% Укрспецтрансгаз

Інші види палива (тис. т н. е.)

0,8 0,9 0,9 1,2 1,1

54,6

2014

2015

2016

2017

2018 129

2018

КОРПОРАТИВНЕ УРЯДУВАННЯ ТА КСВ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2018

Впровадження системи енергоменеджменту Впродовж 2016-2018 років в компанії здійснено роботу з впровадження Системи енергоменеджменту відповідно до вимог міжнародного стандарту ISO 50001 як складової інтегрованої системи управління компанією. Правлінням компанії 21 серпня 2017 року затверджені Політика енер-

гоефективності, Цілі та завдання в сфері енергетичного менеджменту на період 2017-2020 років. У вересні 2018 року Міжнародним органом з сертифікації TUV-SUD Management Service GmbH (Німеччина) проведено оцінку відповідності інтегрованої системи менеджменту структурних підрозділів компанії вимо-

гам міжнародних стандартів ISO 14001, OHSAS 18001 та ISO 50001. За результатами проведеного аудиту в компанії підтверджено відповідність системи енергетичного менеджменту вимогам ISO 50001:2011 (енергетичний менеджмент) та видано сертифікат, реєстраційний номер: 12 340 55484 TMS.

Сертифіковані газотранспортні компанії станом на 2018 рік

Газотранспортні компанії

ISO 9001

ISO 14001

OHSAS 18001

ISO 50001

Інші

АТ «Укртрансгаз» Україна НАК «Нафтогаз України»

Іспанія

Румунія

ENAGAS Group

Transgaz

E.ON Німеччина

ISO 27001

Verbundnetz Gas Aktiengesellschaft

Франція

Словаччина

Польща

ISO 26 000

GRTgaz

ISO 3834-2

SPP A.S. Eustream S.A.

PN-ISO/IEC 27001

Gas Transmission ГАЗ-SYSTEM SA

ENI

ISO 37001

Snam Rete Gas

ISO 27001, ISO 22301

Італія

Впровадження енергоефективних проектів Реконструкція КС Яготин У 2018 році Укртрансгаз уклав угоду на повномасштабну реконструкцію компресорної станції (КС) Яготин. Сума договору складає 2,25 млрд грн. Важливим аспектом укладеної угоди є співпраця з провідним вітчизняним машинобудівним підприємством ДП НВКГ «Зоря – Машпроект».

130

Реконструкція КС Бар У 2018 році Укртрансгаз перейшов до активної фази модернізації КС «Бар» (Вінницька область) в рамках спільного з Ferrostaal та Deutsche Bank проекту. КС задіяна як у здійснені транзиту газу із Росії в Європу, так і для транспортування газу споживачам в межах України. Цей проект реконструкції дозволить підвищити як ефективність роботи компресорної станції «Бар», так і надійність функціонування української ГТС в цілому. Також буде покращено енергоефективність, зокрема ККД газоперекачувальних агрегатів зросте з 25% до 36%, а щорічна економія паливного газу для забезпечення роботи газоперекачувальних агрегатів складе 75 млн куб. м, при цьому концентрації викидів забруднюючих речовин під час роботи станції відповідатимуть європейським екологічним нормам. Проектна вартість будівництва складає понад 79 млн євро, з яких 53,6 млн євро – кредит, наданий німецьким Deutsche Bank AG, а близько 26 млн євро – власні кошти Укртрансгазу.

Реконструкція КС Гребінківська

NET4GAS

Чехія

новий компресорний цех у складі 4 газоперекачувальних агрегатів з приводом від газотурбінних двигунів потужністю 16 МВт кожний з ККД на рівні 36% та необхідну інженерну інфраструктуру. Використання сучасних агрегатів з високими екологічними показниками та показниками ефективності дозволить забезпечити транспортування природного газу в об'ємах близько 50 млн куб. м на добу, або 16,5 млрд куб. м на рік.

КС «Яготин» є одним із пріоритетних об’єктів модернізації української ГТС, оскільки задіяна в забезпеченні транспортування газу власного видобутку з газопромислових управлінь «Шебелинкагазвидобування» та «Полтавагазвидобування», а також приймає участь в процесі закачування газу в ПСГ. Станція компримує (стискає) газ для його подальшого транспортування магістраль-

ними газогонами «Шебелинка – Диканька – Київ», «Шебелинка – Полтава – Київ», «Єфремівка – Диканька – Київ». Навіть у випадку реалізації сценарію «нульового транзиту» станція буде задіяна в транспортуванні природного газу споживачам України. В рамках проекту планується до 2021 року побудувати на КС «Яготин»

У 2018 році Укртрансгаз розпочав ремонт трьох газоперекачувальних агрегатів типу ГПУ-16 на КС «Гребінківська», а саме заміну газотурбінних двигунів типу ДЖ59Л2 на тип ДГ90Л2.1. Робота проводиться із залученням представників заводу-виробника обладнання ДП «НВКГ «Зоря» – «Машпроект». У грудні 2018 року Укртрансгаз запустив у роботу перший з трьох газоперекачувальних агрегатів, переоснащений в процесі модернізації КС. Заміна газотурбінних двигунів дасть можливість підвищити економічні та екологічні показники обладнання до рівня сучасних європейських стандартів. Так, нові газотурбінні двигуни споживають паливного газу на 15% менше порівняно зі старими. За результатами фактичного тестування викиди в атмосферу оксидів азоту складають у середньому 59 мг/куб. м (майже

вдічі менше за старі турбіни), а викиди оксидів вуглецю – 1 мг/куб. м (в 30 разів менше). Такі показники відповідають нормативам Директиви 2010/75/ЄС про промислові викиди.

Сонячна електростанція Сонячна електростанція (СЕС) Укртрансгазу виробила 308 МВт*год електроенергії за 2018 рік. Всю вироблену станцією електроенергію з грудня 2017 року філія Укргазтехзв’язок у повному обсязі продає за «зеленим тарифом» до єдиної енергетичної системи України – ДП «Енергоринок». У 2018 році Укртрансгаз виручив на цьому 1,9 млн грн. Також у 2018 році було ініційовано створення парку сонячних електростанцій. Проект передбачає проектування та будівництво декількох наземних СЕС загальною встановленою потужністю до 30 МВт.

Модернізація систем індивідуального опалення В рамках реалізації корпоративної стратегії групи Нафтогаз щодо підвищення енергоефективності та зменшення споживання природного газу на Чернігівщині почалось впровадження проекту «Доступне тепло для співробітників». Проект передбачає встановлення та модернізацію систем індивідуального опалення в домівках співробітників підприємств групи Нафтогаз та в містах та селищах присутності групи.

Модернізація котелень В результаті реалізації Плану розвитку газотранспортної системи у 2018 році введено в експлуатацію побудовану котельню на КС «Ставищенська» газопроводу «Уренгой-Помари-Ужгород», котельню на КС «Гусятин» газопроводу «Союз» та котельню на КС «Іллінці» газопроводу «Уренгой-Помари-Ужгород».

Розширення використання вторинних енергоресурсів У 2018 році розроблено пілотний проект організації виробництва електроенергії з теплоти продуктів згоряння, які утворюються в результаті роботи технологічного обладнання (газотурбінних двигунів). Нове обладнання, яке планується встановити на об'єкті Укргазвидобування, дозволить генерувати електричну енергію в промислових масштабах без спалювання додаткових обсягів палива. Проект передбачає використання технологій, які раніше в Україні не застосовувалися. Реалізація проекту дозволить підвищити ефективність використання групою Нафтогаз енергетичних ресурсів, зменшити викиди парникових газів та забруднення навколишнього середовища. В даний час проект проходить процедуру погодження та затвердження. Запропоноване рішення, у разі успішної реалізації пілотного проекту, може бути масштабоване на десятки об'єктів групи.

Ключові завдання в сфері підвищення енергоефективності на 2019 рік 1. Продовжити впровадження Програми енергоефективності. У 2019 році планується досягти економії ПЕР в обсязі близько 112,1 тис. т н. е., у тому числі 129,5 млн куб. м газу, 14,7 млн кВт*год електричної енергії, 27,9 тис. Гкал теплової енергії. 2. Продовження реалізації проектів з підвищення енергоефективності та використання відновлюваних джерел енергії в установах та організаціях бюджетної сфери та у побутових споживачів. 3. Реалізація проекту будівництва сонячної електростанції у Житомиріській області для вироблення електричної енергії із сонячного випромінювання. Орієнтовна потужність станції 30 МВт. 4. Впровадження системи утилізації теплоти димових газів газових турбін із виробництвом додаткової електроенергії на Локачинському НГП, що належить Укргазвидобуванню. 5. У 2019 році Укртрансгазом запланована реалізація 22 проектів з реконструкції, будівництва, технічного переоснащення об’єктів теплопостачання з метою заміни застарілого обладнання на нове енергоефективне, автоматизоване, яке відповідає сучасним екологічним вимогам.

131

2018

КОРПОРАТИВНЕ УРЯДУВАННЯ ТА КСВ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2018

ЕКОЛОГІЯ ТА ОХОРОНА ДОВКІЛЛЯ

Основні досягнення у сфері екології та охорони довкілля у 2018 році

Екологічна політика В групі Нафтогаз діє Екологічна політика, яка спрямована на забезпечення ефективного функціонування і розвитку групи, зменшення екологічних ризиків у процесі виробничої діяльності, гармонізацію економічних інтересів групи з екологічними та соціальними інтересами суспільства, впровадження міжнародних екологічних стандартів. Для реалізації Екологічної політики керівництво компанії взяло на себе такі зобов’язання: • захист довкілля та мінімізація негативного впливу на нього; • дотримання обов’язкових вимог законодавства та інших вимог, які компанія зобов’язана виконувати у сфері екології;

• впровадження та вдосконалення системи екологічного управління згідно з вимогами міжнародного стандарту ISO 14001:2015; • дотримання принципу динамічного економічного розвитку при максимально раціональному використанні природних ресурсів та збереженні сприятливого навколишнього середовища; • врахування екологічних чинників під час планування діяльності та здійснення закупівель технологій, матеріалів і устаткування, виконання робіт та послуг; • підвищення ефективності виробничих процесів за рахунок застосування найкращих доступних технологій; • забезпечення цільового планування дій, спрямованих на попередження

та зниження негативного впливу на довкілля із застосуванням ризик-орієнтованого підходу; • підвищення екологічної культури та свідомості працівників щодо їх ролі у вирішенні питань, пов’язаних з охороною довкілля; • забезпечення відкритості інформації про діяльність, пов’язану з впливом на довкілля. Екологічна політика компанії гармонізована з положеннями Закону України «Про основні засади (стратегію) державної екологічної політики», Закону України «Про охорону навколишнього природного середовища», ДСТУ ISO 14001 «Системи екологічного управління. Вимоги та настанови щодо застосування».

Екологічні цілі Виходячи з обов’язків, зафіксованих в Екологічній політиці компанії, сформовано наступні стратегічні цілі: • удосконалення системи екологічного менеджменту; • зменшення рівня споживання води; • зменшення обсягів утворення відходів. Для реалізації встановлених цілей передбачається здійснення певних

«зелених» перетворень, а саме: • екологізація процедур та методології здійснення тендерних торгів; • запровадження процедури/порядку здійснення екологічного аудиту постачальників; • впровадження ресурсозберігаючого та природоохоронного обладнання; • нормативно-методологічне забезпечення екологічного менеджменту; • підвищення рівня екологічної куль-

тури, свідомості та небайдужості до проблем навколишнього середовища; • налагодження та поширення екологічних зв’язків із зацікавленими сторонами; • забезпечення доступу до екологічної інформації.

та дослідно-конструкторських робіт (НДДКР); • плани природоохоронних заходів підприємств групи Нафтогаз.

повітря, охорони і раціонального використання надр та земельних ресурсів та поводження з відходами.

Екологічні дії Для успішної реалізації поставлених завдань в компанії розроблені та впроваджуються: • Комплексний план заходів НАК «Нафтогаз України» з охорони навколишнього природного середовища на 2015-2020 роки; • Програма підвищення енергоефективності НАК «Нафтогаз України» на 2015-2020 роки; • Програма поводження з відходами на підприємствах НАК «Нафтогаз України» на 2016-2020 роки; • План еколого-соціальних заходів, передбачених кредитною угодою з Міжнародним банком реконструкції та розвитку (МБРР); • комплексні плани науково-дослідних

132

Органи компанії, що опікуються екологічними питаннями: • робоча група з питань впровадження інтегрованої системи управління; • робоча група з питань екологічної діяльності; • комісія з надзвичайних ситуацій. Підприємства групи Нафтогаз щорічно розробляють плани комплексних природоохоронних заходів, які включають заходи з охорони і використання водних ресурсів, охорони атмосферного

Природоохоронна робота на підприємствах групи Нафтогаз спрямована на дотримання вимог екологічного законодавства України, удосконалення існуючої структури екологічного управління, забезпечення господарської діяльності дозвільною та ліцензійною документацією, запобігання понаднормовому забрудненню навколишнього природного середовища, мінімізацію негативного впливу на довкілля виробничої діяльності підприємств, що знаходяться в корпоративному управлінні компанії.

1) Своєчасне і якісне виконання Плану екологічних та соціальних заходів, передбачених кредитною документацією Світового банку від 30 грудня 2016 року, що дозволило компанії залучити фінансові ресурси та підтвердити статус надійного контрагента. Виконання Плану дій наблизило стандарти діяльності компанії до вимог екологічної та соціальної політики таких міжнародних організацій, як Світовий банк, Європейський банк реконструкції та розвитку, OPIC та інших провідних компаній світу. 3) У рамках впровадження систем менеджменту, компанія пройшла зовнішній аудит та отримала від авторитетного міжнародного органу з сертифікації TÜV SÜD Management Service GmbH сертифікати на відповідність вимогам ISO 9001:2015, ISO 14001:2015, OHSAS 18001:2010 та ISO 50001:2014. Крім цього, компанія успішно пройшла наглядовий аудит третьої сторони на відповідність вимогам ISO 9001:2015. Таким чином, в компанії побудована та функціонує Інтегрована система менеджменту у сферах якості, екології, охорони праці, енергетичного менеджменту. 2) У 2018 році НАК «Нафтогаз України» розробила та впровадила СОУ «Захист довкілля. Ліквідування забруднень ґрунтів і водних об'єктів нафтою та нафтопродуктами. Правила». Вперше у цьому нормативному документі встановлено класифікацію аварій за рівнями залежно від обсягів розлитої нафти та нафтопродуктів, наведено порядок оповіщення зацікавлених сторін, наведена градація

забруднення ґрунтів, яка на даний час відсутня в Україні. Цей стандарт матиме широке практичне застосування і слугуватиме посібником при ліквідації наслідків аварійних ситуацій для підприємств нафтогазової галузі України. 3) У 2018 році продовжено реалізацію пілотного проекту Світового банку з впровадження системи моніторингу, звітності та верифікації викидів парникових газів (МЗВ) на підприємствах групи Нафтогаз. У проекті беруть участь: Нафтогаз, VERICO (Німеччина), Укртрансгаз, проект PMR Світового банку, Carbon Limits (Норвегія), TMS (Україна). В рамках проекту проведено огляд технологічних процесів, видів діяльності, джерел викидів парникових газів та матеріальних потоків, підготовлено пакет необхідних документів, в т.ч. Звіт про викиди парникових газів, який було верифіковано незалежним верифікатором VERICO (Німеччина). Група Нафтогаз та Укртрансгаз готові працювати в системі МЗВ та системі торгівлі квотами на викиди парникових газів після їх запровадження в Україні (орієнтовно в 20192020 роках). Досвід з розроблення плану моніторингу, складання звіту про викиди парникових газів буде розповсюджено на інші підприємства компанії. 4) Підписано Меморандум про порозуміння щодо скорочення неорганізованих викидів метану в ланцюжках поставок газу в Україні між ЄБРР, Мінприроди та НАК «Наф тогаз України».

5) В проваджено процедури, спрямовані на подальшу екологізацію діяльності компанії: - в рамках реалізації проекту «Зелений офіс» в компанії впроваджується роздільний збір відходів; - під час закупівель товарів, робіт та послуг, які можуть мати негативний вплив на довкілля, передбачено проведення оцінки відповідності постачальника екологічним вимогам законодавства та компанії; - під час прийняття на роботу нові співробітники проходять інструктаж з екологічної та радіаційної безпеки. З метою забезпечення доступу всіх зацікавлених сторін до екологічної інформації, пов’язані з діяльністю групи Нафтогаз, починаючи з 2018 року на офіційному сайті та внутрішньому порталі компанії розміщуються річні звіти з охорони довкілля компанії та групи Нафтогаз. Усі аспекти діяльності компанії та будь-які проекти, що мають значний вплив на довкілля та життя громад, обов’язково проходять погодження в рамках чинного порядку взаємодії із зацікавленими сторонами. З метою забезпечення доступу працівників компанії до екологічної інформації на внутрішньому порталі компанії створено розділ «Екологічна сторінка», в якому розміщується інформація щодо екологічної діяльності компанії, робочої групи з питань екологічної діяльності та впровадження проекту «Зелений офіс», відповідні розпорядчі документи та корисна інформація екологічного характеру.

Вплив на довкілля Ризики негативного впливу групи Нафтогаз на довкілля пов’язані з такими напрямками її діяльності: • проведення геологічних досліджень та пошуково-розвідувальних робіт; розробка нафтогазових родовищ; • транспортування вуглеводнів магістральними та промисловими трубопроводами; • зберігання нафти; • облаштування та експлуатація підземних сховищ газу; • підготовка та переробка вуглеводневої сировини; • постачання природного і скрапленого нафтового газу промисловим

споживачам та комунально-побутовому сектору; • експлуатація автомобільних газонаповнювальних компресорних станцій тощо. Основними аспектами впливу підприємств групи Нафтогаз на довкілля є: • викиди забруднюючих речовин та парникових газів в атмосферне повітря; • споживання води; • утворення відходів; • аварійні викиди або розливи забруднюючих речовин.

133

2018

КОРПОРАТИВНЕ УРЯДУВАННЯ ТА КСВ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2018

СХОВИЩЕ НАФТОПРОДУКТІВ

Вплив виробничої діяльності групи Нафтогаз на навколишнє середовище в 2018 році Викиди в атмосферне повітря забруднюючих речовин, тис. т: викиди оксиду вуглецю (СО) -

27,2

Викиди парникових газів -

викиди діоксиду (SO2) та інших сполук сірки викиди сполук азоту (NОx) без N2O) -

Викиди в атмосферу парникових газів, тис. т СО2-екв.:

7332,5

ПЕРЕРОБКА ТА УТИЛІЗАЦІЯ ВІДХОДІВ

ТРУБОПРОВІД НАФТОПЕРЕРОБНИЙ ЗАВОД

0,3

17,4

викиди неметанових летких органічних сполук -

22,0

0 , 7 6

НАФТОВА СВЕРДЛОВИНА

5 , 2 3 3 7

кв. 2-е СО т . тис

ів газ их в о ник пар

н ови реч х чи юю удн р б за .т тис

КОМПЕНСАТОР

СТАБІЛІЗАТОР КОНДЕНСАТУ

УСТАНОВКА З ОСУШУВАННЯ ГАЗУ

Ут

2 , 0 21 МОРСЬКА БУРОВА ПЛАТФОРМА

КАПІТАЛЬНИЙ РЕМОНТ СВЕРДЛОВИН

СЕЙСМІЧНІ ВІБРАТОРИ

т . с и т

Поводження з відходами, тис. т

ЕКСПЛУАТАЦІЙНА СВЕРДЛОВИНА

ПОШУКОВА СВЕРДЛОВИНА

ен вор

дів о х д ві

утилізовано спалено -

0,06

видалено -

КОЙЛТЮБІНГОВА УСТАНОВКА

м . б у к . с и т 2 , 9 513

інше -

21,9

151,4

47,7

Забір води, тис. куб. м підземні води –

1274,1

поверхневі води –

3284,8

комунальний водопровід – інше –

134

574,6

5,7

135

2018

КОРПОРАТИВНЕ УРЯДУВАННЯ ТА КСВ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2018

Мінімізація впливу на довкілля Розуміючи важливість забезпечення екологічної безпеки, раціонального використання і відтворення природних ресурсів, у 2018 році видобувні підприємства групи Нафтогаз першими з компаній галузі ініціювали процес отримання висновків впливу на довкілля (ОВД) та стратегічної екологічної оцінки. У 2014 році Україна уклала угоду про асоціацію з Європейським Союзом, взявши при цьому зобов’язання імплементувати у вітчизняне законодавство та практики господарювання вимоги 29 екологічних директив та регламентів ЄС, щоб досягти євро-

Охорона атмосферного повітря

пейських стандартів у сфері охорони довкілля. З 18 грудня 2017 року висновки з ОВД визначені Законом України «Про оцінку впливу на довкілля» як обов’язковий документ для видобувної промисловості. Упродовж 2018 року Укргазвидобування підготувало 143 процедури ОВД, склало 92 звіти про плановану діяльність з ОВД, провело 93 громадські слухання на територіях господарської діяльності та отримало 83 висновки з ОВД (очікується ще 6 висновків уповноваженого органу про допустимість планованої діяльності компанії).

Витрати на заходи з охорони довкілля У 2018 році підприємствами групи Нафтогаз на охорону навколишнього природного середовища витрачено 141,4 млн грн, з них: капітальні інвестиції – 3,2 млн грн (що становить 2% від загального обсягу витрат на охорону навколишнього середовища), поточні витрати – 138,2 млн грн (98%). Капітальні інвестиції розподілено таким чином: захист та реабілітація ґрунту – 3,0 млн грн, заходи з очищення стічних вод 0,2 млн грн. Поточні витрати на заходи з очищення зворотних вод становили 50,4 млн грн, поводження з відходами – 32,0 млн грн, захист і реабілітацію ґрунту, підземних і поверхневих вод – 31,5 млн грн, охорону атмосферного повітря – 6,3 млн грн, інші напрямки

(у тому числі зниження шумового і вібраційного впливу, радіаційну безпеку, збереження біорізноманіття, науково-дослідні роботи природоохоронного спрямування тощо) – 18,1 млн грн.

У квітні 2018 року Укрнафта отримала перші висновки з ОВД щодо діяльності компанії з видобування корисних копалин на Пасічнянському, Довбушансько-Бистрицькому та Луквинському родовищах. Зокрема у 2018 році компанія ініціювала проведення слухань у громадах, на території яких розташовані родовища та отримала висновок щодо 12 ОВД. Отриманню висновків ОВД передував збір необхідних матеріалів щодо загальних технічних характеристик площі, застосовуваних потужностей, обсягу видобутку вуглеводнів, а також їх публічні відкриті презентації та обговорення із громадою.

Структура сплати екологічного податку у 2018 році за підприємствами групи Нафтогаз

61,3

На оплату послуг природоохоронного призначення витрачено 60,4 млн грн. Надходження коштів від продажу відходів становило 127,8 млн грн, за надання послуг природоохоронного значення (очищення зворотних вод) – 0,1 млн грн. Фактично сплачено 61,3 млн грн екологічного податку. Штрафні санкції за порушення екологічного законодавства склали 0,059 млн грн (для порівняння у 2017 році – 0,475 млн грн).

У 2018 році обсяг викидів забруднюючих речовин в атмосферне повітря стаціонарними джерелами на підприємствах групи Нафтогаз становив 67,0 тис. т (у 2017 – 45,1 тис. т). Викиди парникових газів підприємства-

ми групи Нафтогаз у 2018 році зросли до 7,3 млн т в еквіваленті СО2 з 6,8 млн т в еквіваленті СО2 у 2017 році. Найбільша частка викидів парникових газів надійшла від Укртрансгазу (59,9%), Укргазвидобування (29,3%), Укрнафти (10,5%).

Збільшення обсягів викидів парникових газів спричинене нарощуванням обсягів експлуатаційного буріння, значним зростанням кількості свердловинооперацій з інтенсифікації видобування вуглеводнів Укргазвидобування.

Викиди в атмосферне повітря забруднюючих речовин підприємствами групи Нафтогаз, тис. т

Підприємства групи

у тому числі:

Викиди забруднюючих речовин

викиди діоксиду (SO2) викиди сполук азоту та інших сполук сірки (NОx), без N2O

викиди оксиду вуглецю (СО)

викиди неметанових летких органічних сполук

Укртрансгаз

18,0

7,5

0,002

10,0

0,5

Укрнафта

25,6

5,1

0,1

2,6

17,8

Укргазвидобування

21,5

14,6

0,2

4,9

1,9

Укртранснафта

1,8

0,005

0,0

0,006

1,8

Інші підприємства

0,02

0,004

0,0

0,002

0,011

ВСЬОГО

67,0

27,2

0,3

17,4

22,0

млн грн

Викиди парникових газів підприємствами групи Нафтогаз у 2018 році, тис. т Укртрансгаз - 51,5% Укргазвидобування - 28,6% Укрнафта - 19,3% інші - 0,7% 97% екологічного податку припадає на викиди забруднюючих речовин в атмосферне повітря.

Підприємства групи

Викиди діоксиду вуглецю (СО2)

Викиди оксиду азоту (N2O)

Викиди метану (СН4)

Викиди парникових газів, СО2-екв.

Укртрансгаз

3707,9

30,2

0,2

4391,7

Укрнафта

631,1

4,6

0,1

770,9

Укргазвидобування

1715,2

20,3

0,03

2151,2

Укртранснафта

2,9

0,1

0,0

4,6

Інші підприємства

1,9

0,6

0,0

14,1

6058,9

55,7

0,3

7332,5

ВСЬОГО

Структура поточних витрат на охорону довкілля у 2018 році за напрямами, млн грн 0

Очищення стічних вод

32,0

Захист та реабілітація грунту

Інші напрями

136

Обсяги викидів парникових газів в атмосферне повітря підприємствами групи Нафтогаз у 2016-2018 роках, тис. т СО2-екв.

50,4

Поводження з відходами

Охорона атмосферного повітря

За підприємствами групи

50,4 млн грн

2016

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

5645,0

31,5 Укрнафта - 50,0%

6,3

2017

6765,2

Укргазвидобування - 36,3%

18,1

Укртрансгаз - 13,4% інші - 0,3%

2018

7332,5

СО2 N O СH4 2

Угодою про асоціацію між Україною та ЄС, Паризькою угодою про зміну клімату, положеннями Директиви 2003/87/ЄС та Концепцією реалізації державної політики у сфері зміни клімату на період до 2030 року, затвердженою розпорядженням Кабінету Міністрів України від 07.12.16 №932-р, передбачено впровадження Україною системи моніторингу, звітності та верифікації викидів парникових газів.

137

2018

КОРПОРАТИВНЕ УРЯДУВАННЯ ТА КСВ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2018

Укрнафта Укрнафта щорічно розробляє та виконує заходи щодо ліквідації наслідків довготривалого видобування нафти і газу та зменшення загазованості навколишнього середовища м. Борислава. У 2018 році профінансовано відповідні заходи на суму понад 35,3 млн грн. Зокрема, виконано: • г азохімічний контроль пригирлової території свердловин, шурфів-колодязів та контрольних ділянок території міста в межах гірничого відводу; •р емонтно-ізоляційні роботи в м. Борислав на 33 діючих свердловинах, 4-х раніше ліквідованих свердловинах, виявлено та облаштовано 10 шурфів-колодязів;

• пробурено спеціальні дегазаційні свердловини; • ремонт і технологічне обслуговування раніше пробурених спеціальних дегазаційних свердловин, виявлених та облаштованих шурфів-колодязів; • контроль за рівнем загазованості на спеціальних дегазаційних свердловинах і шурфах-колодязях. Укрнафта ініціювала проведення незалежного екологічного аудиту території м. Борислав. Члени міської ради м. Борислав спільно з фахівцями Укрнафти та Нафтогазу розробили технічне завдання для проведення компанією

Lamor комплексного дослідження екологічної ситуації у м. Борислав з підготовкою рекомендацій організаційного, техніко-технологічного та соціального характеру для зниження техногенного навантаження та соціальної напруги, покращення санітарних умов проживання мешканців міста та забезпечення сталого розвитку міста. Бориславське родовище розробляється згідно з «Технологічною схемою дорозробки нафтового родовища з метою вилучення залишкових запасів нафти та зниження рівня загазованості», яка теж спрямована на покращення екологічної ситуації в місті.

Укртрансгаз Для зменшення обсягів викидів парникових газів Укртрансгаз постійно здійснює моніторинг герметичності запірної арматури, трубопроводів та іншого обладнання ГТС. Виявлені витоки природного газу усуваються у найкоротші терміни. За результатами моніторингу кожні півроку готується відповідний звіт.

Викиди парникових газів на одиницю виконаної роботи (карбоноємність) Укртрансгазу у 2017 році становили 33,0 т СO2-екв. / млн куб. м, а в 2018 році – 32,5 т СO2-екв. / млн куб. м. У 2018 році розроблено 10-річний план модернізації ГТС України на 2018-2027 роки з метою приведення

виробничих потужностей у відповідність до європейських стандартів надійності, безпечності та екологічності. Передбачається реконструкція чотирьох компресорних станцій: «Яготин», «Диканька», «Ромни» та «КЦ 4 Більче-Волиця» (дотискувальна компресорна станція на підземному сховищі газу).

Укрнафта володіє відповідною дозвільною документацією та обладнанням для утилізації небезпечних відходів на власних об’єктах.

Поводження з відходами на підприємствах групи Нафтогаз

Для утилізації відходів буріння на підприємствах групи використовуються технології регенерації бурових розчинів та очистки і повторного використання бурових стічних вод.

мунальні змішані; нафтопродукти та нафтошлами; брухт чорних металів; шини автомобільні, відпрацьовані та пошкоджені; відходи будівництва1. У 2018 році загальний обсяг відходів,

що утворився на підприємствах групи становив 210, 2 тис. т, 77% з яких – шлам буровий. Найбільша частка відходів (79%) була утворена Укргазвидобуванням.

2017

2018

Обсяг утворених відходів

210,1

210,2

утилізовано

1,9

21,9

спалено

0,010

0,06

видалено

152,7

151,4

передано іншим організаціям

52,9

47,7

Водні ресурси У 2018 році загальний обсяг забору води підприємствами групи Нафтогаз становив 5139,2 тис. куб. м води (2017 рік – 5292,0 тис. куб. м води), у тому числі: підземні води – 1274,1 тис. куб. м, поверхневі води –

4418,5 тис. куб. м), з них на питні та санітарно-гігієнічні потреби – 1042,1 тис. куб. м (2017 рік – 1054,6 тис. куб. м), виробничо-технологічні потреби – 3267,0 тис. куб. м (2017 рік – 3122,0 тис. куб. м).

3284,8 тис. куб. м, комунальний водопровід – 574,6 тис. куб. м, інші – 5,7 тис. куб. м. У 2018 році обсяги використання води підприємствами групи Нафтогаз становили 4664,6 тис. куб. м (2017 рік –

Структура забору води підприємствами групи Нафтогаз у 2018 році за джерелами, тис. куб. м

24,8%

11,2%

Підземні води

Поводження з відходами Основними типами відходів, що утворюються на підприємствах групи Нафтогаз, є: відходи буріння (вибурена порода, відпрацьовані бурові розчини та бурові стічні води); відходи ко-

Відходи, тис. т

Комунальний водопровід

5139,2 тис. куб. м

63,9%

0,1% Інші

Поверхневі води

Структура відходів на підприємствах групи Нафтогаз у 2018 році за типом 0

За підприємствами групи Динаміка використання води підприємствами групи Нафтогаз, тис. куб. м

76,9%

Відходи буріння

1000

2000

3000

12,6%

Відходи комунальні змішані

Відпрацьовані нафтопродукти та нафтошлами Шини автомобільні відпрацьовані та пошкоджені Інші

5,3% Укргазвидобування - 79,2% Укрнафта - 18,7%

0,4% 0,6%

210,2 тис. т

Рішенням Державної служби України з питань регуляторної політики та розвитку підприємництва від 15.07.2014 №33 зупинено дію ДСанПіН 2.2.7.029-99 «Гігієнічні вимоги щодо поводження з промисловими відходами та визначення їх класу небезпеки для здоров'я населення» щодо визначення класів небезпеки відходів, тому у звіті така інформація не розкривається

138

22,3%

645,4 611,2

Укртрансгаз

Інші - 0,2% Інші

7,6% 70,0%

947,8 1050,5

Укргазвидобування

Укртрансгаз - 1,5% Укртранснафта - 0,4%

За напрямами

2650,0 2832,6

Укрнафта

4,2%

5000

4418,5 4664,6

Група Нафтогаз Брухт чорних металів

4000

175,3 170,3

виробничо-технологічні потреби питні та санітарно гігієнічні потреби

2017 2018

інші

139

2018

КОРПОРАТИВНЕ УРЯДУВАННЯ ТА КСВ

Облік водоспоживання та водовідведення на підприємствах групи Нафтогаз ведеться з використанням журналів обліку за встановленими формами, на більшості об’єктів облік здійснюється із використанням відповідних вимірювальних приладів. Усі водовимірювальні прилади пройшли повірку та опломбовані відповідно до встановлених вимог. Використання водних ресурсів підприємствами групи здійснювалось у межах визначених для них лімітів. Загальний обсяг повторного і оборотного використання води: 200,9 млн. куб. м – у системах оборотного водопостачання, 5,8 млн. куб. м –

РІЧНИЙ ЗВІТ 2018

Для підтримання пластового тиску у 2018 році використано 7377,0 тис. куб. м. супутньо-пластової води. Супут-

ньо-пластові води, які видобуваються разом з вуглеводнями, поверталися в підземні горизонти через нагнітальні свердловини системи підтримання пластового тиску або в поглинальні свердловини за окремими проектами згідно з вимогами чинного законодавства. Таким чином, значно знижується негативний вплив на поверхневі водні об'єкти, ґрунтові води та забезпечується збереження земельних угідь. Протягом 2018 року у скидах зворотних вод після очисних споруд були відсутні перевищення нормативів, визначених у відповідних ГДС. Контроль проводиться із залученням акредитованих лабораторій.

чення екологічної безпеки лісового заказнику «Дача Галілея» (Тернопільська область). Вивчення біоресурсів базувалося на використанні комплексу загальноприйнятих зоологічних, флористичних та геоботанічних методів. Укрнафта проводить видобуток на землях, прилеглих до території «Андрія-

шівсько-Гудимівського» гідрологічного заказника загальнодержавного значення. Відповідно до результатів моніторингу у 2018 році негативний вплив нафтогазовидобувної інфраструктури на стан лісових, лучних та водно-болотних екосистем не виявлений.

у системах повторного водопоста чання. У 2018 році усього відведено 1547,6 тис. куб. м зворотних (стічних) вод (2017 рік – 1702,4 тис. куб. м води). Із загального обсягу відведених зворотних вод: у водні об’єкти (водосховище, ставок, річка) скинуто – 726,3 тис. куб. м, у мережі каналізації – 416,3 тис. куб. м, поля фільтрації – 271,4 тис. куб. м, вигріб – 32,4 тис. куб. м, очисні споруди – 101,3 тис. куб. м.

Біорізноманіття У 2018 році Укртрансгаз продовжував власними силами реконструкцію магістрального трубопроводу «Уренгой-Помари-Ужгород» у супроводі консультантів з управління біоресурсами. Також було проведено екологічні дослідження з підготовки плану управління біорізноманіттям для забезпе-

Охорона ґрунтів З метою охорони ґрунтів та земель Комплексним планом заходів НАК «Нафтогаз України» з охорони навколишнього природного середовища на

2015-2020 роки передбачено здійснення заходів щодо ліквідації аварійних проливів нафти і нафтопродуктів, зокрема ліквідації та рекультивації

нафтових амбарів. У 2018 році площа рекультивації земель, порушених гірничодобувними роботами, становила 464,6 га (159,0 га у 2017 році).

про обсяги видобутих підземних вод із артезіанських свердловин (наказ Мінприроди України від 23.03.2016 №110) та порядку проведення розрахунків водокористування та водовідведення (ст. 49 Водного кодексу та наказ Міністерства екології та природних ресурсів України від 23.06.2017 №234). Виконання зазначених вимог у запропонованому форматі вимагатиме

значних фінансових витрат та інших необґрунтованих видатків підприємств-водокористувачів. У більшості випадків такі витрати можуть не відповідати досягнутому результату та перевищуватимуть обсяг податку на спеціальне водокористування. 7) Невідповідність підзаконних актів закону «Про оцінку впливу на довкілля», який набрав чинності 18 грудня

2017 року. Наприклад, підставою для отримання спеціального дозволу на ділянку надр є оцінка впливу на довкілля, але суб’єкти господарювання, які є лише претендентами на аукціоні для придбання дозволу, не можуть проводити оцінку впливу планової діяльності. Оцінку впливу необхідно робити власнику (користувачу) ділянки надр, на стадії підготовки проекту розробки родовища.

Плани на 2019 рік: 1) Реалізація Плану охорони навколишнього природного середовища та соціальних заходів, який є додатком до кредитної документації щодо залучення фінансування під гарантії МБРР (затверджено протоколом засідання правління від 12.05.2017 №191). 2) Підписання Проектної угоди з ЄБРР щодо скорочення викидів метану та реалізація проекту на об’єктах підприємств групи Нафтогаз. 3) Завершення реалізації Пілотного проекту Світового банку та початок впровадження на деяких об’єктах підприємств групи Нафтогаз системи МЗВ. 4) Проведення аудитів екологічних аспектів на підприємствах групи Нафтогаз відповідно до положень СОУ «Захист довкілля. Аудит екологічних аспектів діяльності групи Національної акціонерної компанії «Нафтогаз України». Основні положення».

5) Завершення роботи з розроблення технологічних нормативів для наявних та нових газових турбін і двигунів номінальною тепловою потужністю від 1 до 50 МВт. 6) Створення єдиної системи моніторингу діяльності підприємств групи Нафтогаз з охорони довкілля на базі програмного продукту MS Consulting. 7) Адаптація внутрішніх документів до змін у законодавстві: -ДСТУ 41-00032626-00-023-2000 «Охорона довкілля. Рекультивація земель під час спорудження нафтових і газових свердловин»; - СОУ 73.1-41-11.0.01:2005 «Охорона довкілля. Природоохоронні заходи під час спорудження свердловин на нафту та газ».

Проблеми та ризики в сфері екології та охорони довкілля 1) Директивою про середні установки спалювання (2015/2193) (Директива MCP (Medium Combustion Plant)) регулюються обмеження викидів деяких забруднюючих речовин в атмосферне повітря від спалювальних установок тепловою потужністю рівною або більшою ніж 1 МВт і меншою ніж 50 МВт («установки спалювання середньої потужності»). Хоча Директива МСР є доповненням до Директиви 2010/75/ЄС, вона не входить до переліку директив, за якими Україна взяла на себе зобов’язання щодо імплементації. Газомотокомпресори підприємств групи типу ГМК-10 та ГМК-8 застарілі морально і фізично та не відповідають встановленим у ЄС вимогам щодо викидів NOx і СО. Розв’язати проблему дозволить реалізація програм заміни ГМК та розроблення Національного плану скорочення викидів для установок спалювання середньої потужності та включення таких двигунів до нього.

140

2) Складна і тривала процедура отримання дозволів на викиди забруднюючих речовин для бурових верстатів, особливо для неглибоких свердловин, що буряться з використанням мобільних установок з терміном буріння до одного року. Процедура отримання дозволу займає від трьох місяців до півроку. 3) Т руднощі з пошуком необхідної кількості кваліфікованого персоналу з питань екологічної безпеки на деяких виробничих підприємствах групи Нафтогаз.

лів на здійснення операцій у сфері поводження з відходами, якщо їхня діяльність призводить до утворення відходів, для яких показник загального утворення відходів (ПЗУВ) перевищує 1000. Відсутній нормативний документ, на підставі якого здійснюється визначення класу небезпеки відходів. Таким чином, більшість підприємств нафтогазової галузі України працюють без дозволів і є заручниками ситуації, що склалася.

4) Витоки вуглеводнів та СПВ через зношене обладнання, особливо трубопроводи, та несанкціоноване втручання сторонніх осіб.

Державними органами призупинено дію ДСанПіН 2.2.7. 029-99 з визначення класу небезпеки відходів, а Національний перелік відходів відповідно до міжнародних вимог також відсутній.

5) Відходи. Вже протягом декількох років залишається невирішеною проблема з розробленням та впровадженням процедури отримання суб’єктами господарювання дозво-

6) Водоспоживання та спеціальне водокористування. Недосконалість нормативно-правової бази щодо механізму надання водокористувачами електронної звітності або відомостей

141

2018

КОРПОРАТИВНЕ УРЯДУВАННЯ ТА КСО

РІЧНИЙ ЗВІТ 2018

УПРАВЛІННЯ ЗАКУПІВЛЯМИ Реформування системи закупівель стало однією з перших і найважливіших глобальних реформ групи Нафтогаз. Для групи Нафтогаз головним критерієм ефективності здійснення закупівель є найкраща якість за економічно вигідною ціною за умови дотримання принципів прозорого, недискримінаційного, конкурентного і відкритого закупівельного процесу. У процесі закупівель виникають юридичні, фінансові, комерційні та корупційні ризики. Однією з основних цінностей компанії є нульова толерантність до будь-яких форм корупції, тому під час здійснення закупівель контролюється суворе дотримання антикорупційного законодавства. Вдосконалення закупівельних процедур у 2018 році: • врегульовано нормативне визначення очікуваної вартості закупівлі на підприємствах групи Нафтогаз; • встановлено обов’язкове надання учасниками забезпечення у разі закупівель на суму понад 10 млн грн, з метою

зменшення ризику участі фіктивних компаній у процедурах закупівлі; • здійснено перехід від «паперових» до електронних закупівель, що забезпечує дотримання принципу прозорості під час проведення процедур закупівель; • впроваджено порядок здійснення стратегічних закупівель у постачальників світового рівня, що дозволяє отримати доступ до найсучасніших технологій, забезпечити оперативне проведення робіт підвищеної складності та своєчасне виконання програми з видобутку газу; • запроваджено механізм закупівлі за рамковими угодами, що дозволяє зменшити кількість процедур закупівель та строки укладання договорів; • залучено проектне фінансування за рахунок коштів Європейського Інвестиційного Банку для покриття витрат проекту, спрямованого на підвищення надійності та збільшення видобутку вуглеводнів, що дозволило отримати додаткові фінансові ресурси на вигідних умовах та підвищити інвестиційну привабливість;

У 2018 році підприємства групи досягли 5,2 млрд грн економії за рахунок дотримання групою Нафтогаз основних прин-

• в проваджено можливість здійснювати закупівлі на умовах укладання договорів «під ключ», що забезпечує відповідальність генерального підрядника за виконання всіх зобов’язань за договором та дозволяє мінімізувати ризики замовника.

Плани на 2019 рік: •Ц ентралізація закупівель шляхом переходу від фрагментарної регіональної моделі Тендерних комітетів до централізованої закупівельної організації; • с творення навчального центру для закупівельників групи Нафтогаз (тренінги, лекції провідних лідерів і професіоналів, обмін досвідом та поєднання практик, аналіз ефективності закупівель, аналіз практик АМКУ); • а втоматизація ключових закупівельних процесів з метою спрощення доступу до аналітичної та статистичної інформації; •п ілотний проект зі створення VENDOR LIST для ТОП-3 категорій товарів.

ципів закупівельної діяльності, зокрема відкритого спілкування з представниками ринку, завчасного анонсування про

закупівлі, забезпечення рівних умов для всіх учасників закупівель та нульової толерантності до корупції.

Фактична економія за результатами проведення закупівель у 2018 році 3 599

Укргазвидобування

1 288

Укртрансгаз Нафтогаз

154

Укртранснафта

100

Укравтогаз Газ України Кіровоградгаз Науканафтогаз Укрспецтрансгаз Закордоннафтогаз Чорноморнафтогаз Нафтогаз-Енергосервіс Вуглесинтезгаз України Нафтогаз Цифрові Технології

Інші* 0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

5млн155 грн

69%

25% 2%

4000 млн грн

ТОП-7 зовнішніх контрагентів в 2018 році, млн грн Природний газ

3 702

ЕРУ ТРЕЙДІНГ Послуги, пов’язані з видобуванням газу та освоєнням свердловин

2 911

ШЛЮМБЕРЖЕ СЕРВІСЕЗ УКРАЇНА Природний газ

2 905

LLC Trafigura Ukraine Реконструкція компресорної станції, ремонт та технічне обслуговування техніки

2 646

ДП НВКГ Зоря-Машпроект

Загальна кількість та вартість оголошених закупівель у 2018 році

Труби сталеві, обсадні, насосно-компресорні ІНТЕРПАЙП УКРАЇНА Укртрансгаз 3 689 закупівель 37 549 млн грн

Укртранснафта 850 закупівель 5 924 млн грн

Науканафтогаз 145 закупівель 17 млн грн

Газ України 124 закупівлі 32 млн грн

Нафтогаз України 464 закупівлі 1 579 млн грн

8% 4%

541* закупівля 326 млн грн

3% 3%

1 139

2% НафтогазЕнергосервіс 15 закупівель 2 млн грн

Укравтогаз 256 закупівель 91 млн грн

Чорноморнафтогаз 35 закупівель 107 млн грн

500

1 000

1 500

2 000

2 500

3 000

3 500

4 000

Закупівлі в системі ProZorro у 2018 році 19%

7% 18%

Кіровоградгаз 98 закупівель 29 млн грн

8 273 договорів

62 200 млн грн

Укрспецтрансгаз 101 закупівля 77 млн грн

*Закордоннафтогаз проведено 2 закупівлі на 0,2 млн грн Вуглесинтезгаз України проведено 5 закупівель на 2,4 млн грн

142

Послуги, пов’язані з видобуванням газу та освоєнням свердловин

23%

27%

49% Укргазвидобування 5 647 закупівель 66 417 млн грн

Нафтогаз Цифрові Технології 16 закупівель 59 млн грн

1 818 1 810

Solar Turbines International Company TACROM SERVICES S.R.L.

32%

11 447 закупівель 111 886 млн грн

Насоси та компресори

84% Нерезиденти

Резиденти

16%

143

2018

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2018

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ

144

145

2018

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2018

Сергій Коновець

ФІНАНСОВА СТАБІЛЬНІСТЬ Для групи Нафтогаз 2018 став вже третім роком, коли ми впевнено демонструємо позитивний фінансовий результат: операційний прибуток за цей рік склав 26,4 млрд грн, чистий прибуток – 11,6 млрд грн, а чистий грошовий потік від операційної діяльності – 71,6 млрд грн.

зобов'язані постачати газ на пільгових умовах (ПСО), постійно негативно впливає на наші фінансові результати, що відображається у збільшенні витрат на створення резерву під сумнівну заборгованість. Тільки за 2018 рік, такі витрати склали 19,4 млрд грн. Як і в минулих роках, найбільшими за показником операційного прибутку залишаютсья сегменти інтегрованого газового бізнесу та транзиту природного газу, які у 2018 році додали 35,2 млрд грн та 8,2 млрд грн відповідно до операційного прибутку групи. Ці ж сегменти сформували основну позитивну частину операційного грошового потоку: сегмент інтегрованого газового бізнесу отримав майже 33,3 млрд грн, сегмент транзиту природного газу – 26,8 млрд грн.

2017-2018 роки стали для нас визначними, адже принесли перемогу у Стокгольмському арбітражі проти Газпрому, що позитивно вплинуло на фінансовий результат 2017 року, збільшивши прибуток групи на 12,6 млрд грн. Проте, група мала певні податкові наслідки щодо частини компенсації за транзитним рішенням, що призвело до збільшення зобов’язань з ПДВ у сумі 4,8 млрд грн у березні 2018 року та відповідно зменшило суму чистого прибутку у 2018 році.

Взагалі, у 2018 група продовжила генерувати позитивний грошовий потік від операційної діяльності. Сума сплачених за рік податків та дивідендів до бюджету склала 109,1 млрд грн та 29,5 млрд грн відповідно, залишаючи групу найбільшим платником податків в Україні.

Зоною нашої постійної уваги залишається управління дебіторською заборгованістю групи, особливо у сегментах інтегрованого газового бізнесу та транспортування природного газу. На жаль, недостатній рівень розрахунків наших контрагентів, передусім тих, яким ми

Стабільний позитивний грошовий потік від операційної діяльності дозволив нам в 2018 році суттєво збільшити інвестиції в розвиток. Зокрема майже вдвічі збільшились результати від інвестиційної діяльності з 13,9 млрд грн у 2017 році до майже 26 млрд грн в 2018 році. В основному це були інвестиції в буріння, придбання нових бурових станків та інших проектів для забезпечення збільшення видобутку українського газу, як одного з найважливіших стратегічних пріоритетів. Також операційний грошовий потік став основним джерелом для сплати відсотків за обслуговування кредитного портфелю та зниження кредитного навантаження за рахунок погашення кредитів, що дозволило зменшити вартість кредитного портфелю з 59,3 млрд грн на 31 грудня 2017 року до 56,0 млрд грн станом на 31 грудня 2018 року.

капітал. В той же час, акціонер вилучає частку свого капіталу через розподіл частини чистого прибутку. За результатами 2017 року акціонер розподілив 75% суми прибутку, а це 29,5 млрд грн, сплачені групою до бюджету у 2018 році. Це живі гроші, направлені акціонеру, які група надалі не може використовувати у своїй діяльності, тому вона звертається за кредитними коштами. Наразі низький поточний рівень співвідношення чистого боргу до власного капіталу, на наш погляд, дозволяє нам без суттєвого ризику погіршення фінансового стану залучати зовнішнє фінансування. Тому залучення зовнішнього фінансування залишається для нас актуальним питанням, що дозволить виконати інвестиційні проекти і програму закупівлі газу. У 2019 році група планує залучити фінансування на суму близько 60 млрд грн за рахунок випуску єврооблігацій та отримання нових кредитів.

Фінансування всіх довгострокових інвестицій тільки за рахунок капіталу акціонерів не є оптимальним варіантом. Тому, враховуючи свої потреби у ліквідності, група залучає кредитний

При цьому, нам, як державній компанії, для виходу на ринки капіталу та залучення зовнішнього фінансування також необхідне погодження акціонера – Кабінету Міністрів України і Міністерства

Співвідношення наших доходів та існуючого рівня кредитного портфелю дозволяє нам суттєво та без ризику фінансувати діяльність, залучаючи кредити

Сергій Коновець Заступник голови правління (фінансовий директор)

фінансів, що за нашим досвідом є тривалим процесом. Неможливість вчасно залучити таке фінансування ставить під ризик реалізацію програми капітальних інвестицій і досягнення стратегічних цілей групи зі збільшення видобутку та підтримання необхідного рівня обсягу газу в ПСГ для забезпечення надійного постачання газу в опалювальний період. Що стосується ризику припинення доходів від транзиту після анбандлінгу, з фінансової точки зору ми готові до ньо-

го. Наш фінансовий стан здебільшого залежить від подальшого реформування ринку газу в Україні та його впливу на результати інтегрованого газового бізнесу групи. Якщо у 2020 році одночасно з припиненням надходжень від транзиту, згідно рішень уряду та домовленостей з МВФ, буде запроваджено і вільний ринок газу, – ми очікуємо, що зможемо продавати газ напряму кінцевому споживачеві за ринковими цінами і утримати рівень прибутковості групи на належному рівні.

Формування прибутку до оподаткування групи Нафтогаз за 2018 рік, млрд грн -2,7 +8,2

-3,2

-1,3

+11,4

-4,8

+1,1

-14,5

-4,1

-4,8

+35,2 Інтегрований газовий бізнес

146

+20,5 Транспортування, переробка нафти та продаж нафтопродуктів

Транзит природного газу

Внутрішнє транспортування природного газу

Зберігання природного газу

Фінансовий результат ПАТ «Укрнафта»

Інша діяльність

Невідшкодовуваний ПДВ щодо суми, призначеної у арбітражному провадженні щодо транзиту газу

Створення забезпечень за судовими позовами та інших забезпечень

Фінансові витрати, нетто

Інші нерозподілені доходи і витрати

Прибуток до оподаткування

147

2018

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2018

КЛЮЧОВІ ПОКАЗНИКИ 2018 РОКУ За результатами 2018 року група визнала чистий дохід у розмірі 256,3 млрд грн, що вище показника 2017 року на 12,7%. Зростання доходів здебільшого відбулось у сегменті Інтегрованого газового бізнесу. У той же час, за 2018 рік чистий прибуток групи Нафтогаз склав 11,6 млрд грн порівняно з 39,4 млрд грн у 2017 році. Суттєва частка такого падіння належить до фінансового ефекту визнання рішень Арбітражного Трибуналу у Арбітражних провадженнях щодо купівлі-продажу газу та транзиту природного газу між Нафтогазом і Газпромом. Якщо у 2017 році група визнала нетто прибуток у розмірі 12,6 млрд грн як різниця між сумою доходів згідно

рішення у Арбітражному провадженні щодо транзиту газу та сумою витрат згідно рішення у Арбітражному провадженні щодо купівлі-продажу газу, то у 2018 році було визнано 4,8 млрд грн невідшкодовуваного ПДВ щодо суми, призначеної Арбітражним Трибуналом на користь Нафтогазу у Арбітражному провадженні щодо транзиту газу. На зменшення чистого прибутку також вплинуло збільшення витрат на створення резерву сумнівних боргів на 7,0 млрд грн, що здебільшого відноситься до діяльності з балансування у сегменті внутрішнього транспортування природного газу, та до знецінення дебіторської заборгованості за угодою про розподіл продукції між Нафтогазом та Єгипетською генеральною нафтовою

Корпорацією у складі іншої діяльності. Також суттєвого впливу на суму чистого прибутку завдали витрати на створення забезпечень за судовими позовами: на виконання рішення суду, що було прийнято у 2013 році і виконання якого відстрочено до травня 2019 року, група має зробити відчуження більш ніж 1,0 млрд куб м природного газу на покриття дефіциту у підземних сховищах газу газотранспортної системи. Витрати на створення цього резерву у 2018 році склали понад 10,7 млрд грн. В той самий час, збільшення валового прибутку додало 7,2 млрд грн до чистого прибутку у 2018 році порівняно з 2017 роком, здебільшого за рахунок покращення результату сегменту Інтегрованого газового бізнесу.

Інтегрований газовий бізнес Інтегрований газовий бізнес – це найбільший за результатом сегмент бізнесу групи, що об’єднує виробництво, імпорт, продаж та постачання природного газу різним категоріям споживачів, а також продаж супутньої сировини. У загальній структурі доходів

групи на сегмент Інтегрованого газового бізнесу припадає 42,3%. Загальні обсяги реалізації природного газу зросли за 2018 рік на 8,6% або на 1,5 млрд куб. м у зв’язку з більш холодним періодом у лютому-березні

2018 року в порівнянні з тим самим періодом 2017 року. Незначне зменшення обсягів реалізації відбулось тільки за категорією населення – на 0,6 млрд куб. м. Результат сегменту Інтегрований газовий бізнес покращився за 2018 рік на 1,6 млрд грн.

Дебіторська заборгованість за природний газ Регіональні газорозподільчі підприємства для перепродажу населенню 0,1

-1,2

Підприємства, що виробляють тепло для населення 0,1

-1,1

-4,23

-7,6

7,1

9,7

30,3

30,1

млрд грн

14,1

млрд грн

20,2

3,8

3,53 млрд грн

2,4

8,19

3,9

20,4 млрд грн

12,6

23,1

2017

2018

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

Підприємства, що виробляють тепло, промислові підприємствата регіональні газорозподільчі підприємства для інших споживачів

-1,4

Реалізація за нерегульованими цінами для інших споживачів

0,4

-16,8

-3,5 1,4

2018

0,2

-15,3

1,7

1,6

17,2

7,1

4,8

млрд грн

3,0

млрд грн

1,7

16,9

млрд грн

3,8

16,8

15,0

Фактори покращення результату сегменту «Інтегрований газовий бізнес»

+10,5

-11,7

+15,6

2017

-9,3

-2,9

2018

2017

2018

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

-0,6

Транспортування, переробка нафти та продаж нафтопродуктів 33,6

2017

148

35,2

Збільшення ціни реалізації

Збільшення обсягу реалізації

Зменшення собівартості реалізованого імпортованого газу

Збільшення собівартості газу власного виробництва

Збільшення амортизаційних відрахувань

Інші зміни

2018

Цей сегмент включає діяльність з транспортування, продажу та постачання нафти, газового конденсату, нафтопродуктів, та супутніх товарів.

нафтопродукти у 2018 році результат покращився на 2,6 млрд грн і досяг 0,3 млрд грн прибутку.

Торгівля нафтопродуктами

Внутрішнє транспортування та транзит нафти

Обсяг реалізації нафтопродуктів у 2018 році зменшився на 7,5% або на 41 тис. т, обсяг реалізації скрапленого газу залишився майже незмінним. Зменшення обсягу реалізації погіршило результат сегменту на 0,6 млрд грн, але завдяки підвищенню ринкових цін на

Обсяг транзиту нафти за 2018 рік зменшився на 4,3% або на 602 тис. т, в зв’язку зі зменшенням обсягу транзиту нафти з Росії через Україну до країн ЄС, зокрема в напрямку нафтопереробних підприємств Угорщини – 6,1%, Чехії – 1,4% та Словаччини – 5,0%. Зниження транзиту нафти в

напрямку Угорщини та Словаччини (компанія MOL) відбулося внаслідок скорочення замовлень на закупівлю російської нафти, що транспортувалась в 2018 році, в складі якої вміст сірки на рівні 1,8% не відповідав вимогам замовника – 1,5%. Фінансовий результат сегменту відповідно незначно знизився – на 0,3 млрд грн, або на 17%. Водночас обсяг внутрішнього транспортування залишився на рівні 2017 року і склав 2 101 тис. т. Сегмент залишився збитковим у 2018 році: його фінансовий результат склав 0,9 млрд грн.

149

2018

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2018

Транзит природного газу Близько 40% природного газу, який Російська Федерація постачала до європейських країн у 2018 та 2017 роках, було протранспортовано українськими магістральними газопроводами. Загальний обсяг транспортування газу територією України з Російської Федерації до європейських країн і Молдови

Активи

становлять 86,8 млрд куб м у 2018 році, що менше показника 2017 року на 6,7 млрд куб. м, або на 7,2%. Одним із головних чинників зменшення обсягів транзиту українською ГТС є збільшення обсягів транзиту російського газу до Європи трубопроводом Nord Stream – OPAL.

Внутрішнє транспортування природного газу Фінансовий результат транспортування природного газу за 2018 рік погіршився на 2,3 млрд грн. Головним негативним фактором впливу було збільшення нарахування резерву сумнівних боргів в цей період, в зв’язку зі значними обсягами несплачених послуг з балансування.

Як і у попередні періоди, доходи від транзиту природного газу займають суттєву частину в структурі доходів групи – 28,2% доходів групи за 2018 рік. Фінансовий результат сегменту транзит газу за 2018 рік зменшився з 12,7 до 8,1 млрд грн порівняно з 2017 роком, в основному в зв’язку зі зменшенням обсягів транзиту.

На зменшення загальної вартості основних засобів у 2018 році в більшій мірі вплинуло зменшення корисності

Внутрішнє транспортування газу: фінансовий результат -0,9

-3,2

-0,6 -2,2 Зростання ціни реалізації послуг транспортування

2018

Інші зміни

Зростання Збільшення резерву обсягу під сумнівну реалізації дебіторську послуг заборгованість транспортування щодо послуг з балансування

Зберігання природного газу За результатами 2018 року у порівнянні з 2017 року відбір природного газу з ПСГ зріс на 65% або на 4,2 млрд куб. м. Це пов’язано з активним відбором природного газу у лютому-березні 2018 року, в зв’язку з похолоданням наприкінці лютого-початку березня

2018 року. Дещо зріс також обсяг закачування до ПСГ в 2018 році в порівнянні з минулим роком – на 0,7 млрд куб. м. На фоні цих факторів відбулось покращення фінансового результату – на 1 млрд грн, але результат сегменту залишився негатив-

ним: збиток склав майже 1,3 млрд грн порівняно зі збитком за 2017 рік у сумі 2,4 млрд грн. Додаткову інформацію можна знайти у розділі Дивізіон «Транспортування та зберігання природного газу» звіту.

Інше Цей сегмент включає результати спільної діяльності за концесійною угодою на розвідку і розробку вуглеводнів із Арабською

Республікою Єгипет, а також доходи від продажу матеріалів та послуг. Результат сегменту погіршився за рахунок визнання

у 2018 році збитку від знецінення дебіторської заборгованості за угодою про розподіл продукції у сумі майже 3,1 млрд грн.

Загальна сума капітальних інвестицій групи Нафтогаз збільшилась в 2018 році порівняно з 2017 на 80%, або на 13,6 млрд грн. Пріоритетним напрямком для капітальних інвестицій групи залишається видобуток природного газу, на цю діяльність в 2018 році було спрямовано 81% від загальної суми інвестицій (у 2017 році 80,5%). Сума інвестицій зросла майже в два рази в 2018 році порівняно з 2017 за рахунок продовження нарощування обсягів розвідувального та експлуатаційного буріння Укргазвидобуванням. Загальний обсяг капітальних витрат на ці роботи в 2018 році збільшився на 5,5 млрд грн, або на 93% порівняно з 2017 роком. Сума капітальних інвестицій в Транзит природного газу, що складає приблизно 8,2% від загальної суми інвестицій, збільшилась в 2018 році в порівнянні з 2017 роком на 47%.

Рух коштів

У 2018 році група Нафтогаз залишилась найбільшим в Україні платником податків. Так, за цей рік компанія сплатила до бюджету 138,6 млрд грн податків та обов’язкових платежів, що на 26% більше, ніж за 2017 рік. Зростання пов’язане зі збільшенням суми сплаченого податку на прибуток на 9,8 млрд грн в порівнянні з 2017 роком, здебільшого через зростання оподатковуваного прибутку Нафтогазу як юридичної особи за рахунок визнання у 2017 році доходів, пов’язаних з рішенням Стокгольмського Арбітражу щодо Контракту на транзит газу. Крім того, зросла сума сплати ПДВ до державного бюджету на 8,3 млрд грн за рахунок зростання доходів від реалізації та визнання невідшкодовуваного ПДВ на компенсацію згідно Арбітражу щодо транзиту природного газу.

Рух коштів від операційної діяльності за 2018 рік становить 71,6 млрд грн, що на 1,5% вище за показник 2017 року.

150

Сплата податків та обов’язкових платежів групою за видами 3,7

4,1 13,3

2,6

29,5

0,3

0,3 2,3

109,9

4,3

Активи, млрд грн 723,1 - 16,5% 603,7

2017

2018

Капітальні інвестиції

Податки та платежі до бюджету

2,5

активів газотранспортної системи на 71,0 млрд грн. Оборотні активи станом на 31 грудня 2018 року зменшились на 61,1 млрд грн, здебільшого внаслідок визнання у 2017 році заборгованості згідно рішення Стокгольмського арбітражу у сумі 57,1 млрд грн, щодо якої було проведено взаємозалік у лютому 2018 року. При цьому 2018 рік зросла торгова дебіторська заборгованість за природний газ та послуги з балансування на 8,4 та 14 млрд грн відповідно.

+0,2

2017

Майже 72% активів групи у 2018 році відносяться до основних засобів, з яких найбільш суттєвими за вартістю є буферний газ (42,9% вартості основних засобів групи), нафтогазовидобувні активи (21,9% вартості основних засобів групи) та газотранспортна система (19,8% вартості основних засобів групи).

млрд грн

27,7 14,1

41,4

2,2

138,6

млрд грн

6,5 20,2

2017 Податок на додану вартість Податок на прибуток Рента за видобуток газу

49,7

23,9

2018 Рента за видобуток нафти Рента за видобуток конденсату Iнша рента

Акцизний податок Інші податки Дивіденди

Рух коштів за результатами інвестиційної діяльності за 2018 рік збільшився на 87,2% у порівняні з 2017 роком, в основ-

Позики Зобов’язання за позиками станом на 31 грудня 2018 року склали 56,0 млрд грн порівняно з 59,3 млрд грн станом на 31 грудня 2017 року. Найбільшу частину позик станом на 31 грудня 2018 року складають позики, отримані у гривнях – 44,3% всіх позик групи.

Капітальні інвестиції за видами бізнесу, млрд грн 30,6

Капітальні інвестиції

17,0

Iнтегрований газовий бізнес Транспортування, переробка нафти та продаж нафтопродуктів

0,5 0,4 2,5 1,7

Транзит природного газу Внутрішнє транспортування природного газу

0,3 0,1

Зберігання природного газу

0,2 0,1 1,5 1,0

Укрнафта Інше

24,8

13,7

2018 2017

0,7 0,0 0

ному за рахунок більших інвестицій у розвиток видобутку природного газу. Рух коштів у результаті фінансової діяльності зменшився на 2,8%. Зменшення витрат на відсотки відбулось внаслідок зменшення зобов’язань за договорами позик. Також виплата за позиками у 2018 році

була меншою порівняно з 2017 роком, у тому числі за рахунок пролонгації термінів за певними зобов’язаннями. Водночас виплата дивідендів до державного бюджету у 2018 році зросла більше ніж вдвічі у 2018 році порівняно з минулим роком і склала 29,5 млрд грн.

Структура кредитного портфелю за валютами 2%

18%

11,4

59,3

56,0

21,2

млрд грн

26,7

Кредити, отримані у грн

20%

13,4

млрд грн

2017

Кредити, отримані у дол США

17,8

24,8

2018 Кредити, отримані у Євро

151

2018

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ

2012

РІЧНИЙ ЗВІТ 2018

2013

2014

2015

2016

3 зауваження (2% від вартості активів)

БАЛАНС

Відмова від висловлення думки

6 зауважень (56% від вартості активів)

1 зауваження (2% від вартості активів)

ФІНАНСВІ РЕЗУЛЬТАТИ

Відмова від висловлення думки

6 зауважень 3 зауваження (38% від (9% від чистого чистого збитку) збитку)

2017

2018

1 зауваження (0,2% від вартості активів)

без зауважень*

3 зауваження 1 зауваження (53% від чистого (0,3% від прибутку) чистого прибутку)

без зауважень*

За результатами проведеного аудиту фінансової звітності звіт незалежного аудитора не містить застережень щодо даних за 2018 рік.

АКЦІОНЕРНЕ ТОВАРИСТВО «НАЦІОНАЛЬНА АКЦІОНЕРНА КОМПАНІЯ «НАФТОГАЗ УКРАЇНИ» КОНСОЛІДОВАНА ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ СТАНОМ НА ТА ЗА РІК, ЯКИЙ ЗАКІНЧИВСЯ 31 ГРУДНЯ 2018 РОКУ Стор.

ЗВІТ НЕЗАЛЕЖНОГО АУДИТОРА �� 154

* Зауваження, що висловили аудитори у своєму звіті стосується порівнянності результатів поточного року та попередніх періодів. Керівництво групи разом з керівництвом дочірніх підприємствами доклали максимум зусиль для вирішення питань, які могли мати вплив на зауваження аудитора до консолідованої фінансової звітності. Зауваження аудитора (в дужках порядковий номер зауваження у звіті аудитора)

Вплив на: Баланс на 31 грудня 2018 року

Фінансовий результат 2018 року

Коментар керівництва

Питання, які стосуються попередніх періодів і впливають на порівнянність даних поточного та попереднього років: Інвестиції в спільну діяльність: Використання різних облікових політик групою, асоційованими підприємствами та спільною діяльністю (СД)

152

ні

Після винесення судом остаточного рішення про припинення дії договору, група припинить консолідувати дану інвестицію в спільну діяльність.

КОНСОЛІДОВАНА ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ Консолідований звіт про фінансовий стан . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Консолідований звіт про прибутки або збитки . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Консолідований звіт про сукупні доходи . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Консолідований звіт про зміни у власному капіталі . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Консолідований звіт про рух грошових коштів . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

158 159 160 161 136

Примітки до консолідованої фінансової звітності 1. ОРГАНІЗАЦІЯ ТА ЇЇ ОПЕРАЦІЙНА ДІЯЛЬНІСТЬ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2. ОПЕРАЦІЙНЕ СЕРЕДОВИЩЕ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3. ІНФОРМАЦІЯ ЗА СЕГМЕНТАМИ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4. ЗАЛИШКИ ЗА ОПЕРАЦІЯМИ ТА ОПЕРАЦІЇ З ПОВ’ЯЗАНИМИ СТОРОНАМИ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5. ОСНОВНІ ЗАСОБИ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6. ІНВЕСТИЦІЇ В АСОЦІЙОВАНІ ТА СПІЛЬНІ ПІДПРИЄМСТВА . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7. ІНШІ НЕОБОРОТНІ АКТИВИ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8. ЗАПАСИ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9. ТОРГОВА ДЕБІТОРСЬКА ЗАБОРГОВАНІСТЬ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10. ПЕРЕДПЛАТИ ВИДАНІ ТА ІНШІ ОБОРОТНІ АКТИВИ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11. ГРОШОВІ КОШТИ ТА ЗАЛИШКИ НА БАНКІВСЬКИХ РАХУНКАХ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12. АКЦІОНЕРНИЙ КАПІТАЛ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13. ПОЗИКИ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14. ЗАБЕЗПЕЧЕННЯ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15. АВАНСИ ОТРИМАНІ ТА ІНШІ КОРОТКОСТРОКОВІ ЗОБОВ’ЯЗАННЯ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16. СОБІВАРТІСТЬ РЕАЛІЗАЦІЇ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17. ІНШІ ОПЕРАЦІЙНІ ДОХОДИ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18. ІНШІ ОПЕРАЦІЙНІ ВИТРАТИ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19. ФІНАНСОВІ ВИТРАТИ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20. ФІНАНСОВІ ДОХОДИ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21. ПОДАТОК НА ПРИБУТОК . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22. УМОВНІ ТА КОНТРАКТНІ ЗОБОВ’ЯЗАННЯ І ОПЕРАЦІЙНІ РИЗИКИ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23. УПРАВЛІННЯ ФІНАНСОВИМИ РИЗИКАМИ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 24. СПРАВЕДЛИВА ВАРТІСТЬ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 25. ПОДІЇ ПІСЛЯ ЗВІТНОГО ПЕРІОДУ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 26. ОСНОВНІ ПРИНЦИПИ ОБЛІКОВОЇ ПОЛІТИКИ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 27. ІСТОТНІ ОБЛІКОВІ ОЦІНКИ ТА СУДЖЕННЯ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 28. ПРИЙНЯТТЯ ДО ЗАСТОСУВАННЯ НОВИХ АБО ПЕРЕГЛЯНУТИХ СТАНДАРТІВ ТА ТЛУМАЧЕНЬ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

164 165 168 174 175 177 177 178 179 180 180 181 181 183 184 185 185 185 186 186 186 187 190 193 196 196 204 207

153

2018

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2018

ЗВІТ НЕЗАЛЕЖНОГО АУДИТОРА Акціонеру Акціонерного товариства «Національна акціонерна компанія «Нафтогаз України»:

Звіт щодо аудиту консолідованої фінансової звітності Думка із застереженням Ми провели аудит консолідованої фінансової звітності Акціонерного товариства «Національна акціонерна компанія «Нафтогаз України» та його дочірніх підприємств (надалі разом – «Група»), що складається з консолідованого звіту про фінансовий стан на 31 грудня 2018 року та консолідованого звіту про прибутки або збитки, консолідованого звіту про сукупні доходи, консолідованого звіту про зміни у власному капіталі та консолідованого звіту про рух грошових коштів за рік, що закінчився зазначеною датою, та приміток до консолідованої фінансової звітності, включаючи стислий виклад значущих облікових політик. На нашу думку, за виключенням впливу на порівняльні дані питання, описаного в розділі «Основа для думки із застереженням» нашого звіту, консолідована фінансова звітність, що додається, відображає достовірно, в усіх суттєвих аспектах консолідований фінансовий стан Групи на 31 грудня 2018 року, та її консолідовані фінансові результати і консолідовані грошові потоки за рік, що закінчився зазначеною датою, відповідно до Міжнародних стандартів фінансової звітності (надалі – «МСФЗ») та відповідно до Закону України «Про бухгалтерський облік та фінансову звітність в Україні» щодо складання консолідованої фінансової звітності («Закон про бухгалтерський облік та фінансову звітність»).

Основа для думки із застереженням Як зазначено в Примітці 22 до консолідованої фінансової звітності, до липня

2018 року дочірнє підприємство Групи, АТ «Укргазвидобування», мало договір спільної діяльністі з Місен Ентерпрайзес АБ та ТОВ «Карпатигаз». Основні засоби спільної діяльності станом на 31 грудня 2017 року становили 1 455 640 тисяч гривень та були оцінені в консолідованій фінансовій звітності використовуючи модель собівартості, в той час як Група використовує модель переоцінки для оцінки основних засобів. Зазначене є відхиленням від МСФЗ, які вимагають використання уніфікованої із Групою облікової політики для подібних елементів. Ми не змогли визначити вплив цього відхилення на балансову вартість основних засобів спільної діяльності та резерв переоцінки станом на 31 грудня 2017 року та відповідні ефекти на сукупні доходи за рік, який закінчився на цю дату. Наша аудиторська думка щодо консолідованої фінансової звітності за рік, який закінчився 31 грудня 2017 року, була відповідним чином модифікована. Наша думка щодо консолідованої фінансової звітності за рік, який закінчився 31 грудня 2018 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 Кодексу РМСЕБ. Ми вважаємо, що отримані нами аудиторські докази є достатніми і прийнятними

Ключове питання аудиту Знецінення основних засобів Як зазначено у Примітці 5 «Основні засоби» до консолідованої фінансової звітності протягом року, який закінчився 31 грудня 2018 року, Група визнала зменшення корисності основних засобів в загальній сумі 76 013 989 тисяч гривень. Група визначила суму очікуваного відшкодування основних засобів шляхом визначення вартості при використанні.

154

для використання їх як основи для нашої думки із застереженням.

Пояснювальні параграфи Операційне середовище Ми звертаємо вашу увагу на Примітку 2 до консолідованої фінансової звітності, у якій йдеться про те, що вплив 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 22 до консолідованої фінансової звітності, у якій йдеться про суттєву невизначеність щодо остаточного врегулювання Арбітражного процесу між Групою та АТ «Газпром». Нашу думку не було модифіковано щодо цього питання.

Ключові питання аудиту Ключові питання аудиту – це питання, які, на наше професійне судження, були найбільш значущими під час нашого аудиту консолідованої фінансової звітності за поточний період. Ці питання розглядались у контексті нашого аудиту консолідованої фінансової звітності в цілому та враховувались при формуванні думки щодо цієї консолідованої фінансової звітності. Ми не висловлюємо окремої думки щодо цих питань. Додатково до питань, описаних в розділі «Основа для думки із застереженням» нашого звіту, ми визначили, що нижче описані питання є ключовими питаннями аудиту, інформацію щодо яких слід відобразити в нашому звіті.

Як відповідне ключове питання було розглянуто під час нашого аудиту Ми отримали, зрозуміли та оцінили політику, процеси, методи та припущення Групи, використані для оцінки суми очікуваного відшкодування основних засобів. Із залученням наших фахівців з оцінки ми виконали такі процедури щодо визначення суми очікуваного відшкодування: •о цінили відповідність ідентифікації Групою одиниць, які генерують грошові кошти;

Визначення суми відшкодування вимагає від керівництва використання істотних оцінок стосовно майбутніх потоків грошових коштів на основі професійних суджень та припущень щодо майбутніх бізнес-перспектив. На підставі викладеного вище ми визначили, що оцінка суми очікуваного відшкодування основних засобів є ключовим питанням аудиту. Детальна інформація зазначена в Примітці 5 «Основні засоби», а також Примітці 27 «Істотні облікові оцінки та судження».

Торгова дебіторська заборгованість Починаючи з 1 січня 2018 року Група вперше прийняла до застосування МСФЗ 9 «Фінансові інструменти» («МСФЗ 9»). МСФЗ 9 має значний вплив на оцінку очікуваних кредитних збитків за торговою дебіторською заборгованістю.

• проаналізували, чи відповідає застосована методологія та використана модель вимогам МСФЗ; • провели критичний розгляд припущень, застосованих під час визначення ставки дисконтування, та її математичний перерахунок; • провели критичний розгляд суджень керівництва та аналіз обґрунтованості припущень і обґрунтованості прогнозних потоків грошових коштів, використаних у моделі, та оцінили їхню відповідність планам, затвердженим керівництвом, та нашими накопиченими знаннями про Групу та галузь, у якій вона провадить свою операційну діяльність; • перевірили, що результати були коректно відображені та подані у консолідованій фінансовій звітності; • оцінили повноту та правильність інформації, яка розкривається у консолідованій фінансовій звітності. За результатами нашого тестування не було виявлено cуттєвих проблемних питань. Ми отримали розуміння стосовно політики, процесів та контрольних процедур Групи щодо оцінки очікуваних кредитних збитків за торговою дебіторською заборгованістю. Ми оцінили методологію Групи щодо розрахунку очікуваних кредитних збитків на портфельній основі згідно з вимогами МСФЗ 9.

Оцінка резерву очікуваних кредитних збитків за торговою дебіторською заборгованістю вимагає застосування складної методології та передбачає застосування суджень та різноманітних припущень керівництва.

Ми провели тестування історичних даних Групи на основі вибірки торгової дебіторської заборгованості та виконали альтернативний перерахунок очікуваних кредитних збитків, які оцінюються на портфельній основі.

Враховуючи суттєвість суми торгової дебіторської заборгованості та високий рівень суб’єктивності суджень та припущень, ми вважаємо оцінку очікуваних кредитних збитків за торговою дебіторською заборгованістю ключовим питанням аудиту.

Ми також провели оцінку доречності суджень керівництва стосовно оцінки ризику настання дефолту, історичного періоду статистичних даних для розрахунку ймовірності дефолту та рівня збитку у випадку настання дефолту щодо очікуваних кредитних збитків, які оцінюються на портфельній основі.

Детальна інформація зазначена в Примітці 9 «Торгова дебіторська заборгованість» та Примітці 28 «Прийняття до застосування нових або переглянутих стандартів та тлумачень» консолідованої фінансової звітності.

Визнання доходів від послуг балансування Група вперше прийняла до застосування МСФЗ 15 «Дохід від договорів з клієнтами». Цей стандарт при ідентифікації контракту вимагає оцінити чи вірогідно зібрати винагороду з клієнтів. Зважаючи, що послуги балансування оплачуються не в повній мірі, визнання відповідних доходів вимагає використання істотних оцінок стосовно майбутніх потоків грошових коштів та суджень керівництва. На підставі викладеного вище ми визначили, що визнання доходів від послуг балансування є ключовим питанням аудиту. Детальна інформація зазначена в Примітці 3 «Інформація за сегментами», а також Примітці 27 «Істотні облікові оцінки та судження».

Ми перевірили повноту та правильність відповідних приміток до консолідованої фінансової звітності. За результатами нашого тестування не було виявлено cуттєвих проблемних питань. Ми отримали розуміння наявних договорів, за якими визнаються доходи Групою. Ми переглянули облікову політику у сфері визнання доходів та перевірили чи вона відповідає МСФЗ 15 «Дохід від договорів з клієнтами». Ми оцінили істотні судження щодо критеріїв визнання доходу за МСФЗ 15 «Дохід від договорів з клієнтами», зважаючи на попередній досвід Групи та наявну ринкову інформацію. Ми провели критичний розгляд імовірності отримання оплат аналізуючи, чи Група історично отримувала компенсацію, на яку мала право в обмін на надані послуги, а також розуміння статусу судових справ по непогашеній дебіторській заборгованості, як для портфелю договорів з подібними характеристиками, так і в певних випадках на індивідуальній основі. Ми оцінили повноту та правильність інформації, яка розкривається у консолідованій фінансовій звітності. За результатами нашого тестування не було виявлено cуттєвих проблемних питань.

155

2018

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ

Інша інформація Управлінський персонал несе відповідальність за іншу інформацію. Інша інформація складається зі звіту про управління, який також включає звіт про корпоративне управління, але не є консолідованою фінансовою звітністю та нашим звітом аудитора щодо неї, який ми отримали до дати цього звіту аудитора, і річного звіту, який ми очікуємо отримати після цієї дати. Наша думка щодо консолідованої фінансової звітності не поширюється на іншу інформацію та ми не робимо висновку з будь-яким рівнем впевненості щодо цієї іншої інформації. У зв’язку з нашим аудитом консолідованої фінансової звітності нашою відповідальністю є ознайомитися з іншою інформацією, зазначеною вище, та при цьому розглянути, чи існує суттєва невідповідність між іншою інформацією і консолідованою фінансовою звітністю або нашими знаннями, отриманими під час аудиту, або чи ця інша інформація має вигляд такої, що містить суттєве викривлення. Якщо на основі проведеної нами роботи стосовно іншої інформації, отриманої до дати звіту аудитора, ми доходимо висновку, що існує суттєве викривлення цієї іншої інформації, ми зобов’язані повідомити про цей факт. Ми не виявили таких фактів, які б необхідно було включити до звіту. Коли ми ознайомимося з річним звітом, якщо ми дійдемо висновку, що він містить суттєве викривлення, нам потрібно буде повідомити інформацію про це питання тим, кого наділено найвищими повноваженнями.

Відповідальність управлінського персоналу та тих, кого наділено найвищими повноваженнями, за консолідовану фінансову звітність Управлінський персонал несе відповідальність за складання і достовірне подання консолідованої фінансової звітності відповідно до МСФЗ та Закону про бухгалтерський облік та фінансову звітність 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

156

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, крім випадків, якщо 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.

Відповідальність аудитора за аудит консолідованої фінансової звітності Нашими цілями є отримання обґрунтованої впевненості, що консолідована фінансова звітність у цілому не містить суттєвого викривлення внаслідок шахрайства або помилки, та випуск звіту аудитора, що містить нашу думку. Обґрунтована впевненість є високим рівнем впевненості, проте не гарантує, що аудит, проведений відповідно до МСА, завжди виявить суттєве 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 усього завдання з аудиту. Крім того, ми: • Ідентифікуємо та оцінюємо ризики суттєвого викривлення консолідованої фінансової звітності внаслідок шахрайства чи помилки, розробляємо й виконуємо аудиторські процедури у відповідь на ці ризики, а також отримуємо аудиторські докази, що є достатніми та прийнятними для використання їх як основи для нашої думки. Ризик невиявлення суттєвого викривлення внаслідок шахрайства є вищим, ніж для викривлення 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

РІЧНИЙ ЗВІТ 2018

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. • Доходимо висновку щодо прийнятності використання управлінським персоналом припущення про безперервність діяльності як основи для бухгалтерського обліку та на основі отриманих аудиторських доказів робимо висновок, чи існує суттєва невизначеність щодо подій або умов, що може поставити під значний сумнів здатність Групи продовжувати свою діяльність на безперервній основі. Якщо ми доходимо висновку щодо існування такої суттєвої невизначеності, ми повинні привернути увагу в нашому звіті аудитора до відповідних розкриттів інформації у консолідованій фінансовій звітності або, якщо такі розкриття інформації є неналежними, модифікувати свою думку. Наші висновки ґрунтуються на аудиторських доказах, отриманих до дати нашого звіту аудитора. Втім майбутні події або умови можуть примусити Групу припинити свою діяльність на безперервній основі. • Оцінюємо загальне подання, структуру та зміст консолідованої фінансової звітності включно з розкриттями інформації, а також те, чи показує консолідована фінансова звітність операції та події, що покладені в основу її складання, так, щоб досягти достовірного подання.

Ми також надаємо тим, кого наділено найвищими повноваженнями, твердження, що ми виконали відповідні етичні вимоги щодо незалежності, та повідомляємо їм про всі стосунки й інші питання, які могли б обґрунтовано вважатись такими, що впливають на нашу незалежність, а також, де це застосовно, щодо відповідних застережних заходів. З переліку всіх питань, інформація щодо яких надавалась тим, кого наділено найвищими повноваженнями, ми визначили ті, що були найбільш значущими під час аудиту консолідованої фінансової звітності поточного періоду, тобто ті, які є ключовими питаннями аудиту. Ми описуємо ці питання в нашому звіті аудитора крім випадків, якщо законодавчим чи регуляторним актом заборонено публічне розкриття такого питання, або коли за вкрай виняткових обставин ми визначаємо, що таке питання не слід висвітлювати в нашому звіті, оскільки негативні

наслідки такого висвітлення можуть очікувано переважити його корисність для інтересів громадськості.

Звіт щодо вимог інших законодавчих і нормативних актів 22 грудня 2017 року на засіданні Наглядової Ради нас призначили аудиторами Групи. З урахуванням продовження та поновлення призначень, ми виконували аудиторське завдання з 12 вересня 2014 року по дату цього звіту. Ми підтверджуємо, що звіт незалежного аудитора узгоджено з додатковим звітом для аудиторського комітету. Ми підтверджуємо, що ми не надавали послуг, що заборонені МСА чи статтею 6, пунктом 4 Закону України «Про аудит фінансової звітності та аудиторську діяльність», та що ключовий партнер з аудиту та аудиторська фірма були незалежними по відношенню до Групи при проведенні аудиту.

Основні відомості про аудиторську фірму Повне найменування: ПРИВАТНЕ АКЦІОНЕРНЕ ТОВАРИСТВО «ДЕЛОЙТ ЕНД ТУШ ЮКРЕЙНІАН СЕРВІСЕЗ КОМПАНІ». Місцезнаходження та фактичне місце розташування аудиторської фірми: Україна, 01033, м. Київ, вул. Жилянська, 48,50а. «Приватне акціонерне товариство «Делойт енд Туш Юкрейніан Сервісез Компані» внесене до розділів «Суб’єкти аудиторської діяльності», «Суб’єкти аудиторської діяльності, які мають право проводити обов’язковий аудит фінансової звітності» та «Суб’єкти аудиторської діяльності, які мають право проводити обов’язковий аудит фінансової звітності, що становлять суспільний інтерес» Реєстру аудиторів та суб’єктів аудиторської діяльності АПУ за №1973.»

• 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, разом з іншими питаннями інформацію про запланований обсяг та час проведення аудиту та суттєві аудиторські результати, включаючи будь-які суттєві недоліки заходів внутрішнього контролю, виявлені нами під час аудиту.

Сертифікований аудитор

Сергій Кулик

Сертифікат аудитора Серія А № 007492 Аудиторської палати України, виданий 21 грудня 2017 року згідно з рішенням Аудиторської палати України № 353/2, дійсний до 21 грудня 2022 року. 19 квітня 2019 року

157

2018

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2018

АКЦІОНЕРНЕ ТОВАРИСТВО «НАЦІОНАЛЬНА АКЦІОНЕРНА КОМПАНІЯ «НАФТОГАЗ УКРАЇНИ» КОНСОЛІДОВАНИЙ ЗВІТ ПРО ФІНАНСОВИЙ СТАН НА 31 ГРУДНЯ 2018 РОКУ У мільйонах українських гривень

Примітки

31 грудня 2018 року

АКЦІОНЕРНЕ ТОВАРИСТВО «НАЦІОНАЛЬНА АКЦІОНЕРНА КОМПАНІЯ «НАФТОГАЗ УКРАЇНИ» КОНСОЛІДОВАНИЙ ЗВІТ ПРО ПРИБУТКИ АБО ЗБИТКИ ЗА РІК, ЯКИЙ ЗАКІНЧИВСЯ 31 ГРУДНЯ 2018 РОКУ 31 грудня 2017 року

АКТИВИ Необоротні активи

У мільйонах українських гривень

Примітки

2018

2017

Дохід від реалізації

256 312

227 478

Собівартість реалізації

(178 829)

(157 147)

77 483

70 331

Валовий прибуток

Основні засоби

434 370

491 482

Інвестиції в асоційовані та спільні підприємства

1 225

1 197

Інші операційні доходи

4 641

5 092

Відстрочені податкові активи

5 119

4 204

57 125

Інші необоротні активи

8 988

11 131

Доходи, нараховані по Арбітражному провадженню щодо транзиту газу

449 732

508 014

Інші операційні витрати

(55 727)

(27 475)

Витрати, нараховані по Арбітражному провадженню щодо купівлі-продажу газу

(44 528)

26 397

60 545

Всього необоротних активів Оборотні активи Запаси

65 571

60 175

Торгова дебіторська заборгованість

65 942

58 988

Передплати видані та інші оборотні активи

6 888

71 247

14 224

23 093

Передплати з податку на прибуток підприємств Грошові кошти та залишки на банківських рахунках

Грошові кошти, обмежені у використанні

Операційний прибуток Фінансові витрати

(6 201)

(8 302)

Фінансові доходи

2 128

1 598

Частка у результатах асоційованих та спільних підприємств після оподаткування

(1 316)

(47)

1 338

1 591

Всього оборотних активів

153 980

215 110

Прибуток до оподаткування

ВСЬОГО АКТИВІВ

603 712

723 124

Витрати з податку на прибуток

194 307

Чистий прибуток/(збиток), який належить:

379 022

411 261

Власникам Компанії

ВЛАСНИЙ КАПІТАЛ

Чистий збиток від курсових різниць

Чистий прибуток за рік

Акціонерний капітал

Резерв переоцінки Накопичені курсові різниці Накопичений дефіцит Власний капітал, який належить власникам материнської компанії Неконтрольована частка у капіталі ВСЬОГО ВЛАСНОГО КАПІТАЛУ

4 027

3 462

(165 342)

(168 057)

412 014

440 973

1 844

(454)

413 858

440 519

Неконтролюючим акціонерам Чистий прибуток за рік

(471)

(1 043)

20 537

52 751

(8 970)

(13 302)

11 567

39 449

8 696

39 644

2 871

(195)

11 567

39 449

ЗОБОВ’ЯЗАННЯ Довгострокові зобов’язання Позики

11 299

14 736

Забезпечення

6 943

6 007

Відстрочені податкові зобов’язання

50 544

67 304

Інші довгострокові зобов’язання Всього довгострокових зобов’язань

221

69 007

88 059

Короткострокові зобов’язання Позики

44 700

44 579

Забезпечення

41 072

52 551

5 500

8 137

Торгова кредиторська заборгованість

23 269

78 608

Заборгованість з податку на прибуток

Аванси отримані та інші короткострокові зобов’язання

6 306

10 671

Всього короткострокових зобов’язань

120 847

194 546

ВСЬОГО ЗОБОВ’ЯЗАНЬ

189 854

282 605

ВСЬОГО ЗОБОВ’ЯЗАНЬ ТА ВЛАСНОГО КАПІТАЛУ

603 712

723 124

Цю консолідовану фінансову звітність було затверджено до випуску 15 квітня 2019 року. Андрій Коболєв, Голова правління

158

Сергій Коновець, Заступник голови правління

159

2018

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2018

АКЦІОНЕРНЕ ТОВАРИСТВО «НАЦІОНАЛЬНА АКЦІОНЕРНА КОМПАНІЯ «НАФТОГАЗ УКРАЇНИ» КОНСОЛІДОВАНИЙ ЗВІТ ПРО СУКУПНІ ДОХОДИ ЗА РІК, ЯКИЙ ЗАКІНЧИВСЯ 31 ГРУДНЯ 2018 РОКУ У мільйонах українських гривень

Примітки

Чистий прибуток за рік

АКЦІОНЕРНЕ ТОВАРИСТВО «НАЦІОНАЛЬНА АКЦІОНЕРНА КОМПАНІЯ «НАФТОГАЗ УКРАЇНИ» КОНСОЛІДОВАНИЙ ЗВІТ ПРО ЗМІНИ У ВЛАСНОМУ КАПІТАЛІ ЗА РІК, ЯКИЙ ЗАКІНЧИВСЯ 31 ГРУДНЯ 2018 РОКУ

2018

2017

11 567

39 449

Інший сукупний (збиток)/дохід Статті, які не можна рекласифікувати у подальшому на прибуток або збиток, за вирахуванням податку на прибуток: Збиток у результаті переоцінки основних засобів, за вирахуванням податку на прибуток у сумі 7 110 мільйонів гривень (2017: 5 488 мільйонів гривень)

(32 390)

Частка інших сукупних доходів асоційованих підприємств, за вирахуванням податку на прибуток у сумі нуль гривень (2017: нуль гривень)

Переоцінка зобов’язань за виплатами працівникам, за вирахуванням податку на прибуток у сумі 2 мільйони гривень (2017: 68 мільйонів гривень)

Переоцінка резерву на виведення активів з експлуатації, за вирахуванням податку на прибуток у сумі 2 мільйони гривень (2017: 24 мільйони гривень)

1 399 (7)

(24 907) (312)

(115)

Статті, які можна рекласифікувати у подальшому на прибуток або збиток, за вирахуванням податку на прибуток: Накопичена курсова різниця

Власний капітал, який належить власникам материнської Компанії У мільйонах українських гривень

Акціо нерний капітал

Резерв перео цінки

Незареє стрований акціонер ний капі тал

Накопи чені курсові різниці

Залишок станом на 31 грудня 2016 року

164 607

437 510

29 700

3 164

911

(25 036)

298

Всього сукупних (збитків)/ доходів 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 14)

(29 498) (29 498)

(29 498)

29 700

(29 700)

194 307

411 261

3 462

(168 057) 440 973

(454)

440 519

(3 666)

194 307

411 261

3 462

(171 723) 437 307

(454)

436 853

Прибуток за рік

8 696

2 871

11 567

Інші сукупні (збитки)/доходи за рік

(31 988)

565

1 546 (29 877)

(545)

(30 422)

Всього сукупних (збитків)/ доходів за рік

(31 988)

565

10 242 (21 181)

2 326

(18 855)

Реалізований резерв переоцінки

(251)

251

Зміна інвестицій в спільні операції

(9)

(18)

Забезпечення на виплату дивідендів в державний бюджет (Примітка 12 та 14)

(4 084)

Частка прибутку до сплати у державний бюджет (Примітка 12)

(19)

(38)

194 307

379 022

4 027

(165 342) 412 014

1 844

413 858

Залишок станом на 31 грудня 2017 року

(21 181)

13 697

Ефект від застосування нового стандарту (Примітка 28)

Реєстрація акцій

Залишок станом на 1 січня 2018 року

Залишок станом на 31 грудня 2018 року

160

(213) (25 947)

(26 032)

14 413

716

39 449

(18 855)

14 413

(195)

Всього сукупних (збитків)/доходів за рік

2 326

39 644

(25 036)

(18 855)

455 590

(30 422)

Всього сукупних (збитків)/доходів за рік

(1 177)

Інші сукупні збитки за рік

Неконтролюючим акціонерам

(178 214) 456 767

Прибуток/(збиток) за рік

298

Власникам Компанії

Всього власного капіталу

Інші сукупні (збитки)/доходи за рік

565

Всього сукупних (збитків)/доходів, які належать:

Всього

Неконтрольована частка у капіталі

Накопи чений дефіцит

39 644

(3 666)

8 696

161

2018

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2018

АКЦІОНЕРНЕ ТОВАРИСТВО «НАЦІОНАЛЬНА АКЦІОНЕРНА КОМПАНІЯ «НАФТОГАЗ УКРАЇНИ» КОНСОЛІДОВАНИЙ ЗВІТ ПРО РУХ ГРОШОВИХ КОШТІВ ЗА РІК, ЯКИЙ ЗАКІНЧИВСЯ 31 ГРУДНЯ 2018 РОКУ У мільйонах українських гривень

Примітки

2018

АКЦІОНЕРНЕ ТОВАРИСТВО «НАЦІОНАЛЬНА АКЦІОНЕРНА КОМПАНІЯ «НАФТОГАЗ УКРАЇНИ» КОНСОЛІДОВАНИЙ ЗВІТ ПРО РУХ ГРОШОВИХ КОШТІВ ЗА РІК, ЯКИЙ ЗАКІНЧИВСЯ 31 ГРУДНЯ 2018 РОКУ (ПРОДОВЖЕННЯ) 2017 У мільйонах українських гривень

РУХ ГРОШОВИХ КОШТІВ ВІД ОПЕРАЦІЙНОЇ ДІЯЛЬНОСТІ Прибуток до оподаткування

Збиток від вибуття основних засобів

РУХ ГРОШОВИХ КОШТІВ ВІД ФІНАНСОВОЇ ДІЯЛЬНОСТІ 14 304

12 941

44 160

39 824

Погашення позик

(35 192)

(49 469)

325

132

Відсотки сплачені

(5 163)

(7 378)

Збиток від зменшення корисності основних засобів та нематеріальних активів

1 466

3 399

Уцінку запасів

5 781

1 903

Чистий рух резерву на знецінення торгової дебіторської заборгованості, передплат виданих та інших активів

19 361

12 613

Обов’язковий внесок до бюджету частки прибутку і виплата дивідендів

(29 536)

(13 264)

(55 587)

(57 170)

Чисте зменшення грошових коштів та їх еквівалентів

(9 885)

(426)

ГРОШОВІ КОШТИ ТА ЇХ ЕКВІВАЛЕНТИ НА ПОЧАТОК РОКУ

23 093

21 853

(449)

1 666

12 759

23 093

2018

2017

17 699

21 850

3 242

(12 597)

18 188

(834)

(46)

(48)

1 316

471

1 043

У мільйонах українських гривень

4 073

6 704

Сплата за придбаний природний газ постачальникам банками-кредиторами

115 632

104 937

281

(338)

Збільшення запасів

(12 408)

(10 749)

Збільшення торгової дебіторської заборгованості

(27 162)

(24 981)

7 217

2 277

(4 134)

(1 581)

14 993

18 702

(563)

(5 199)

Списання кредиторської заборгованості та інших поточних зобов’язань Частку у результатах асоційованих та спільних підприємств після оподаткування

Збиток від курсових різниць Фінансові витрати, нетто Рух грошових коштів від операційної діяльності до змін в оборотно му капіталі Зменшення/(збільшення) інших необоротних активів

Зменшення передплат виданих та інших оборотних активів Збільшення інших довгострокових зобов’язань Виплата або використання забезпечень Збільшення торгової кредиторської заборгованості Зменшення авансів отриманих та інших короткострокових зобов’язань Грошові кошти, отримані від операційної діяльності Податок на прибуток сплачений Відсотки отримані Чисті грошові кошти, отримані від операційної діяльності

12, 14

Чисті грошові кошти використані в фінансової діяльності

Вплив зміни валютних курсів на грошові кошти та їх еквіваленти

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

2017

52 751

Надходження від позик

Знос основних засобів і амортизацію нематеріальних активів

2018

20 537

Коригування на:

Зміну забезпечень

Примітки

93 871

83 076

(23 901)

(13 719)

1 673

1 244

71 643

70 601

(24 904)

(14 438)

ГРОШОВІ КОШТИ ТА ЇХ ЕКВІВАЛЕНТИ НА КІНЕЦЬ РОКУ

ІСТОТНІ НЕГРОШОВІ ОПЕРАЦІЇ

Сплата дивідендів шляхом зарахування зустрічних однорідних вимог

РУХ ГРОШОВИХ КОШТІВ ВІД ІНВЕСТИЦІЙНОЇ ДІЯЛЬНОСТІ Придбання основних засобів та нематеріальних активів Надходження від продажу основних засобів

(1 448)

495

Зняття грошових коштів обмеженого використання

253

Надходження від продажу облігацій внутрішньої державної позики та інших фінансових інвестицій

145

(25 941)

(13 857)

(Розміщення)/зняття банківських депозитів

Дивіденди отримані Чисті грошові кошти, використані в інвестиційній діяльності

162

163

2018

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ

1. ОРГАНІЗАЦІЯ ТА ЇЇ ОПЕРАЦІЙНА ДІЯЛЬНІСТЬ 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. Постановою Кабінету Міністрів України від 6 березня 2019 №226 року було змінено тип акціонерного товариства з публічного на приватне. Нафтогаз України та його дочірні підприємства (надалі разом – «Група») знаходяться у власності держави Укра-

РІЧНИЙ ЗВІТ 2018

їна. Кабінет Міністрів України здійснює функції управління корпоративними правами держави та здійснює повноваження загальних зборів акціонерів та призначає незалежну Наглядову раду, яка контролює і регулює діяльність Правління.

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.

Нафтогаз України є вертикально інтегрованою нафтогазовою Групою, 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 зареєстрована за адресою: вул. Б. Хмельницького, 6, Київ, Україна.

Назва/вид діяльності

Група провадить свою господарську діяльність та володіє виробничими потужностями, в основному, в Україні. Основні дочірні підприємства та спільна діяльність представлені таким чином:

Частка володіння, утриму вана станом на 31 грудня

Дочірнє підпри ємство/ Спільна діяльність

Країна реєстра ції

2018

2017

АТ «Укргазвидобування»

100,00

Дочірнє підприємство

Україна

ПАТ «Укрнафта»

50,00 + 1 акція

Дочірнє підприємство

Україна

50,00

Спільна діяльність

Єгипет

100,00

Дочірнє підприємство

Україна

Виробництво газу, нафти та продуктів їх переробки

Петросанан, спільна діяльність з Арабською Республікою Єгипет та Єгипетською генеральною нафтовою корпорацією Дочірнє підприємство «Закордоннафтогаз» ТОВ «Карпатигаз», спільна діяльність із компанією Misen Enterprises AB (Примітка 22)

49,99

Спільна діяльність

Україна

АТ «Укртрансгаз»

100,00

Дочірнє підприємство

Україна

АТ «Укртранснафта»

100,00

Дочірнє підприємство

Україна

АТ «Укрспецтрансгаз»

100,00

Дочірнє підприємство

Україна

Транспортування нафти і газу

Оптова та роздрібна торгівля нафти, газу та продуктів їх переробки Дочірнє підприємство «Газ України»

100,00

Дочірнє підприємство

Україна

ТОВ «Газопостачальна компанія «Нафтогаз України»

100,00

Дочірнє підприємство

Україна

ТОВ «Газопостачальна компанія «Нафтогаз Тепло»

100,00

Дочірнє підприємство

Україна

ТОВ «Газопостачальна компанія «Нафтогаз Трейдинг»

100,00

Дочірнє підприємство

Україна

Naftogaz Trading Europe AG

100,00

Дочірнє підприємство

Швейцарія

51,00

Дочірнє підприємство

Україна

100,00

Дочірнє підприємство

Україна

ВАТ «Кіровоградгаз» Дочірнє підприємство «Укравтогаз»

164

2. ОПЕРАЦІЙНЕ СЕРЕДОВИЩЕ Економіка України демонструє ознаки стабілізації після тривалого періоду політичної та економічної напруженості. У 2018 році темп інфляції в Україні у річному обчисленні уповільнився до 9,8% (порівняно з 13,7% у 2017 році), а ВВП показав подальше зростання на 3,4% (після зростання на 2% у 2017 році). Національний банк України («НБУ») продовжив реалізацію політики цільового регулювання інфляції і періодично підвищував свою основну облікову ставку з 12,5% у травні 2017 року до 18% у вересні 2018 року. Такий підхід дозволив стримувати інфляцію на рівні нижче 10%, хоча вартість внутрішнього фінансування значно зросла. НБУ дотримувався політики плаваючого валютного курсу гривні, який станом на кінець 2018 року становив 27,69 гривні за 1 долар США порівняно з 28,07 гривні за 1 долар США станом на 31 грудня 2017 року. Серед головних факторів зміцнення гривні – успішне розблокування фінансування за програмою МВФ, стабільні доходи агроекспортерів, обмежена гривнева ліквідність та збільшення грошових переказів у країну від трудових мігрантів. Щодо валютного регулювання, НБУ продовжив політику зменшення валютних обмежень, і, починаючи з березня 2019 року зменшив обов’язкову частку продажу валютних надходжень від 50% до 30%, а також збільшив період розрахунків за експортно-імпортними операціями від 180 до 365 днів і підвищив ліміт по виплатам дивідендів за 2018 рік з 2 мільйонів доларів США до 7 мільйонів Євро. У грудні 2018 року Рада МВФ ухвалила 14-місячну програму кредитування для України Stand-by («SBA») у загальній сумі 3,9 мільярда доларів США. У грудні Україна вже отримала від МВФ та ЄС 2 мільярда доларів США, а також кредитні гарантії від Світового банку на суму 750 мільйонів доларів США. Затвердження програми МВФ істотно підвищує здатність України виконати її валютні зобов›язання у 2019 році, що зрештою сприятиме фінансовій та макроекономічній стабільності в країні. МВФ прийме рішення про надання наступних траншів у травні та листопаді 2019 року, яке залежатиме від успіху України у виконанні умов Меморандуму про економічну і фінансову політику, якого Україна планує дотримуватись у ході реалізації програми SBA.

У 2019-2020 роках Україна зобов'язана погасити значну суму державного боргу, що вимагатиме мобілізації суттєвого внутрішнього і зовнішнього фінансування у дедалі складних умовах кредитування країн, економіка яких розвивається. Крім того, наприкінці квітня 2019 року в Україні відбудуться вибори президента, а в жовтні 2019 року – парламентські вибори. У контексті подвійних виборів ступінь непевності у 2019 році залишається вкрай високим. Незважаючи на певні покращення у 2018 році, остаточний результат політичної та економічної ситуації в Україні та її наслідки передбачити вкрай складно, проте вони можуть мати подальший суттєвий вплив на економіку України та бізнес Компанії. Реформування газового ринку в Україні почалось з впровадження в дію Закону України «Про ринок природного газу» від 09.04.15 № 329-VIII (далі – Закон України «Про ринок природного газу»), що 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. 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, затвердженого Постановою Кабінету міністрів України № 375-Р. Реалізація зазначених заходів реформування ринку природного газу України концептуально змінює правові засади та механізм функціонування ринку природного газу, а також окремі аспекти фінансовогосподарської діяльності Компанії, що матиме значний вплив на показники діяльності Компанії та Групи в цілому.

Державне регулювання ринку природного газу в Україні Закон України «Про ринок природного газу» визначив роботу товарного ринку природного газу за принципами вільної добросовісної конкуренції та невтручання держави у функціонування ринку природного газу, крім випадків, коли це необхідно для усунення вад ринку або забезпечення інших загальносуспільних інтересів, за умови що таке втручання

здійснюється у мінімально достатній спосіб. Частиною другою статті 12 Закону встановлено, що постачання природного газу здійснюється за цінами, що вільно встановлюються між постачальником та споживачем, крім випадків, передбачених цим Законом. Таким випадком є, зокрема, покладення Кабінетом Міністрів України (далі – КМУ) спеціальних обов’язків на Компанію для забезпечення загальносуспільних інтересів у процесі функціонування ринку природного газу (далі – «спеціальні обов’язки» або «ПСО») відповідно до статті 11 Закону. Спеціальні обов’язки були покладені на Компанію згідно з наступними постановами КМУ: ● постановою КМУ від 01.10.2015 № 758 «Про затвердження Положення про покладення спеціальних обов’язків на суб’єктів ринку природного газу для забезпечення загальносуспільних інтересів у процесі функціонування ринку природного газу», що діяла з 1 жовтня 2015 по 31 березня 2017 років (далі – Постанова №758), ● постановою КМУ від 22.03.2017 № 187 «Про затвердження Положення про покладення спеціальних обов’язків на суб’єктів ринку природного газу для забезпечення загальносуспільних інтересів у процесі функціонування ринку природного газу», що діяла з 1 квітня 2017 по 31 жовтня 2018 років (далі – Постанова №187), ● постановою КМУ від 19.10.2018 № 867 «Про затвердження Положення про покладення спеціальних обов’язків на суб’єктів ринку природного газу для забезпечення загальносуспільних інтересів у процесі функціонування ринку природного газу», що діятиме з 1 листопада 2018 року до 1 травня 2020 року (далі – Постанова №867). Постановами №187 та №867 передбачено, зокрема: ● умови здійснення закупівлі природного газу Компанією у АТ «Укргазвидобування» та АТ «ДАТ «Чорноморнафтогаз» для формування ресурсу газу в рамках виконання Компанією покладених на неї спеціальних обов›язків; ● умови здійснення продажу/постачання природного газу Компанією у рамках виконання спеціальних обов›язків, в тому числі ціну на природний газ. Постанова №867 містить, крім іншого, ряд суттєвих відмінностей від Постанови №187, а саме: ● в Постанові №867 передбачено формулу визначення ціни продажу/поста-

165

2018

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ

чання природного газу Компанією як добутку середньої арифметичної ціни продажу природного газу Компанією для промислових споживачів за умови попередньої оплати, що діяла протягом липня-вересня 2018 року, та коефіцієнту (дисконту), розмір якого з 1 листопада 2018 року становитиме 0,6943, з 1 травня 2019 року – 0,8. ● в Постанові №867 передбачено, що з

РІЧНИЙ ЗВІТ 2018

1 січня 2020 року Компанія здійснюватиме продаж/постачання природного газу в рамках виконання спеціальних обов›язків за цінами, що будуть вільно встановлюватися між продавцем і покупцем, але не вище середньоарифметичної ціни природного газу, за якою Компанія пропонуватиме газ промисловим споживачам за умови попередньої оплати.

Такі тарифи і ціни були встановлені станом на:

Для споживачів, що не підпадають під дію ПСО, реалізується імпортований природний газ за цінами, які визначаються учасниками ринку природного газу самостійно. Ціни на природний газ ресурсу Компанії диференційовані в залежності від місячних обсягів споживання газу та умов його оплати споживачем.

31 грудня 2018 року

31 грудня 2017 року

Ціна на газ для продажу регіональним газопостачальним підпри ємствам для потреб населення, без ПДВ, тарифів на послуги з транспортування та розподілу природного газу та торговельної надбавки.

з 1 листопада 2018 року: 6 235,51 гривень за тисячу кубічних метрів

з 1 квітня 2017 року: 4 942 гривень за тисячу кубічних метрів

Ціна на газ для постачання теплогенеруючим підприємствам для потреб населення, без ПДВ, тарифів на послуги з транспортування та розподілу природного газу.

з 1 листопада 2018 року: 6 235,51 гривень за тисячу кубічних метрів

з 1 квітня 2017 року: 4 942 гривень за тисячу кубічних метрів

Ціна на газ для продажу регіональним газопостачальним підпри ємствам для потреб релігійних організацій (крім обсягів, що викоз 1 листопада 2018 року: ристовуються для провадження їх виробничо-комерційної діяльності), 6 235,51 гривень за тисячу без ПДВ, тарифів на послуги з транспортування та розподілу природ- кубічних метрів ного газу та торговельної надбавки.

з 1 квітня 2017 року: 2 471 гривень за тисячу кубічних метрів

Ціна на газ для постачання теплогенеруючим підприємствам для потреб релігійних організацій (крім обсягів, що використовуються для провадження їх виробничо-комерційної діяльності), без ПДВ, тарифів на послуги з транспортування та розподілу природного газу.

з 1 листопада 2018 року: 6 235,51 гривень за тисячу кубічних метрів

з 1 квітня 2017 року: 2 471 гривень за тисячу кубічних метрів

Ціна на газ для постачання теплогенеруючим підприємствам для потреб інших категорій, крім населення та релігійних організацій, в тому числі для виробництва електричної енергії, без ПДВ, тарифів на послуги з транспортування та розподілу природного газу.

з 1 листопада 2018 року: 6 235,51 гривень за тисячу кубічних метрів

з 1 квітня 2017 року: 7 907,2 гривень за тисячу кубічних метрів

Ціни реалізації природного газу для промислових споживачів, установ та організацій, що фінансуються з державного та місцевих бюджетів, без ПДВ, тарифів на послуги з транспортування та розпо9 294 – 10 150 гривень за ділу. Зазначені ціни щомісячно визначаються Компанією самостійно і тисячу кубічних метрів диференційовані в залежності від місячних обсягів споживання газу та умов його оплати споживачем.

7 516 – 8 265 гривень за тисячу кубічних метрів

Тариф на транспортування природного газу магістральними трубопроводами для точок входу, розташованих на державному кордоні України, без ПДВ.

12,47 доларів США за тисячу кубічних метрів на добу

Загальний тариф на транспортування газу магістральними та роз подільними газопроводами по території України, без ПДВ.

732,7 гривень за тисячу кубічних метрів

Тариф на зберігання, без ПДВ.

з 1 серпня 2018 року: 0,172 гривень за тисячу кубічних метрів на добу

46,20 гривень за тисячу кубічних метрів

Тариф на закачування, без ПДВ

з 1 серпня 2018 року: 64,40 гривень за тисячу кубічних метрів на добу

32,90 гривень за тисячу кубічних метрів

Тариф на відбір, без ПДВ

з 1 серпня 2018 року: 67,10 гривень за тисячу кубічних на добу

32,90 гривень за тисячу кубічних метрів

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 поста-

166

чальники природного газу з покладеними спеціальними зобов’язаннями відкривають спеціальні банківські рахунки для отримання платежів за використаний природний газ. Суми, накопичені на спеціальних банківських рахун-

ках, розподіляються на поточні рахунки оператора магістральних газопроводів, операторів розподільчих газопроводів, постачальника природного газу із спеціальними обов’язками у відповідності до коефіцієнтів, розрахованих постачаль-

никами із спеціальними обов’язками і затверджених Національною комісією, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг («НКРЕКП»). Залишки на 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. 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. 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. Станом на 31 грудня 2018 року непогашена сума за такими реструктуризованими договорами становить 1 655 мільйо-

нів гривень (31 грудня 2017 року: 400 мільйонів гривень) (Примітка 23).

Компенсація за виконання спеціальних обов’язків Відповідно до частини 7 статті 11 Закону України «Про ринок 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. В липні 2017 року Окружний адміністративний суд міста Києва виніс постанову за позовом Компанії проти Кабінету Міністрів України, визнавши протиправною бездіяльність Кабінету Міністрів України, яка полягає у невизначенні джерел фінансування та порядку визначення компенсації, що надається суб’єктам ринку природного газу, на яких покладаються спеціальні обов›язки, при прийнятті Постанови про ПСО та зобов’язав Кабінет Міністрів України визначити джерела фінансування та порядок визначення компенсації, шляхом внесення змін до відповідної постанови. Вказана постанова суду першої інстанції набрала законної сили у жовтні 2017 року. Кабінет Міністрів України оскаржив цю постанову у апеляційній інстанції, але у жовтні 2017 року Апеляційний суд міста Києва відхилив оскарження. Згодом Кабінет Міністрів України звернувся з касаційною скаргою, розгляд якої не відбувся станом на дату затвердження цієї консолідованої фінансової звітності. Cтаном на дату затвердження цієї консолідованої фінансової звітності відповідне рішення Кабінетом Міністрів України не прийняте. У жовтні 2018 року Компанія подала позов до господарського суду міста Києва щодо компенсації збитків, понесених у результаті виконання спеціальних обов’язків впродовж четвертого кварталу 2015 року у сумі 6,6 мільярдів гривень. У березні 2019 року Рішенням Господарського суду міста Києва у задоволені позову Нафтогазу відмовлено. Компанія направила скаргу до апеляційної інстанції суду.

Беручи до уваги суттєву невизначеність щодо отримання компенсації за виконання спеціальних обов’язків Компанією станом на дату затвердження цієї консолідованої фінансової звітності, Компанія не визнавала доходів, пов’язаних з отриманням такої компенсації протягом 2017 та 2018 років, та фактично не отримувала компенсацію як суб’єкт, на якого покладаються спеціальні обов’язки, протягом цих періодів. За розрахунками Компанії, очікувана вартість компенсації за весь період виконання спеціальних обов’язків і до 31 грудня 2018 року складає приблизно 27,1 мільярда гривень (не перевірено аудитом) (31 грудня 2017 року: 36,2 мільярда гривень (не перевірено аудитом), не враховуючи компенсації, яку мають право отримати інші суб’єкти ринку природного газу, на яких були покладені спеціальні обов’язки, а саме АТ «Укргазвидобування». Загальна сума компенсації усім зазначеним вище суб’єктам ринку природного газу, на яких було покладено спеціальні обов’язки, за оцінками Компанії складає 114 мільярдів гривень (не перевірено аудитом) (31 грудня 2017 року: 111 мільярдів гривень (не перевірено аудитом).

Відокремлення діяльності з транспортування природного газу Станом на 31 грудня 2018 та 2017 років, Компанія здійснювала контроль над оператором газотранспортної системи АТ «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 22). За умовами Контракту на транзит газу з ПАТ «Газпром» («Газпром»), Нафтогаз несе відповідальність за забезпечення надійного та безперебійного функціонування газотранспортної системи України. Технічну реалізацію зобов’язань Нафтогазу здійснює АТ «Укртрансгаз». Передача прав та зобов’язань за Контрактом на транзит газу третій особі (наприклад, ПАТ «Магістральні газопроводи України») не може бути здійснена без згоди Газпрому. Газпром не бажає давати таку згоду та подав

167

2018

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ

заяву до Трибуналу Арбітражного інституту Торгової палати Стокгольма («Трибунал»), вимагаючи перегляду або розірвання Контракту з купівлі-продажу природного газу та Контракту на транзит газу (Примітка 22).

цінністю Групи, і сфокусовані на досягненні фінансових та операційних цілей. Допоміжні та корпоративні функції мають на меті підтримку діяльності дивізіонів з метою максимізації вартості Групи.

Відповідно, керівництво Групи вважає, що юридичне відокремлення діяльності з транспортування природного газу малоймовірним до кінця дїї Контракту на транзит газу 1 січня 2020 року.

Внаслідок цих та очікуваних змін, Група змінила презентацію інформації за сегментами станом на 31 грудня 2018 року. Порівняльна інформація станом на 31 грудня 2017 року була змінена відповідно до нової презентації.

Тарифи на послуги зберігання (закачування, відбору) природного газу У червні 2018 року НКРЕКП прийняла постанову № 480 про встановлення тарифів на послуги зберігання, закачування та відбір природного газу в підземних сховищах газу, яка набрала чинності з 1 серпня 2018 року. Нові тарифи встановлюють плату за резервування потужностей замість оплати за обсяги зберігання (закачування, відбору) газу. НКРЕКП також запровадила систему коефіцієнтів, що застосовується до цих тарифів залежно від періоду бронювання: для замовлення на місяць наперед застосовується коефіцієнт 1,1; для замовлення на добу наперед - 1,2.

Активи на тимчасово окупованих територіях На початку 2014 року Україна постраждала від збройної агресії Російської Федерації в результаті якої відбулася заявлена окупація Автономної Республіки Крим (далі – «Крим») та незаконна військова окупація частин Луганської та Донецької областей озброєними терористичними угрупуваннями, а також підриву правової системи на цих територіях. Керівництво Групи продовжує вживати всі можливі юридичні та дипломатичні заходи для відшкодування збитків та відновлення контролю над активами Групи у Криму (Примітка 22).

3. ІНФОРМАЦІЯ ЗА СЕГМЕНТАМИ Правління є основним органом, який приймає операційні рішення Групи. В 2018 році Група розпочала процес органцізаційної трансформації в ефективну інтегровану національну нафтогазову компанію. Обрана операційна модель передбачає, що існуючі в Групі напрямки діяльності було об’єднано в дивізіони, допоміжні та корпоративні функції на основі аналізу наявних процесів та ресурсів. Дивізіони об’єднують основні напрямки діяльності, що є найбільшою

168

Керівництво розглядає результати діяльності Групи у розрізі наступних бізнес-дивізіонів: Інтегрований газовий бізнес. Інтегрований газовий бізнес включає виробництво, імпорт, продаж та постачання природного газу різним категоріям споживачів та продаж супутньої сировини. 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 та продаж супутньої сировини. 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. Група контролює близько 75% усього природного газу, який видобувається в Україні. Як зазначено у Примітці 2, АТ «Укргазвидобування» та АТ «ДАТ «Чорноморнафтогаз» зобов’язані продавати природний газ Нафтогазу для подальшого продажу для потреб побутових споживачів, релігійних організацій та виробників теплової енергії в рамках виробництва теплової енергії

РІЧНИЙ ЗВІТ 2018

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. Попит на природний газ для інших споживачів поза межами ПСО задовольняється з імпортного ресурсу газу. Продаж супутньої сировини включає продаж нафти та газового конденсату, виробленого АТ «Укргазвидобування», що споживаються сегментом Транспортування, переробка нафти та продаж нафтопродуктів за міжгруповими цінами. Транспортування, переробка нафти та продаж нафтопродуктів. Цей сегмент включає діяльність з транспортування, продажу та постачання нафти, газового конденсату, нафтопродуктів, та супутніх послуг.

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 АТ «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. ПАТ «Укрнафта». ПАТ «Укрнафта» є найбільшою нафтовидобувною компанією в Україні. До складу ПАТ «Укрнафта» входить декілька видобувних та обслуговуючих підрозділів, які наразі проходять процес корпоративної реструктуризації, зокрема, шість нафтога-

зовидобувних підрозділів, одне бурове управління та три газопереробні заводи. ПАТ «Укрнафта» володіє однією з найбільших в Україні мереж заправних станцій, присутньою у різних регіонах України. Інше. Доходи від цього сегмента включають доходи від продажу матеріалів та послуг. Також сегмент включає результати спільної діяльності за концесійною угодою на розвідку і розробку вуглеводнів із Арабською Республікою Єгипет. Керівництво здійснює оцінку 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 26, окрім відображення cплати за придбаний природний газ постачальникам банками-кредиторами як руху грошових коштів від операційної діяльності.

Група реалізує покупні нафтопродукти та нафтопродукти власного виробництва через мережу заправних станцій, присутню в більшості регіонів країни. Виробництво нафтопродуктів власного виробництва здійснюється на нафтота газопереробних підприємствах Групи. Внутрішнє транспортування та транзит сирої нафти представлені магістральними нафтопроводами системою з 11 нафтових сховищ, які експлуатує Група. Внутрішнє транспортування та транзит природного газу. Ці 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. Українська газотранспортна система є однією з найбільших у світі за своїми транспортними потужностями. Загальна довжина газопроводів в Україні становить 38,5 тисяч кілометрів. Понад 40% природного газу, який Російська Федерація постачала до європейських країн у 2018 та 2017 роках, транспортувалося українськими магістральними газопроводами. Сегмент внутрішнього транспортування газу також включає результати від ринкових операцій балансування

169

2018

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2018

Укрнафта

Інше

Елімінація

Всього

Результат сегмента

Зберігання при родного газу

Всього доходів від реалізації

Внутрішнє тран спортування природного газу

Реалізація іншим сегментам

Транзит природ ного газу

Реалізація зовнішнім споживачам

Транспортуван ня, переробка нафти та продаж нафтопродуктів

У мільйонах українських гривень

Iнтегрований газовий бізнес

Інформація за звітними сегментами Групи за рік, який закінчився 31 грудня 2018 року, представлена таким чином:

108 534

12 950

72 347

24 815

259

36 029

1 378

256 312

29 291

2 353

1 537

(33 295)

137 825

12 980

72 347

27 168

1 796

36 113

1 378

(33 295)

256 312

35 214

1 103

8 150

(3 194)

(1 264)

11 384

(2 695)

ПДВ на компенсацію згідно Арбітражу щодо транзиту природного газу

48 698 (4 751)

Зміни забезпечень під судові позови та інших забезпечень

(14 530)

Зменшення корисності основних засобів та нематеріальних активів

(1 466)

Фінансові витрати, нетто

(4 073)

Частка у результатах асоційованих та спільних підприємств після оподаткування

(1 316)

Нерозподілені доходи/(витрати), нетто

(2 025)

Прибуток до оподаткування

20 537

NOPLAT

28 875

904

6 683

(3 194)

(1 264)

9 335

(2 695)

Чистий грошовий потік сегмента від операційної діяльності

33 291

1 175

26 803

(3 307)

186

3 145

(1 947)

38 644 59 346

Сплата за придбаний природний газ постачальникам банками-кредиторами

17 699

Нерозподілений грошовий потік від операційної діяльності

(5 402)

Чистий грошовий потік від операційної діяльності

71 643

Суттєві статті негрошового характеру, включені до результатів сегмента: Знос, виснаження та амортизація

8 515

1 359

29 912

1 378

1 234

1 539

223

44 160

Чистий рух резерву на знецінення торгової та іншої дебіторської заборгованості, передплат виданих та інших оборотних активів

2 421

13 344

219

3 287

19 361

122

Зміна в забезпеченнях Чистий збиток від курсових різниць Капітальні витрати Основні засоби Інші активи сегмента

128

209

24 749

545

2 492

340

242

1 530

697

30 595

115 772

11 993

80 389

9 413

199 596

13 726

3 481

434 370

94 739

2 869

15 960

8 914

178

16 243

5 071

143 974

Інвестиції в асоційовані та спільні підприємства

1 255

Грошові кошти та залишки на банківських рахунках

14 224

Нерозподілені активи

9 889

Всього активів Зобов’язання сегмента

603 712 15 281

1 456

5 884

1 277

1 852

6 782

764

Позики

33 297 55 999

Забезпечення з суми чистого прибутку, належної до Державного бюджету України

4 084

Відстрочені податкові зобов’язання

50 544

Забезпечення під судові позови

15 254

Нерозподілені зобов’язання

30 676

Всього зобов’язань Чистий оборотний капітал

170

189 854 77 679

1 416

9 075

7 506

(1 675)

9 462

837

104 300

171

2018

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2018

Iнтегрований газовий бізнес

Транспорту вання, пере робка нафти та продаж нафтопро дуктів

Транзит при родного газу

Внутрішнє транспорту вання природ ного газу

Зберігання природного газу

Укрнафта

Інше

Елімінація

Всього

Інформація за звітними сегментами Групи за рік, який закінчився 31 грудня 2017 року, представлена таким чином:

Реалізація зовнішнім споживачам

89 089

11 302

73 937

24 747

184

26 858

1 361

227 478

Реалізація іншим сегментам

29 358

2 874

774

(33 083)

118 447

11 330

73 937

27 621

958

26 907

1 361

(33 083)

227 478

33 590

2 243

12 721

(881)

(2 361)

4 939

748

50 999

У мільйонах українських гривень

Всього доходів від реалізації Результат сегмента Доходи, нараховані по Арбітражному провадженню щодо транзиту газу

57 125

Витрати, нараховані по Арбітражному провадженню щодо купівлі-продажу газу

(44 528)

Зміни забезпечень під судові позови та інших забезпечень

2 787

Зменшення корисності основних засобів та нематеріальних активів

(3 399)

Фінансові витрати, нетто

(6 704)

Частка у результатах асоційованих та спільних підприємств після оподаткування

(47)

Чистий збиток від курсових різниць, нетто

(764)

Нерозподілені доходи/(витрати), нетто

(2 718)

Прибуток до оподаткування

52 751

NOPLAT

27 544

1 839

10 431

(881)

(2 361)

4 050

613

41 235

Чистий грошовий потік сегмента від операційної діяльності

19 752

1 341

36 039

(6 039)

(325)

6 874

475

58 117

Сплата за придбаний природний газ постачальникам банками-кредиторами

21 850

Чистий ефект відображення рішень Арбітражу щодо купівлі-продажу та транзиту природного газу

(12 597)

Нерозподілений грошовий потік від операційної діяльності

3 231

Чистий грошовий потік від операційної діяльності

70 601

Суттєві статті негрошового характеру, включені до результатів сегмента: Знос, виснаження та амортизація

5 632

887

27 997

1 570

1 992

1 596

150

39 824

1 591

(58)

11 173

(345)

(76)

12 353

Зміна в забезпеченнях

266

128

482

Чистий збиток/(прибуток) від курсових різниць

(74)

(1)

(204)

(279)

Капітальні витрати

13 661

381

1 695

145

987

16 995

Основні засоби

93 083

27 684

174 092

18 342

162 062

14 109

2 110

491 482

Інші активи сегмента

95 550

2 524

15 560

10 491

7 490

8 826

140 492

Заборгованість по Арбітражному провадженню щодо транзиту газу

57 125

Інвестиції в асоційовані та спільні підприємства

1 197

Грошові кошти та залишки на банківських рахунках

23 093

Нерозподілені активи

9 735

Всього активів Зобов’язання сегмента

723 124 11 147

1 028

3 130

1 019

1 413

4 986

1 271

23 994

Позики

59 315

Забезпечення з суми чистого прибутку, належної до Державного бюджету України

29 498

Відстрочені податкові зобов’язання

67 304

Зобов’язання по Арбітражному провадженню щодо купівлі-продажу газу

57 125

Нерозподілені зобов’язання

45 369

Всього зобов’язань Чистий оборотний капітал

172

282 605 79 477

1 313

6 618

9 183

(1 389)

1 716

1 013

97 931

173

Європа

2 579

2 201

256 312

227 478

Всього доходів від реалізації

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 2018 і 2017 років, єдиним зовнішнім клієнтом, доходи від якого перевищують 10% від загальної суми доходів, був Газпром. Сума доходів від Газпрому, яка відноситься до сегменту транзиту природного газу, за 2018 рік становила 72 344 мільйони гривень (2017: 73 937 мільйонів гривень).

4. ЗАЛИШКИ ЗА ОПЕРАЦІЯМИ ТА ОПЕРАЦІЇ З ПОВ’ЯЗАНИМИ СТОРОНАМИ Сторони зазвичай вважаються пов’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 кожною можливою пов’язаною стороною звертають увагу на суть відносин, а не тільки на їхню юридичну форму. Як зазначено у Примітці 1, Група знаходиться під безпосереднім контролем Уряду України і, відповідно, усі підприємства та установи, що контролюються державою або знаходяться під значним впливом держави, вважаються пов’язаними сторонами під спільним контролем. Операції із пов’язаними сторонами можуть здійснюватися на умовах, які не обов’язково можуть бути доступними для непов’язаних сторін.

174

За рік, що закінчився 31 грудня 2018 року, близько 26% доходів Групи (2017: 30%) були отримані від операцій із підприємствами, які контролюються, знаходяться під спільним контролем або зазнають істотного впливу з боку Уряду України. Непогашена торгова дебіторська заборгованість, пов’язана з цими операціями, станом на 31 грудня 2018 та 2017 років становила 43% та 45%, відповідно, від загального залишку торгової дебіторської заборгованості. Непогашена кредиторська заборгованість, аванси отримані та інші поточні зобов’язання станом на 31 грудня 2018 та 2017 років становили близько 58% та 25%, відповідно, від загальної суми відповідних зобов’язань. Забезпечення по відношенню до суб’єктів господарювання, що контролюються Урядом України, станом на 31 грудня 2018 та 2017 років становили близько 37% та 30%, відповідно, від загальної суми забезпечень. Також Група нарахувала забезпечення з суми чистого прибутку, належної до Державного бюджету України (Примітка 12, 14). Станом на 31 грудня 2018 та 2017 років, близько 96% та 98%, 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 76% позик були надані цими банками (31 грудня 2017 року: 65%). Близько 75% фінансових доходів в 2018 році пов’язані з рахунками у цих банках (2017: 55%) та 97% фінансових витрат за рік, який закінчився 31 грудня 2018 року (2017: 70%), стосуються позик, отриманих від цих банків.

Інформація про операції із державою надалі розкривається у Примітці 12. Компенсація провідному управлінському персоналу. Провідний управлінський персонал протягом 2018 та 2017 років складався в середньому із 6 членів Правління та 9 директорів. Компенсація провідному управлінському персоналу, що включена до складу інших операційних витрат, включала заробітну плату і додаткові поточні премії та становила 717 мільйонів гривень (2017: 214 мільйонів гривень). Також, в 2018 році Група здійснила виплати на забезпечення діяльності Наглядової ради у сумі 53 мільйони гривень (2017: 25 мільйонів гривень), що включає оплату послуг членів Наглядової ради у сумі 46 мільйонів гривень (2017: 20 мільйонів гривень), а також 7 мільйонів гривень (2017: 5 мільйонів гривень) у вигляді 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.

Всього

457

Незавершене будів ництво

505

Інші основні засоби

Єгипет

Транспортування скрапленого газу

77 511

Активи з розподілу природного газу

76 048

Гарантії. Сума гарантій, наданих Урядом України станом на 31 грудня 2018 та 2017 років, становила 15 443 мільйони гривень та 22 023 мільйони гривень, відповідно (Примітка 13).

Автозаправні станції

147 309

Нафтогазопереробні активи

177 180

Інформація про рух балансової вартості основних засобів була представлена таким чином:

Чиста балансова вартість станом на 31 грудня 2016 року

2 705

63 936 264 209

29 081 153 566 14 714 2 834 5 309

156

171

3 484

11 496

551 661

Первісна вартість або оцінка

3 354

71 576 277 383

33 056 155 422 15 491 3 011 5 759

168

181

8 489

13 117

587 007

Накопичений знос та резерв на зменшення корисності

(649) (7 640) (13 174)

(3 975)

(1 856)

(777)

(177)

(450)

(12)

(10) (5 005)

(1 621)

(35 346)

232

321

183

265

6 740

15 540

32 597 (47 335) (15 479)

(3 526)

173

129

(418)

(33 007)

У мільйонах українських гривень

Надходження і переміщення

620

Переоцінка

852

Вибуття

(20)

Амортизаційні нарахування Збиток від зменшення корисності

5 711

(7)

(1)

(2)

(289)

(358)

(743) (7 687) (29 695)

(1 778)

(728)

(253)

(282)

(12)

(398)

(41 588)

(1)

(3)

(96)

(22)

(526)

(766)

(85)

(37)

1 362

Нафтотранспортна система

Російська Федерація

2017

5. ОСНОВНІ ЗАСОБИ

Буферний газ

Україна

2018

Застави. Станом на 31 грудня 2018 та 2017 років позики від пов’язаних сторін (державних банків) були забезпечені основними засобами, запасами та надходженнями від майбутніх продажів (Примітка 13).

Обладнання під земних сховищ газу

У мільйонах українських гривень

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.

Газотранспортна система

Географічна концентрація доходів від реалізації

РІЧНИЙ ЗВІТ 2018

Нафтогазовидобувні активи

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ

Активи розвідки, оцінки та буріння

2018

(33)

Чиста балансова вартість станом на 31 грудня 2017 року

3 329

94 487 188 534

12 056 150 040 14 479 2 889 4 593

159

168

3 327

17 421

491 482

Первісна вартість або оцінка

3 329

94 487 188 534

12 056 150 040 14 479 2 889 4 593

183

189

7 574

19 443

497 796

(21) (4 247)

(2 022)

(6 314)

Накопичений знос та резерв на зменшення корисності

(24)

Надходження і переміщення

1 921

12 249

(391)

1 745

136

675

13 726

30 224

36 457

Вибуття

(101)

(47)

(1)

(35)

(383)

(567)

Амортизаційні нарахування

(908) (10 731) (31 242)

(1 228)

(888)

(266)

(256)

(11)

(12)

(274)

(45 816)

- (5 025)

(62)

(97)

(9)

(54)

(238)

(77 410)

8 658 2 697 4 306

152

147

3 639

30 526

434 370

8 262

32 806

563 850

Переоцінка

Збиток від зменшення корисності

(937) (70 988)

Чиста балансова вартість станом на 31 грудня 2018 року

4 241

Первісна вартість або оцінка

5 014 106 649 188 162

13 829 186 497 14 571 3 025 4 659

187

189

Накопичений знос та резерв на зменшення корисності

(773) (11 628) (102 249)

(1 256)

(35)

(42) (4 623)

95 021

85 913

12 573 186 497

- (5 913)

(328)

(353)

(2 280) (129 480)

175

31 грудня 2018 року

31 грудня 2017 року

Активи розвідки, оцінки та буріння

2 585

802

30 164

21 032

Газотранспортна система

8 894

9 600

Обладнання підземних сховищ газу

1 453

1 620

217

Нафтотранспортна система

1 906

1 947

Нафтогазопереробні активи

546

493

Автозаправні станції

109

134

Активи з розподілу природного газу

144

Транспортування скрапленого газу

Буферний газ

Інші основні засоби Всього

176

(10)

(32)

895

ПАТ «Укртатнафта»

Переробка нафти

Україна

43,05%

(1 090)

1 431

341

Інші

Різне

Україна

Різне

(216)

(29)

(1 316)

1 399

Балансова вар тість

Частка в сукуп ному (збитку)/ доході

Частка у збитку

Рекласифікація до інших необо ротних активів

Придбання до даткової частини

40,2%

(29)

1 255

Детальна інформація щодо асоційованих та спільних підприємств Групи станом на 31 грудня 2017 року представлена таким чином:

ПАТ «Газтранзит»

Будівельні роботи

Україна

40,2%

(1)

(84)

937

ПАТ «Укртатнафта»

Переробка нафти

Україна

43,05%

Інші

Різне

Україна

Різне

(46)

Назва асоційовано го/спільного підпри ємства

(47)

У мільйонах українських гривень

Нафтогазовидобувні активи

Україна

Балансова вар тість

Якби основні засоби Групи оцінювалися за історичною вартістю, то їхня балансова вартість була б представлена таким чином:

Будівельні роботи

Дивіденди, отримані від асоційованого підприємства

Станом на 31 грудня 2018 та 2017 років основні засоби Групи балансовою вартістю 1 239 мільйонів гривень та 2 682 мільйони гривень, відповідно, було передано в якості застави для забезпечення позик (Примітка 13).

ПАТ «Газтранзит»

Назва асоційовано го/спільного підпри ємства

Частка у збитку

У 2018 році амортизаційні нарахування та виснаження у сумі 43 417 мільйонів гривень (2017: 39 144 мільйони гривень) було включено до собівартості реалізації, 569 мільйонів гривень (2017: 604 мільйони гривень) – до складу інших операційних витрат, 955 мільйонів гривень (2017: 775 мільйонів гривень) було капіталізовано у складі первісної вартості основних засобів та 875 мільйонів гривень (2017: 1 085 мільйонів гривень) було капіталізовано у складі запасів.

Детальна інформація щодо асоційованих та спільних підприємств Групи станом на 31 грудня 2018 року представлена таким чином:

Частка володін ня Групи

За результатами цієї оцінки керівництво прийшло до висновку, що сума відшкодування «Газотранспортної системи» та «Нафтотранспортної системи» була нижчою за їх балансову вартість, та, відповідно, відобразили збитки від знецінення основних засобів в розмірі 1 082 мільйони гривень в інших операційних витратах та в розмірі 74 931 міль-

Також, Група відобразила збитки від знецінення основних засобів в розмірі 371 мільйон гривень щодо інших одиниць, що генерують грошові потоки, збільшивши загальні збитки від знецінення основних засобів в інших операційних витратах до 1 453 мільйонів гривень.

6. ІНВЕСТИЦІЇ В АСОЦІЙОВАНІ ТА СПІЛЬНІ ПІДПРИЄМСТВА

Частка володіння Групи

Станом на 31 грудня 2018 року Група провела тестування на наявність економічного знецінення своїх одиниць, що генерують грошові потоки. Для проведення тесту було використано метод дисконтованих грошових потоків. Очікувані грошові потоки були визначені на основі прогнозів та припущень станом на дату цієї консолідованої фінансової звітності. В основу прогнозів та припущень, що були використані при проведенні тесту, було покладено ринкову інформацію, історичні дані, макроекономічні очікування, прогнози щодо подальшої діяльності одиниць, що генерують грошові потоки (Примітка 27).

йон гривень в інших сукупних збитках.

Місце реєстрації та провадження господарської діяльності

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. 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 (опублікованої інформації, каталогів, статистичних даних тощо), а також галузевих експертів і постачальників.

Місце реєстрації та провадження господарської діяльності

Станом на 31 грудня 2018 року Група змінила презентацію основних засобів з групування за технічними критеріями на групування за функціями на основі одиниць, що генерують грошові потоки. На думку керівництва Групи, така презентація інформації є більш достовірною та корисною для користувачів консолідованої фінансової звітності, оскільки подає користувачеві додаткову інформацію про структуру бізнесу Групи та напрямки інвестування. Порівняльна інформація станом на та за рік, що закінчився 31 грудня 2017 року, була змінена відповідно до нової презентації.

РІЧНИЙ ЗВІТ 2018

Основна діяль ність

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ

Основна діяль ність

2018

(84)

260 1 197

Усі із вищезазначених асоційованих підприємств обліковуються у цій консолідованій фінансовій звітності за методом участі в капіталі. Інвестиції Групи в асоційовані та спільні підприємства були представлені таким чином: У мільйонах українських гривень Інвестиції в асоційовані підприємства Інвестиції у спільні підприємства Всього

31 грудня 2018 року

31 грудня 2017 року

1 236

937

260

1 255

1 197

7. ІНШІ НЕОБОРОТНІ АКТИВИ 31 грудня 2018 року

31 грудня 2017 року

Дебіторська заборгованість за угодою про розподіл продукції

4 793

4 866

145

Нематеріальні активи

2 751

2 318

114

122

Реструктуризована дебіторська заборгованість споживачів газу

1 645

1 242

1 733

1 163

Інше

3 545

3 463

(3 746)

(758)

47 865

37 275

8 988

11 131

У мільйонах українських гривень

За вирахуванням: резерву на знецінення Всього

177

2018

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ

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 26). Сума, зазначена у таблиці вище, являє собою суму витрат, надану Групою до відшкодування, і яка, як очікується, має бути відшкодована протягом більше ніж одного року від звітної дати. Станом на 31 грудня 2018 року Компанія визнала збиток від знецінення щодо дебіторської заборгованості за угодою про розподіл продукції та інших необоротних активів у складі інших операційних витрат у сумі 3 069 мільйонів гривень (Примітка 18). Нематеріальні активи. Станом на 31 грудня 2018 та 2017 років до складу

нематеріальних активів включено ліцензії на розвідку та видобуток корисних копалин у сумі 1 826 мільйонів гривень та 1 641 мільйон 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. У листопаді 2016 року було прийнято Закон України «Про заходи, спрямовані на врегулювання заборгованості теплопостачальних та теплогенеруючих організацій та підприємств централі-

У мільйонах українських гривень Залишок станом на 1 січня Резерв на знецінення, нарахований протягом року Інший рух Залишок станом на 31 грудня

РІЧНИЙ ЗВІТ 2018

зованого водопостачання і водовідведення за спожиті енергоносії» №1730 (Примітка 2). Згідно з цим законом дебіторська заборгованість комунальних підприємств, що виробляють тепло була реструктуризована на 5 років та оцінена за амортизованою вартістю із використанням методу ефективної відсоткової ставки, яка на дату реструктуризації коливалася від 13,5% до 16,4% річних. Інше. Станом на 31 грудня 2018 та 2017 років до складу інших необоротних активів включено витрати на дослідження та розробку у сумі 1 277 мільйонів гривень та 1 171 мільйон 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 26). Інформація про рух резерву на знецінення довгострокової дебіторської заборгованості представлена таким чином:

2018

2017

758

714

3 069

(81)

3 746

758

31 грудня 2017 року

Дебіторська заборгованість за природний газ

74 683

66 265

Дебіторська заборгованість за послуги балансування

34 009

20 033

Дебіторська заборгованість за сиру нафту

13 693

8 427

9 036

9 360

Дебіторська заборгованість за транспортування природного газу Інша дебіторська заборгованість За вирахуванням: резерву на знецінення

4 296

4 822

(69 775)

(49 919)

65 942

58 988

Всього

Інформація про рух резерву на знецінення торгової дебіторської заборгованості представлена таким чином: У мільйонах українських гривень

2018

2017

49 919

37 229

3 666

39 751

15 053

(23 469)

(2 480)

(138)

(11)

128

69 775

49 919

Залишок станом на 1 січня Ефект від застосування нового стандарту (Примітка 28) Резерв на знецінення, нарахований протягом року Сторнування резерву на знецінення Суми, списані протягом року як безнадійні Інший рух

Збільшення нарахування та сторнування резерву на знецінення торгової дебіторської заборгованості за рік, який закінчився 31 грудня 2018 року, є результатом застосуванням Групою Міжнародного стандарту фінансової звітності 9 «Фінансові інструменти» (Примітка 28). Інший рух в резерві на знецінення торгової дебіторської заборгованості стосується переміщення резерву між поточною та довгостроковою дебіторською заборгованістю та різниці у пропорції консолідації активів та прибутків спільних підприємств одного з підприємств Групи, що визнається як рух у капіталі. Аналіз кредитної якості торгової дебіторської заборгованості представлений таким чином:

31 грудня 2018

8. ЗАПАСИ Запаси Групи були представлені таким чином: 31 грудня 2018 року

31 грудня 2017 року

52 461

48 472

Сира нафта і нафтопродукти

6 039

4 299

Запасні частини

1 976

2 829

Нафта на виробничо-технологічні потреби

1 829

1 954

Сировина

1 627

1 500

Інше

1 639

1 121

65 571

60 175

У мільйонах українських гривень Природний газ

Всього

178

31 грудня 2018 року

У мільйонах українських гривень

Залишок станом на 31 грудня

Інший рух в резерві на знецінення торгової дебіторської заборгованості стосується переміщення резерву між поточною та довгостроковою дебіторською заборгованістю.

Керівництво проводить оцінку необхідності списання запасів до їхньої чистої вартості реалізації, беручи до уваги ознаки їхнього економічного, технічного та фізичного зносу. У 2018 році таке коригування запасів становило 5 717 мільйонів гривень, включене до складу собівартості реалізації, та 64 мільйони гривень, включене до

9. ТОРГОВА ДЕБІТОРСЬКА ЗАБОРГОВАНІСТЬ

складу інших операційних витрат (2017: 1 452 мільйони гривень, включене до складу собівартості реалізації та 451 мільйон гривень, включене до складу інших операційних витрат). Сума, включена до складу собівартості реалізації, являє собою уцінку імпортованого газу, який у подальшому був реалізований на потреби населення за

регульованими цінами. Станом на 31 грудня 2018 та 2017 років запаси балансовою вартістю 43 287 мільйонів гривень та 38 208 мільйонів гривень, відповідно, були використані в якості застави для забезпечення позик (Примітка 13).

У мільйонах українських гривень

Торгова дебіторська заборгованість днів - днів прострочення Не прострочена

1 - 90

91 - 180

Номінальна вартість

38 830

20 443

Резерв на знецінення

(3 226) 8%

Очікувана ставка кредитних втрат, %

181 - 270

271 - 365

>365

Всього

3 998

15 828

10 107

46 511

135 717

(3 377)

(1 226)

(7 834)

(7 800)

(46 312)

(69 775)

17%

31%

49%

77%

100%

31 грудня 2017 У мільйонах українських гривень Номінальна вартість Резерв на знецінення

Торгова дебіторська заборгованість днів - днів прострочення Не прострочена

1 - 90

91 - 180

27 333

22 527

5 739

181 - 270 16 003

271 - 365 3 789

>365 33 516

Всього 108 907 (49 919)

179

2018

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2018

10. ПЕРЕДПЛАТИ ВИДАНІ ТА ІНШІ ОБОРОТНІ АКТИВИ

12. АКЦІОНЕРНИЙ КАПІТАЛ

Передплати видані та інші оборотні активи Групи були представлені таким чином: У мільйонах українських гривень Передплати постачальникам за матеріали, роботи та послуги ПДВ до відшкодування

31 грудня 2018 року

31 грудня 2017 року

10 549

10 834

1 950

2 175

Дебіторська заборгованість за угодами переуступки прав вимоги за договорами реалізації природного газу

1 618

1 637

Векселі до отримання

1 436

1 468

Передплати видані за добудову газопроводів

1 346

1 348

Передплати за податками, крім податку на прибуток

876

8 935

Передплати постачальникам за природний газ

109

649

57 125

7 289

5 385

(18 285)

(18 309)

6 888

71 247

Заборгованість по Арбітражному провадженню щодо транзиту газу Інше За вирахуванням: резерву на знецінення Всього 28 лютого 2018 року Стокгольмський Арбітраж виніс фінальне рішення у Арбітражному провадженні щодо транзиту газу, в якому, крім іншого, підтримав вимогу Компанії про залік зустрічних вимог сторін, задоволених у рамках Арбітражного провадження щодо купівлі-продажу газу та Арбітражного провадження щодо транзиту

газу. Як результат, Компанія провела взаємозалік на відповідну дату. Станом на 31 грудня 2018 року в інші оборотні активи включено природний газ, на загальну суму 991 мільйон гривень на який накладено арешт в рамках судового провадження (31 грудня 2017 року: 6 мільйонів гривень).

У мільйонах українських гривень

Компанія також створила забезпечення під відповідне судове рішення (Примітка 14). Інформація про рух резерву на знецінення передплат виданих та інших оборотних активів була представлена таким чином: 2018

2017

18 309

18 962

179

116

Сторнування резерву на знецінення

(176)

(317)

Суми, списані протягом року як безнадійні

(118)

(129)

(323)

18 285

18 309

Залишок станом на 1 січня Резерв на знецінення, нарахований протягом року

Інший рух Залишок станом на 31 грудня

Станом на 31 грудня 2018 та 2017 років номінальна вартість зареєстрованого, випущеного і повністю сплаченого акціонерного капіталу Компанії становила 190 150 мільйонів гривень, що складалася з 190 150 481 простої акції, номінальною вартістю 1 000 гривень за акцію. Крім того, станом на 31 грудня 2018 та 2017 років акціонерний капітал Компанії був скоригований на вплив гіперінфляції відповідно до вимог МСБО 29 «Фінансова звітність в умовах гіперінфляції» на суму 4 157 мільйонів гривень. Таким чином, загальна вартість акціонерного капіталу станом на 31 грудня 2018 та 2017 років становила 194 307 мільйонів гривень.

Розподіл прибутку Прибуток кожного звітного періоду, що доступний для розподілу власникам, визначається на основі даних окремої фінансової звітності Компанії, підготов-

леної згідно з Міжнародними стандартами фінансової звітності. Відповідно до українського законодавства, розмір дивідендів обмежується розміром чистого прибутку звітного періоду або розміром будь-яких інших резервів, які підлягають розподілу, але не більше суми нерозподіленого прибутку, розрахованого за даними окремої фінансової звітності, підготовленої згідно із Міжнародними стандартами фінансової звітності. Відповідно до Постанови Кабінету Міністрів України від 25.04.18 № 384-п та від 26.07.18 №535-п, 75% чистого прибутку Компанії за 2017 рік у розмірі 29 498 мільйонів гривень була спрямована на виплату дивідендів до Державного Бюджету України. Додатково, протягом 2018 року деякі дочірні підприємства сплатили обов’язкову частку прибутку до державного бюджету у розмірі 38 мільйонів гривень.

Відповідно до Закону України від 21 вересня 2006 року № 185-V «Про управління об›єктами державної власності» господарські товариства, у статутному капіталі яких є корпоративні права держави, до 1 травня року, що настає за звітним, приймають рішення про відрахування не менше 30% чистого прибутку на виплату дивідендів. Компанія створила відповідне забезпечення у сумі 4 084 мільйони гривень щодо майбутнього перерахування частки прибутку до Державного бюджету України у складі поточних забезпечень (Примітка 14). Згідно чинного законодавства Компанія зобов’язана прийняти рішення щодо розподілу частки прибутку до 30 квітня, та сплатити кошти до Державного бюджету України до 30 червня року.

13. ПОЗИКИ

Позики Групи були представлені таким чином: 31 грудня 2018 року

31 грудня 2017 року

11 425

14 927

(126)

(191)

11 299

14 736

44 153

43 993

547

586

Всього короткострокової частини

44 700

44 579

Всього

55 999

59 315

У мільйонах українських гривень Довгострокові Банківські позики Неамортизований дисконт Всього довгострокової частини Короткострокові Банківські позики Нараховані відсотки

Інший рух в резерві на знецінення передплат виданих та інших оборотних активів стосується переміщення резерву між поточною та довгостроковою дебіторською заборгованістю та різниці у пропорції консолідації активів та прибутків спільних підприємств одного з підприємств Групи, що визнається як рух у капіталі.

11. ГРОШОВІ КОШТИ ТА ЗАЛИШКИ НА БАНКІВСЬКИХ РАХУНКАХ У мільйонах українських гривень Грошові кошти на банківських рахунках Строкові депозити Інше Всього

31 грудня 2018 року

31 грудня 2017 року

12 421

22 895

1 465

338

198

14 224

23 093

В 2018 році Група уклала додаткові угоди з банками, що передбачають зміну відсоткових ставок, зміну графіків погашення заборгованостей із перенесенням остаточних термінів їх погашення до 2019 року. Міжнародним банком реконструкції та розвитку У мільйонах українських гривень

Станом на 31 грудня 2018 року до складу строкових депозитів включено банківські депозити у сумі 1 465 мільйонів гривень із первісним терміном погашення більше трьох місяців, але

180

менше одного року, які були виключені зі складу грошових коштів та їх еквівалентів для цілей консолідованого звіту про рух грошових коштів.

Станом на 31 грудня 2018 року строкові депозити балансовою вартістю 1 457 мільйонів гривень було передано в якості застави забезпечення позик (Примітка 13).

погоджено здійснення Компанією проведення платежу за грудень 2018 року у розмірі 79 мільйонів Євро 31 березня 2019 року. Керівництво Компанії проаналізувало вплив зазначених змін на фінансові зобов’язання та дійшла висновку, що вони не є

значними змінами умов фінансових зобов’язань. Середньозважені ефективні відсоткові ставки у розрізі валют позик були представлені таким чином:

31 грудня 2018 року Залишок

% річних

31 грудня 2017 року Залишок

% річних

Гривні

24 815

20%

21 162

18%

Долари США

17 829

26 706

Євро

13 355

11 447

Всього

55 999

59 315

181

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2018

Застави

14. ЗАБЕЗПЕЧЕННЯ

Усі позики Групи були забезпечені станом на 31 грудня 2018 та 2017 років.

Запаси (Примітка 8)

43 287

38 208

Грошові кошти та залишки на банківських рахунках (Примітка 11)

1 457

Основні засоби (Примітка 5)

1 239

2 682

74 212

84 283

Всього

Гарантії. Станом на 31 грудня 2018 року позики Групи у сумі 15 443 мільйони гривень були гарантовані державою (31 грудня 2017 року: 22 023 мільйони гривень).

31 грудня 2017 року

Банківські позики

59 315

Всього

59 315

У мільонах гривень

У мільонах гривень Банківські позики Облігації Всього

Залишок станом на 31 грудня 2016 року

11 844

4 510

1 771

11 154

13 264

989

43 532

29 498

(6 083)

1 809

235

2 997

221

(821)

Амортизація дисконту (Примітка 19)

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

4 084

11 083

3 636

2 530

843

18 188

597

224

821

(1 590)

(2 432)

(1)

(2)

(29 498)

(109)

(33 632)

(13)

(4)

15 254

7 478

2 603

16 661

4 084

1 935

48 015

4 403

2 540

6 943

15 254

3 075

16 661

4 084

1 935

41 072

Забезпечення на виплату дивідендів до Державного бюджету

Узгодження зобов’язань, що пов’язані з фінансовою діяльністю Чистий рух коштів у результаті фінансо вої діяльності

У мільйонах українських гривень

Негрошові опе рації

Витрати по відсотках (Примітка 19)

31 грудня 2018 року

(26 051)

17 719

5 016

55 999

(26 051)

17 719

5 016

55 999

1 січня 2017 року

Чистий рух коштів у результаті фінансо вої діяльності

Негрошові опе рації

Витрати по відсо тках (Примітка 19)

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.

(Сторновано)/нараховано за рік

Залишок станом на 31 грудня 2017 року Довгострокові Короткострокові Забезпечення на виплату дивідендів до Державного бюджету (Примітка 12) Нараховано за рік Амортизація дисконту (Примітка 19) Використано або сплачено протягом року Зміни в оцінках Залишок станом на 31 грудня 2018 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 несприятливого рішення суду та арбітражних процедур. У 2017 році забезпечення під судовий позов в сумі 7 300 мільйонів гривень було сторновано у зв’язку з отриман-

182

Всього

43 393

Інші забезпечення

28 229

Забезпечення з суми чистого прибутку, належної до Держав ного бюджету України (Примітка 12)

Надходження від майбутніх продажів

Забезпечення під можливі штрафи та пені

31 грудня 2017 року

Забезпечення на виведення активів з експлуатації

31 грудня 2018 року

Забезпечення за ви платами працівникам

Інформація про рух забезпечень за роки, які закінчилися 31 грудня 2018 та 2017 років, була представлена таким чином:

Позики Групи були забезпечені такими видами застав:

Забезпечення під судові позови

2018

ням 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. Основні актуарні припущення, що були використані, представлені таким чином:

183

2018

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2018

Номінальна ставка дисконтування, % Довгострокова ставка інфляції, % Номінальна ставка збільшення заробітної плати, % Коефіцієнт плинності кадрів, %

2018

2017

14,0-14,4

14,5-14,6

6,5

6,7

10,0-26,2

10,0-16,0

1,4-6,7

1,5-5,3

Інформація про чутливість довгострокових забезпечень за виплатами працівникам до змін в основних припущеннях представлена таким чином:

Станом на 31 грудня 2018 року податки до сплати, крім податку на прибуток, включали 10 629 мільйонів гривень зобов’язань з рентної плати (31 грудня 2017 року: 10 128 мільйонів гривень).

16. СОБІВАРТІСТЬ РЕАЛІЗАЦІЇ У мільйонах українських гривень

2018

2017

Собівартість придбаного природного газу

61 172

52 527

Знос, виснаження і амортизація

43 519

39 191

Рентна плата та інші податки, крім податку на прибуток

32 354

24 999

Податок на додану вартість на послуги з транспортування природного газу територією України у митному режимі транзиту

14 644

14 788

2018

2017

Збільшення/зменшення номінальної ставки дисконтування на 1%, %

(7,56) / 8,15

(7,68) / 8,84

Збільшення/зменшення номінальної ставки заробітної плати на 1%, %

5,50 / (5,52)

7,22 / (6,46)

Собівартість придбаної нафти і нафтопродуктів

9 006

8 782

(4,68) / 5,44

Витрати на персонал та відповідні соціальні нарахування

7 238

7 781

Витрати на ремонт та обслуговування

1 249

861

Збільшення/зменшення коефіцієнту плинності кадрів на 1%, % 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 застосовувалась для розрахунку забезпечення, визнаного у консолідо-

ваному 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.

(3,21) / 3,19

Забезпечення на виведення активів з експлуатації являє собою теперішню вартість витрат на виведення з експлуатації нафтогазових активів.

1 461

Аванси отримані за транспортування природного газу

338

448

Аванси отримані за транспортування нафти

302

301

Аванси отримані на проведення геофізичних досліджень

213

237

Аванси отримані за нафтопродукти

206

149

Інші аванси отримані

136

2 755

2 681

Податки до сплати, крім податку на прибуток

10 900

10 347

Зобов’язання за придбання основних засобів

4 178

2 002

Податок на додану вартість до сплати

2 350

4 138

Заробітна плата та відповідні соціальні нарахування до сплати

726

348

Дивіденди до сплати акціонерам неконтрольованих часток ПАТ «Укрнафта»

431

475

57 125

1 872

1 445

Всього інших короткострокових зобов’язань

20 514

75 927

Всього

23 269

78 608

Інші короткострокові зобов’язання

184

157 147

У мільйонах українських гривень

2018

2017

Штрафи, пені та неустойки отримані

1 454

259

Дохід від реалізації запасів та інших оборотних активів

1 279

1 594

Сторнування забезпечень за судовими справами та інших забезпечень (Примітка 14)

2 787

Інше

1 908

452

Всього

4 641

5 092

2018

2017

Чистий рух резерву на знецінення торгової дебіторської заборгованості, передплат виданих та інших активів та прямі списання

19 361

12 353

Нарахування забезпечень під судові позови та інші забезпечення (Примітка 14)

14 530

Витрати на персонал та відповідні соціальні нарахування

7 865

5 227

ПДВ на компенсацію згідно Арбітражу щодо транзиту природного газу (Примітка 22)

4 751

Зменшення корисності основних засобів та нематеріальних активів

1 466

3 399

Професійні послуги

1 284

716

Штрафи і пені

1 052

1 356

Витрати на дослідження, розробку та розвідку

942

387

Знос та амортизація

641

633

Транспортні витрати

331

449

451

18. ІНШІ ОПЕРАЦІЙНІ ВИТРАТИ

1 560

Зобов’язання по Арбітражному провадженню щодо купівлі-продажу газу

178 829

17. ІНШІ ОПЕРАЦІЙНІ ДОХОДИ

31 грудня 2017 року

Зобов’язання, визнані за судовими розглядами

407 7 811

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 відповідних податкових зобов’язань.

31 грудня 2018 року

Всього отриманих авансів

Всього

185 9 462

Рентна плата, включена до складу статті податків, крім податку на прибуток, розраховується з урахуванням обсягів добутих сирої нафти, газового конденсату або природного газу та обсягів транспортування сирої нафти.

Аванси отримані та інші короткострокові зобов’язання Групи були представлені таким чином:

Аванси отримані за постачання природного газу

Інше

Забезпечення під можливі штрафи та пені

15. АВАНСИ ОТРИМАНІ ТА ІНШІ КОРОТКОСТРОКОВІ ЗОБОВ’ЯЗАННЯ

У мільйонах українських гривень

Витрати на транспортування нафти та природного газу

У мільйонах українських гривень

Списання запасів до чистої вартості реалізації Інше Всього

3 440

2 504

55 727

27 475

До складу професійних послуг за 2018 рік входить винагорода аудитору за послуги, крім послуг з обов’язкового аудиту, у сумі 15 мільйонів гривень.

185

2018

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2018

19. ФІНАНСОВІ ВИТРАТИ

Чисті відстрочені податкові зобов’язання станом на 31 грудня 2018 року представлені таким чином:

У мільйонах українських гривень

2018

2017

Відсотки за банківськими позиками (Примітка 13)

5 016

7 308

Амортизація дисконту за зобов’язаннями за виплатами працівникам (Примітка 14)

597

521

Амортизація дисконту за забезпеченням на виведення активів з експлуатації (Примітка 14)

224

152

Інше

364

321

6 201

8 302

Всього

20. ФІНАНСОВІ ДОХОДИ У мільйонах українських гривень

2018

2017

Відсотки за депозитами та банківськими рахунками

1 691

1 244

Амортизація дисконту за довгостроковою дебіторською заборгованістю

192

213

Інше

245

141

2 128

1 598

Всього

31 грудня 2017 року

Визнано у складі прибутку або збит ку

Визнано у складі інших сукупних доходів

31 грудня 2018 року

(70 334)

7 704

7 110

(55 520)

364

386

Забезпечення

4 613

2 587

7 200

Запаси

1 675

185

1 860

526

564

У мільйонах українських гривень Основні засоби Торгова дебіторська заборгованість Аванси отримані та інші короткострокові зобов’язання

Передплати видані та інші оборотні активи Інші необоротні активи Чисті відстрочені податкові зобов’язання

Основні засоби Торгова дебіторська заборгованість

Компоненти витрат з податку на прибуток за роки, які закінчилися 31 грудня, були представлені таким чином: У мільйонах українських гривень Витрати з поточного податку на прибуток Вигода з відстроченого податку на прибуток Витрати з податку на прибуток

2018

2017

Аванси отримані та інші короткострокові зобов’язання

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

8 970

13 302

Передплати видані та інші оборотні активи

418

108

526

(27)

Забезпечення

Інші необоротні активи Чисті відстрочені податкові зобов’язання

2018

2017

20 537

52 751

3 697

9 495

- Витрати, які не враховуються для цілей оподаткування

5 375

2 964

- Доходи, які не оподатковуються

(188)

(1 895)

Податковий вплив статей, які не враховуються для цілей оподаткування:

Витрати з податку на прибуток

Визнано у складі прибутку або збит ку

22 426

Узгодження очікуваних та фактичних податкових нарахувань представлене таким чином:

Зміна у сумі невизнаного відстроченого податкового активу

31 грудня 2016 року

(9 124)

Невикористані податкові збитки

Податок на прибуток за встановленою ставкою у розмірі 18%

(45 425)

19 535

Група сплачує податки в Україні. У 2018 та 2017 роках податок на прибуток підприємств в Україні стягувався із суми оподатковуваних доходів за вирахуванням оподатковуваних витрат за ставкою у розмірі 18%.

Прибуток до оподаткування

7 110

(10 565)

Торгова кредиторська заборгованість

У мільйонах українських гривень

1 10 565

Чисті відстрочені податкові зобов’язання станом на 31 грудня 2017 року представлені таким чином: У мільйонах українських гривень

21. ПОДАТОК НА ПРИБУТОК

(1) (63 100)

2 738

8 970

13 302

(2)

(1)

2 630

(2 630)

(77 804)

9 124

5 580

(63 100)

Станом на 31 грудня 2018 та 2017 років невизнані тимчасові різниці, які зменшують об’єкт оподаткування, та невикористані податкові збитки представлені таким чином: 31 грудня 2018 року

31 грудня 2017 року

Забезпечення

45 529

Торгова дебіторська заборгованість, передплати видані та інші оборотні активи

У мільйонах українських гривень

14 387

Запаси

9 327

Перенесені податкові збитки

1 104

628

70 347

69 871

Всього Материнська компанія та її дочірні підприємства є окремими платниками податків і, відповідно, відстрочені податкові активи та зобов’язання визнаються на індивідуальній основі. Відстрочені податкові зобов’язання та активи, відображені у консолідованому звіті про фінансовий стан після відповідного згортання, представлені таким чином: У мільйонах українських гривень Відстрочені податкові активи

31 грудня 2018 року

31 грудня 2017 року

5 119

4 204

Відстрочені податкові зобов’язання

(50 544)

(67 304)

Чисті відстрочені податкові зобов’язання

(45 425)

(63 100)

186

22. УМОВНІ ТА КОНТРАКТНІ ЗОБОВ’ЯЗАННЯ І ОПЕРАЦІЙНІ РИЗИКИ Податкове законодавство. Для податкового середовища в Україні характерні складність податкового адміністрування, суперечливі тлумачення податковими органами податкового законодавства та нормативних актів, які, окрім іншого, можуть збільшити фінансовий тиск на платників податків. 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. 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.

187

2018

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ

Станом на 31 грудня 2018 року керівництво Групи оцінило потенційний вплив таких операцій у загальній сумі 13 516 мільйонів гривень (2017: 6 374 мільйони гривень). На думку керівництва Групи, вірогідність того, що будь-яка з вищезазначених сум буде визнана до сплати, є малоймовірною, і тому, консолідована фінансова звітність Групи не містить жодних забезпечень відносно цих операцій. В 2015 році ПАТ «Укрнафта» здійснювало операції продажу нафтопродуктів, сирої нафти та надавало передплати 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 або визнані недійсними, що може привести до додаткових податкових зобов’язань. Керівництво Групи не може достовірно оцінити вплив таких потенційних зобов’язань на консолідовану фінансову звітність, та не визнає жодних резервів станом на 31 грудня 2018 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 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 2017 року, відповідно до встановлених строків. Звіт про контрольовані операції за рік, який закінчився 31 грудня 2018 року, буде підготовлений підприємствами Групи до 1 жовтня 2019 року. Керівництво вважає, що Група дотримується вимог ТЦ. Так як наразі не склалася стала практика впровадження

188

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. Арбітраж з Газпромом. 28 лютого 2018 року Стокгольмський Арбітраж виніс Остаточне Рішення у Арбітражному провадженні щодо транзиту газу, яким, крім іншого, задовольнив вимоги Компанії про відшкодування збитків, завданих порушенням Газпромом зобов’язань щодо мінімальних обсягів транзиту газу в 2009-2017 роках. В результаті Трибунал присудив стягнути з Газпрому на користь Компанії 4 674 мільйони доларів США як компенсацію за заподіяні збитки. Також Трибунал здійснив залік зустрічних вимог сторін, задоволених у рамках Арбітражного провадження щодо купівлі-продажу газу та Арбітражного провадження щодо транзиту газу, підтримавши відповідну вимогу Компанії. Як наслідок, Трибунал призначив нетто суму, яку Газпром має сплатити на користь Нафтогазу розмірі 2 560 мільйонів доларів США. На цю суму також нараховується пеня за прострочку платежу. Станом на 31 грудня 2018 року, нетто сума, яку Газпром має сплатити на користь Компанії після проведення взаємозаліку, складає 2 721 мільйон доларів США, включаючи відсотки. Станом на дату затвердження цієї консолідованої фінансової звітності цю суму не було погашено. Беручи до уваги подання Газпромом апеляційної скарги на Остаточне Рішення у Арбітражному провадженні щодо транзиту газу, а також той факт, що зобов’язання згідно цього рішення не було погашено станом на дату затвердження цієї консолідованої фінансової звітності, керівництво вважає, що застосування принципу обачності є доречним до цієї суми, і не визнає її як дебіторську заборгованість станом на 31 грудня 2018 та 2017 року. Незважаючи на той факт, що Трибуналом було відмовлено Нафтогазу у відшкодуванні ПДВ, що має бути сплачено на суму компенсації збитків, заподіяних після 1 січня 2016 року, Компанія 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

РІЧНИЙ ЗВІТ 2018

у сумі 4 751 мільйон гривень у березні 2018 року, що були погашені до 30 квітня 2018 року. Крім того згідно Остаточного Рішення Арбітражного Трибуналу у Арбітражному провадженні щодо купівлі-продажу природного газу від 22 грудня 2017 року, Газпром зобов’язаний відновити поставку газу Нафтогазу, відповідно до чинного Контракту № КП купівлі-продажу природного газу в 2009-2019 роках. На виконання умов цього Остаточного рішення у лютому 2018 року Нафтогаз зробив авансовий платіж за поставки газу в березні 2018 року у сумі 128 мільйонів доларів США. Проте Газпром повернув цей авансовий платіж та відмовився від поставок газу у березні 2018 року. Не було жодних поставок природного газу протягом 2018 року з боку Газпрому станом на дату складання цієї консолідованої фінансової звітності. Такі дії з боку Газпрому наразі унеможливлюють виконання Компанією вимог Остаточного Рішення щодо закупівлі мінімальних річних обсягів газу в 2018 році. Як було зазначено вище, після винесення обох Остаточних Рішень представники Газпрому офіційно заявили, що Газпром відмовляється відновлювати поставки газу до України попри рішення Трибуналу в рамках Арбітражного провадження щодо купівлі-продажу газу. Газпром також не підтвердив, що здійснить оплату компенсації відповідно до рішення Трибуналу у Арбітражному проваджені щодо транзиту газу. Натомість 20 квітня 2018 року Газпром подав Прохання про арбітраж до Арбітражного інституту Торгової палати м. Стокгольма, вимагаючи перегляду або відміни окремих умов Контракту № КП купівлі-продажу природного газу в 2009-2019 роках та Контракту № ТКГУ про обсяги та умови транзиту природного газу через територію України на період з 2009 по 2019 роки через нібито дисбаланс між зобов’язаннями сторін за цими контрактами, який виник внаслідок винесення Остаточних рішень у обох Арбітражних провадженнях. Нафтогаз України заперечив позовні вимоги Газпрому та висунув зустрічні вимоги, грошова оцінка яких буде визначена згодом. Компанія також вживає заходів для примусового виконання Остаточного рішення у Арбітражному провадженні щодо транзиту газу. Газпром також оскаржує Окреме та Остаточне рішення у Арбітражному

провадженні щодо купівлі-продажу природного газу та Остаточне рішення у Арбітражному провадженні щодо транзиту природнього газу. На підставі Остаточних рішень та з огляду на невиконання їх Газпромом, Нафтогаз розпочав арешт активів Газпрому у низці юрисдикцій, включаючи акції дочірніх компаній Газпрому Nord Stream AG та Nord Stream 2 AG у Швейцарії. Також, 6 липня 2018 року Нафтогаз подав Прохання про арбітраж до Арбітражного інституту Торгової палати м. Стокгольма щодо перегляду тарифу у Контракті № ТКГУ про обсяги та умови транзиту природного газу через територію України на період з 2009 по 2019 роки. Попередня оцінка грошової вимоги складає 11 580 мільйонів доларів США. Газпром подав свою відповідь 14 серпня 2018 року, заперечуючи вимоги Нафтогазу України. За клопотанням Газпрому, 6 вересня 2018 року Правління Торгової палати м. Стокгольма прийняло рішення про консолідацію обох арбітражних справ. Відповідно до погодженого процедурного графіку остаточне рішення у консолідованому провадженні має бути винесене до 1 листопада 2021 року. Позов до Російської Федерації щодо активів в Криму. У жовтні 2016 року Нафтогаз та його дочірні компанії ініціювали арбітражне провадження проти Російської Федерації про відшкодування збитків, завданих незаконним захопленням Російською Федерацією активів Групи в Криму. Це арбітражне провадження було ініційоване на підставі Угоди між Кабінетом Міністрів України і Урядом Російської Федерації про заохочення та взаємний захист інвестицій. 15 вересня 2017 року Нафтогаз разом з його дочірніми компаніями подали позовну заяву до Трибуналу, сформованого при Постійній палаті Третейського Суду в Гаазі. Розмір грошової вимоги буде визначено після винесення Трибуналом часткового остаточного рішення у справі. 22 лютого 2019 року, Трибунал виніс Часткове Остаточне Рішення стосовно юрисдикції та відповідальності на користь Групи. Трибунал визнав свою юрисдикцію стосовно позовних вимов та встановив що Російська Федерація є відповідальною за порушення низки статей Угоди між Кабінетом Міністрів України і Урядом Російської Федерації про заохочення та взаємний захист

інвестицій, включаючи статтю про заборону експропріації. Судові позови. Час від часу у процесі звичайної господарської діяльності до Групи висуваються певні претензії. У випадку якщо ризик відтоку фінансових ресурсів, пов’язаних із такими претензіями, вважається вірогідним, у складі резерву на судові позови визнається відповідне зобов’язання (Примітка 14). Якщо, за оцінками керівництва, ризик відтоку фінансових ресурсів, пов’язаних із такими претензіями, є ймовірним, або суму витрат 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. Спільна діяльність з Misen Enterprises AB та ТОВ «Карпатигаз». В рамках визначення правомірності договору про спільну діяльність, Група в липні 2016 року розпочала провадження в Стокгольмському арбітражі щодо розірвання або визнання недійсним даного договору. В липні 2018 року Арбітражний інститут торгової палати Стокгольма виніс Часткове Остаточне Рішення про розірвання договору про спільну діяльність. Арбітражний Трибунал встановив, що договір про спільну діяльність було порушено як Misen Enterprises AB, так і ТОВ «Карпатигаз» та, відтак, розірвано через зміну обставин і неможливість продовжувати спільну діяльність. Судовий спір із міноритарними акці онерами ПАТ «Укрнафта» стосовно дійсності та чинності акціонерної угоди. У січні 2010 року Нафтогаз і міноритарні акціонери ПАТ «Укрнафта» (надалі – «Укрнафта»), уклали акціонерну угоду, яка, окрім іншого, визначала процедуру обрання Голови правління, призначення членів Правління, Наглядової Ради. Згідно з акціонерною угодою Голова правління має обиратися із кандидатів, запропонованих міноритарними акціонерами, 6 з 11 членів Наглядової Ради Укрнафти, включно з Головою, мають номінуватися Нафтогазом, а решта 5 членів – міноритарними акціонерами. Згідно з акціонерною угодою будьякий 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 Трибунал виніс Часткове Остаточне Рішення, за яким: а) визнав юрисдикцію і постановив, що б) окремі умови акціонерної угоди є такими, що не підлягають виконанню згідно англійського права, оскільки суперечать імперативним нормам корпоративного законодавства України, проте в) будь-яка така неможливість примусового виконання не впливає на чинність акціонерної угоди в цілому. Невизначеність стосовно здатності ПАТ «Укрнафта» продовжувати свою діяльність на безперервній основі. Беручи до уваги накопичену заборгованість перед державним бюджетом у сумі 28 553 мільйони гривень станом на 31 грудня 2018 року (31 грудня 2017 року: 26 920 мільйонів гривень), обмежену можливість стягнути дебіторську заборгованість та розрахуватися за передплатами виданими у розмірі 29 374 мільйони гривень станом на 31 грудня 2018 року (31 грудня 2017 року: 22 525 мільйонів гривень), Укрнафта не мала достатньо коштів для фінансування своїх потреб в оборотному капіталі та погашення податкових платежів при настанні їх строку. Відповідно, станом на 31 грудня 2018 та 2017 років Укрнафта мала негативні показники оборотного капіталу та мала негативний чистий грошовий потік за рік, який закінчився 31 грудня 2018 року. Якщо Укрнафта не зможе провести реструктуризацію чи забезпечити погашення простроченої дебіторської заборгованості, відшкодування передплат, пролонгацію ліцензій на видобуток 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 фінансовий результат за 2018 та 2017 роки 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.

189

2018

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ

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 акцій акціонерних товариств, зокрема, акцій ДАТ «Магістральні нафтопроводи «Дружба» і ДАТ «Придніпровські магістральні нафтопроводи» (які були згодом внесені до акціонерного капіталу ВАТ «Укртранснафта»), ДАТ «Укрспецтрансгаз», ДАТ «Чорноморнафтогаз», ВАТ «Укрнафта», та п’ятдесяти чотирьох регіональних газорозподільчих підприємств. Уряд України може прийняти рішення про відчуження акцій (часток) або передачу контролю над усією або частиною володіння Компанії у цих акціонерних товариствах та/або інших підприємствах, і ці дії можуть завдати суттєвого негативного впливу на 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 у свій операційний контроль. Угода була підписана на один рік, і строк її дії подовжується автоматично на один рік, якщо її не буде розірвано шляхом

РІЧНИЙ ЗВІТ 2018

направлення повідомлення з боку однієї зі сторін, і вона є обов’язковою для виконання правонаступниками кожної зі сторін. Історично дія Угоди подовжувалась автоматично, оскільки жодна зі сторін не ініціювала її розірвання. Оскільки державне майно, яке не підлягає приватизації, формує основну частину господарської діяльності Компанії, то майбутні операції та фінансові результати діяльності Компанії залежать від подовження дії Угоди. На думку керівництва, Компанія продовжуватиме свою діяльність із цим майном у найближчому майбутньому. Згідно з вимогами Угоди від Компанії вимагається, окрім іншого, управляти магістральними та розподільчими нафто- та газопроводами, які 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 механізму таких розрахунків і, історично, Компанією не здійснювалось жодних виплат державі стосовно використання таких активів. Компанія вважає, що якби механізм розрахунку державної частки у прибутках від використання цих активів був визначений державою,

У мільйонах українських гривень

Примітки

то капітальні інвестиції, здійснені Компанією, були б більшими, і жодних виплат на користь держави не потрібно було б робити. Відповідно, жодних зобов’язань стосовно таких виплат не було визнано у цій окремій фінансовій звітності. Капітальні контрактні зобов’язання. Контрактні зобов’язання на придбання основних засобів, а також на розвідку та розробку нафтогазових родовищ становили 15 915 мільйонів гривень станом на 31 грудня 2018 року (31 грудня 2017 року: 11 573 мільйони гривень).

23. УПРАВЛІННЯ ФІНАНСОВИМИ РИЗИКАМИ Для діяльності Групи характерна низка фінансових ризиків: ринковий ризик (у тому числі валютний ризик та ризик відсоткових ставок), ризик концентрації (Примітка 3), кредитний ризик та ризик ліквідності. Група відповідно до політики управління ризиками ідентифікує, оцінює та реагує на ризики для мінімізації їх негативного впливу на фінансові показники діяльності Групи.

31 грудня 2017 року

4 594

6 118

65 942

58 988

Передплати видані та інші оборотні активи

1 189

1 531

Грошові кошти та залишки на банківських рахунках

14 224

23 093

У мільйонах українських гривень

Примітки

Позики

Торгова кредиторська заборгованість Аванси отримані та інші короткострокові зобов’язання

1 338

1 591

87 287

91 321

31 грудня 2018 року

31 грудня 2017 року

(55 999)

(59 315)

(5 500)

(8 137)

(5 441)

(3 381)

Інші довгострокові зобов’язання

(216)

Всього фінансових зобов’язань

(67 156)

(70 833)

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.

190

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, яка деномінується у доларах США. Група також отримує позики в іноземних

Євро

Інші ва люти

Долари США

Євро

Інші ва люти

828

539

951

Грошові кошти та залишки на банківських рахунках

4 084

3 960

18 246

2 718

Торгова дебіторська заборгованість

6 454

7 086

Передплати видані та інші оборотні активи

2 191

983

Грошові кошти, обмежені у використанні

Інші необоротні активи

3 000

308

(17 829)

(13 355)

Торгова кредиторська заборгованість

(173)

(380)

Аванси отримані та інші короткострокові зобов’язання

(954)

Інші довгострокові зобов’язання

Позики

Чиста (коротка)/довга валют на позиція

4 866

307

(26 706)

(11 447)

(9)

(356)

(4 133)

(4)

(378)

(3)

(139)

(67)

(193)

(2 592)

(9 791)

4 519

(11 671)

У таблиці нижче розкривається інформація про чутливість прибутку або збитку та власного капіталу до обґрунтовано можливих змін у курсах обміну валют, які застосовувалися на звітну дату за умови, що всі інші змінні величини залишалися стабільними. Ризик розраховувався лише для монетарних залишків, деномінованих в валютах, окрім функціональної валюти компаній Групи.

Зміцнення долара США на 10% 31 грудня 2018 року

31 грудня 2017 року

Долари США

У мільйонах українських гривень

Інші необоротні активи

Грошові кошти, обмежені у використанні

31 грудня 2018 року

Станом на 31 грудня 2018 року

Основні категорії фінансових інструментів представлені таким чином:

Торгова дебіторська заборгованість

Всього фінансових активів

У мільйонах українських гривень

валютах. Група не здійснює хеджування своїх валютних позицій. Залежність Групи від валютного ризику представлена на основі балансової вартості відповідних валютних активів та зобов’язань таким чином:

Послаблення долара США на 10% Зміцнення євро на 10% Послаблення євро на 10%

Станом на 31 грудня 2017 року

Вплив на прибу ток або збиток

Вплив на влас ний капітал

Вплив на прибу ток або збиток

Вплив на влас ний капітал

(259)

452

259

(452)

(979)

(1 167)

979

1 167

Ризик зміни відсоткових ставок. Зазвичай Група не має істотних активів, за якими нараховуються відсотки, і її доходи та рух грошових коштів від операційної діяльності, в основному, не залежать від змін ринкових відсоткових 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.

та співставлення ліквідності з графіком надходження кредитних коштів.

Група залучає позики як за фіксованими так і за плаваючими відсотковими ставками. Станом на 31 грудня 2018 року майже 24% позик Групи було надано за плаваючими ставками (31 грудня 2017 року: 34%). Ризик негативних коливань відсоткових ставок на ринку контролюється Казначейським департаментом Компанії. Основною метою управління відсотковим ризиком є отримання фінансування за мінімальною вартістю

Якщо плаваючі відсоткові ставки за позиками в доларах США і Євро були б на 100 базових пунктів вище, коли всі інші змінні залишилися постійними, чистий прибуток за 2018 рік був би нижче на 118 мільйонів гривень (2017: на 149 мільйонів гривень нижче).

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 фінансових інструментів розкривається далі у цій Примітці.

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 покладання 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 негативного 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.

191

2018

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ

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

РІЧНИЙ ЗВІТ 2018

Максимальна сума кредитного ризику станом на 31 грудня 2018 року становила 87 287 мільйонів гривень (31 грудня 2017 року: 91 321 мільйон гривень).

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.

У таблиці нижче наведено аналіз кредитної якості грошей та їх еквівалентів, а також грошових забезпечень для участі у державних тендерних процедурах станом на 31 грудня на основі рейтингів Fitch:

31 грудня 2018 року У мільйонах гривень

31 грудня 2017 року

У мільйонах українських гривень Позики

1-2 роки

23 067

6 321

11 918

159

67 224

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 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 управ-

лінням. Чистий борг розраховується як сума позик (короткострокових і довгострокових, які відображено у консолідованому звіті про фінансовий стан), за вирахуванням грошових коштів та їх еквівалентів. Загальна сума капіталу в управлінні дорівнює сумі власного

Грошові кошти обмежені у використанні

141

За вирахуванням: Грошових коштів та їх еквівалентів (Примітка 11) Всього чистого боргу

У мільйонах українських гривень Всього позик (Примітка 13)

Рейтинг В-

7 849

131

12 431

596

Всього власного капіталу

Без рейтингу

6 196

1 207

10 576

995

Коефіцієнт фінансового важелю

14 224

1 338

23 093

1 591

Група не утримує жодної застави для покриття своїх кредитних ризиків, пов’язаних із фінансовими активами, крім гарантій, отриманих щодо реструктуризованої заборгованості за природний газ в рамках Закону України «Про заходи, спрямовані на врегулювання заборгованості теплопостачальних та теплогенеруючих організацій та підприємств централізованого водопостачання і водовідведення за спожиті енергоносії» №1730 (Примітка 2). Сума такої застави станом на 31 грудня 2018 року складала 1 655 мільйонів гривень (31 грудня 2017 року: 400 мільйонів гривень). Ризик ліквідності. Зважене управління ліквідністю передбачає наявність У мільйонах українських гривень

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. 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.

6-12 місяців

1-2 роки

2-5 років

Більше 5 років

Всього

31 432

19 792

8 627

230

60 081

Торгова кредиторська заборгованість

5 498

5 500

Аванси отримані та інші короткострокові зобов’язання

5 420

5 441

Інші довгострокові зобов’язання

272

295

42 352

19 813

8 648

502

71 317

Позики

24. СПРАВЕДЛИВА ВАРТІСТЬ Міжнародні стандарти фінансової звітності визначають справедливу вартість як ціну, яка була б отримана за продаж активу або сплачена за передачу зобов’язання у звичайній операції між учасниками ринку на дату оцінки. Очікувана справедлива вартість визначалась Групою із використанням доступної ринкової інформації, коли вона існує, а також відповідних метоАктиви

Ієрархія справед ливої вартості

Аналіз фінансових зобов’язань за термінами погашення станом на 31 грудня 2018 року був представлений таким чином:

До 6 місяців

Аналіз фінансових зобов’язань за термінами погашення станом на 31 грудня 2017 року був представлений таким чином:

Всього

25 759

Грошові кошти та залишки на банківських рахунках

Всього

2-5 років Більше 5 років

Торгова кредиторська заборгованість

Грошові кошти, обмеже ні у використанні

Рейтинг В

192

6-12 місяців

Грошові кошти та за лишки на банківських рахунках

Рейтинг А

Всього

До 6 місяців

Основні засоби

дик оцінки. Однак, для визначення очікуваної справедливої вартості обов’язково необхідне використання професійних суджень для тлумачення ринкової інформації. Керівництво використало усю доступну ринкову інформацію для оцінки справедливої вартості. Оцінки, подані у цій консолідованій фінансовій звітності, не обов’язково вказують на суми, які Група могла б реалізувати у ринковому обміні від операції продажу своєї повної частки у конкретному інструменті

капіталу, як відображено у консолідованому звіті про фінансовий стан. Коефіцієнт фінансового важелю на кінець звітного періоду був представлений таким чином: 31 грудня 2018 року

31 грудня 2017 року

55 999

59 315

(12 759)

(23 093)

43 240

36 222

413 858

440 519

0,10

0,08

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):

Методики оцінки та основні вхідні дані Група залучає професійних незалежних оцінювачів для визначення справедливої вартості своїх основних засобів із використанням методу вартості заміщення для більшості груп. Справедлива вартість визначається як первісна вартість будівництва цих об’єктів за поточними цінами, за вирахуванням економічного знецінення та фізичного зносу на відповідну дату. Основним параметром, який використовується у цій методиці оцінки, є поточна вартість будівництва. Для об’єктів, де є ринкові аналоги (головним чином, будівлі), використовується метод порівняння продажів, ціни ринкових продажів порівнюваних об’єктів нерухомості коригуються з урахуванням різниць в основних параметрах (таких як площа нерухомості). Основним параметром, який використовується при цій методиці оцінки, є ціна квадратного метру нерухомості.

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.

193

2018

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2018

У таблиці нижче наведено інформацію про основні засоби, визнані за справедливою вартістю після первісного визнання із використанням ієрархії справедливої вартості:

31 грудня 2018 року У мільйонах українських гривень

Рівень 2

Рівень 3

Усього

Основні засоби

186 497

217 347

403 844

Всього

186 497

217 347

403 844

Інформація стосовно основних засобів Групи та ієрархії справедливої вартості станом на 31 грудня 2017 року наведена нижче: Опис

Група активів

Методика оцінки

Газо транспортна система

Газотранспортна система та схо вища газу

Обладнання підземних сховищ газу

Метод залишкової вартості заміщення з використанням доходного методу для визначення економічного знецінення

Нафтогазовидобувні активи

194

Нафтотранспортна система

Усього

Основні засоби

150 040

324 021

474 061

Всього

150 040

324 021

474 061

Протягом року не було переміщень між Рівнем 2 та Рівнем 3.

Період отримання доходу від транзитної діяльності

2018-2019 рр.

Чим довше період отримання доходу від транзитної діяльності, тим більше справедлива вартість

Обсяги транзиту природного газу

110 млрд.куб.м. (оснований на мінімальних контрактних обсягах згідно транзитного контракту з Газпромом)

Якщо Газпром відмовиться від транзиту не менше 110 млрд.куб.м. природного газу у 2018-2019 роках, Нафтогаз матиме право вимагати відшкодування 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 (регуляторної бази активів) діє для послуг з транспортування для точок входу по транскордонним газопроводам з Чим пізніше буде впроваджено стимулююче та2016 року, проте Газпром не визнає його. Плата за внутрішні точки рифоутворення/плата за точки входу, тим менша справходу для споживачів України на даний момент призупинена у зв’язку ведлива вартість з рішенням суду, проте почне діяти з 2019 року. Тариф на базі РБА для послуг зберігання очікується з 2021 року

Рівень дохідності за регуляторною базою активів для зберігання

11,89% Чим вища ставка, тим вища справедлива вартість

Номінальна середньозважена вартість капіталу для грошових потоків, деномінованих у доларах США

11,89%

Ціна реалізації природного газу

Номінальна середньозважена вартість капіталу для грошових потоків, деномінованих у гривні Метод залишкової вартості заміщення з використанням доходного методу для визначення економічного знецінення

Рівень 3

Взаємозв’язок між ключовими вхідними даними, які не піддаються спостереженню, та оцінкою спра ведливої вартості

Довгостроковий прогноз рентної плати (розрахований на ціну реалізації)

Нафтотранспортна система та зберігання нафти

Рівень 2

Діапазон вхідних даних, які не піддаються спостереженню

Залишковий термін з видобутку природного газу, років (базуючись на підтверджених та вірогідних запасах, визначених незалежним експертом)

Активи з видо бутку газу

У мільйонах українських гривень

Вхідні дані, які не піддаються спостереженню

Буферний газ

31 грудня 2017 року

Чим вища середньозважена вартість капіталу, тим менша справедлива вартість

Чим менший період, тим менша справедлива вартість внаслідок нижчих залишкових строків використання 0-50 активів з видобутку

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 Природний газ і нафта, поклади глибиною до 5,000 м – 29%, понад 5,000 м – 14%

Чим вища ціна реалізації газу, тим вища справедлива вартість

Чим вища ставка, тим менша справедлива вартість

Нафтовий і газовий конденсат, поклади глибиною до 5,000 м – 45%, понад 5,000 м – 21% 18,70%

Чим вища середньозважена вартість капіталу, тим менша справедлива вартість

0,38-0,79 Кумулятивний фактор фізичного та функціонального зносу Номінальна середньозважена вартість капіталу для грошових потоків, деномінованих у гривні

Чим вищий фактор, тим менша справедлива вартість

17,38%

Чим вища середньозважена вартість капіталу, тим менша справедлива вартість

195

2018

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2018

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)

середньому спостереженню або оцінці із використанням іншої методики оцінки.

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 2018 та 2017 років.

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.

25. ПОДІЇ ПІСЛЯ ЗВІТНОЇ ДАТИ Рішення Постійної палати Третейського суду в Гаазі щодо позову до Російської Федерації щодо активів в Криму. У лютому 2019 року Постійна палата Третейського Суду в Гаазі ухвалила рішення на користь Нафтогазу, і постановила, що Російська Федерація, відповідно до двосторонньої угоди про взаємний захист інвестицій між Україною та Росією, є відповідальною за незаконне захоплення активів Нафтогазу та його дочірніх підприємств в Криму (Примітка 22). Погашення кредитів. Протягом січня-березня 2019 року Група погасила кредити на загальну суму 19 261 мільйон гривень.

26. О СНОВНІ 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 безпо-

196

Ця політика послідовно застосовувалась до всіх поданих періодів, 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 прибутки 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

2018

2017

1,00 долар США

27,69

28,07

1,00 євро

31,71

33,50

Середні курси обміну валют за рік, що закінчився 31 грудня, були представлені таким чином: У гривнях

2018

2017

1,00 долар США

27,20

26,60

1,00 євро

32,14

30,00

Протягом 2018 та 2017 років в Україні діяли валютні обмеження затверджені Національним банком України (Примітка 2). Іноземну валюту можна вільно конвертувати за курсом, наближеним до курсу обміну, встановленого Націо-

нальним банком України. У теперішній час гривня не є вільно конвертованою валютою за межами України. Основа консолідації. Дочірніми 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, вносяться зміни для забезпечення їхньої відповідності із політикою, прийнятою Групою. Компанія переоцінює наявність чи відсутність контролю, якщо факти чи обставини вказують на зміну одного чи декількох елементів контролю, вказаних вище. У випадку коли Група має переважну більшість прав голосу в об’єкті інвестування, вона продовжує оцінювати, чи достатньо цих прав голосу для забезпечення її практичної здатності керувати значущими видами його діяльності одноосібно і чи є права голосу Групи достатніми для надання їй владних повноважень над об’єктом інвестування Група враховує усі відповідні факти та обставини під час оцінки того, чи є права голосу Групи в об’єкті інвестування достатніми для надання їй владних повноважень над ним, у тому числі: ● розмір утримуваного Групою пакету голосів порівняно із розміром та ступенем розосередженості пакетів інших утримувачів прав голосу; ● 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 «Податки 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 ● а ктиви (або групи вибуття), які класифікуються як утримувані для продажу у відповідності до МСФЗ 5 «Непоточні активи, утримувані для продажу, та припинена діяльність», оцінюються у відповідності до цього стандарту. Гудвіл оцінюється як перевищення суми переданої компенсації, суми будь-яких неконтрольованих часток в об’єкті придбання та справедливої вартості раніше утримуваних 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

МСФЗ 9 «Фінансові інструменти» або МСБО 37 «Забезпечення, 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 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 предмет зменшення корисності щороку або частіше, якщо існують ознаки зменшення корисності такої одиниці. Якщо сума відшкодування одиниці, яка генерує грошові кошти,

197

2018

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ

виявиться меншою за її балансову вартість, то збиток від зменшення корисності розподіляється спершу на зменшення балансової вартості будьякого 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 підприєм-

198

ства. 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 будь-якою іншою незабезпеченою дебіторською заборгованістю, Група не визнає подальших збитків, за виключенням випадків коли вона має зобов’язання або зробила виплати від імені цього асоційованого 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

РІЧНИЙ ЗВІТ 2018

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 роз-

поділ 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 включені Компанією до статті відшкодування витрат у зв’язку із операціями, які виконала Компанія: земля стає майном ЄГНК одразу після її придбання; право власності на рухомі і нерухомі активи буде передаватися автоматично і поступово від Компанії до ЄГНК, як тільки вони включатимуться до статті відшкодування витрат. Період розробки за Концесійною угодою обмежений максимальним строком у 25 років від дати відкриття комерційних запасів нафти або від дати перших постачань газу та розпочався у 2010 році. Звітність за сегментами. Операційні сегменти відображаються у порядку, який відповідає внутрішній звітності, яка подається керівній особі Групи, відповідальній за прийняття 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 облі-

ковується 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 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 достовірно. Усі інші витрати на ремонт і обслуговування включаються до консолідованого звіту про прибутки або збитки протягом того фінансового періоду, у якому вони були понесені. Основні засоби припиняють 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 дочірня 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 будьякий 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».

199

2018

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ

Активи розвідки і оцінки. Витрати на розвідку та оцінку запасів нафти і газу обліковуються із використанням методу успішних зусиль. Витрати, понесені на передрозвідувальній стадії розвідки і оцінки запасів вуглеводнів, у тому числі технікоекономічне обґрунтування дослідної розробки родовищ та консультаційні послуги, визнаються видатками того періоду, у якому вони були понесені. Витрати, які безпосередньо пов’язані з отриманням спеціальних дозволів на користування надрами, 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, оренду та амортизацію 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.

РІЧНИЙ ЗВІТ 2018

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.

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.

Виснаження свердловин, що пов’язані з видобутком вуглеводнів, здійснюється із використанням 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 Групою.

Знос та виснаження. Знос нараховується в консолідованому звіті про прибутки або збитки на систематичній основі для розподілу вартості окремих активів за вирахуванням їх ліквідаційної вартості протягом очікуваних

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

Активи розвідки, оцінки та буріння

2-60

Нафтогазовидобувні активи

2-60

Газотранспортна система

2-60

Обладнання підземних сховищ газу

2-60

Буферний газ

2-60

Нафтотранспортна система

2-60

Нафтогазопереробні активи

2-60

Автозаправні станції

2-60

Активи з розподілу природного газу

2-60

Транспортування скрапленого газу

2-60

Інші основні засоби

3-30

Незавершене будівництво, а також буферний газ не амортизуються. Нематеріальні активи. 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 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:

200

вартості під час використання та справедливої вартості, за вирахуванням витрат на продаж. Оренда. Оренда, за умовами якої істотна частка ризиків і винагород залишається у орендодавця, класифікується як операційна. Виплати, здійснені за договорами операційної оренди (за вирахуванням будь-яких заохочень, отриманих від орендодавця), включаються до консолідованого звіту про прибутки або збитки на прямолінійній основі протягом 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 чинного зобов’язання із виведення з експлуатації, які випли-

вають 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 або збитку. Забезпечення стосовно діяльності із виведення з експлуатації оцінюються та переоцінюються щороку і включаються до консолідованої фінансової звітності на кожну звітну дату за їхньою 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 пере-

вищувала 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. Фінансові інструменти. Група застосувала МСФЗ 9 з 1 січня 2018 року. Відповідно до перехідних положень МСФЗ 9, Група не здійснювала перерахунок порівняльної інформації. 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, дебіторську та кредиторську заборгованість. 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. Класифікація і подальша оцінка фінансових активів. Фінансові активи у подальшому оцінюються 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 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. Амортизована вартість розраховується із використанням методу ефективної відсоткової ставки та визначається за вирахуванням будь-яких збитків від зменшення корисності. Премії і дисконти, включно із первісними витратами на проведення операцій, включаються до балансової вартості відповідного інструменту та амортизуються на основі ефективної відсоткової ставки для відповідного інструменту. Група використовує практичний прийом згідно якого амортизована вартість фінансових активів із термінами погашення до одного року, за вирахуванням очікуваних кредитних збитків, дорівнює їхній номінальній вартості. Інструменти власного капіталу. Інструмент власного капіталу являє собою будь-який договір, який свідчить про залишкову частку в активах підприємства після вирахування усіх його зобов’язань. Дивіденди за інструментами власного капіталу визнаються у консолідованому звіті про прибутки або збитки, коли встановлене право Групи на отримання платежів та існує вірогідність 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. Істотне або тривале зменшення справедливої вартості інструменту менше його первісної вартості є показником того, що він знецінився. Сукупний збиток від зменшення корисності, який визначається як різниця між вартістю придбання та поточною справедливою вартістю, за вирахуванням будь-якого збитку від зменшення корисності цього активу, раніше визнаного у складі консолідованого звіту про прибутки або збитки, вилучається із власного капіталу та визнається у складі консолідованого звіту про прибутки або збитки. Збитки від зменшення корисності інструментів власного капіталу не сторнуються у складі консолідованого звіту

201

2018

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ

про прибутки або збитки. Зменшення корисності фінансових активів. Група застосовує спрощений підхід до визнання очікуваних кредитних збитків на увесь строк дії фінансових активів, як дозволено в МСФЗ 9. Група відображає очікувані кредитні збитки та зміни очікуваних кредитних втрат на кожну звітну дату, щоб відобразити зміни в кредитному ризику після первісного визнання. Очікувані кредитні збитки розраховуються використовуючи матриці міграції на основі історичного досвіду дефолту дебіторів та аналізі поточного стану дебітора. Для цілей використання даного методу контрагенти Групи були згруповані за однорідним рівнем кредитного ризику, щодо яких Група розраховувала очікувані кредитні збитки. Група нараховує 100% резерв зменшення корисності на дебіторську заборгованість, яка прострочена на термін більше 365 днів, на дебіторську заборгованість контрагента, який розпочав процедуру банкрутства, ліквідації або фінансової реорганізації, та на дебіторську заборгованість контрагентів, які перебувають на тимчасово окупованих територіях України. Відповідно до історичного досвіду, ймовірність повернення відповідної дебіторської заборгованості є вкрай малою. Балансова вартість активу зменшується за рахунок 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. Класифікація і подальша оцінка фінансових зобов’язань. Фінансові зобов’язання у подальшому оцінюються за амортизованою вартістю або за справедливою вартістю через доходи та збитки. Фінансові зобов’язання які не є (i) умовною компенсацією покупця при об’єднанні бізнесів, (ii) утримуваних для торгівлі, або (iii) визначених по справедливій вартості через прибутки або збитки, в подальшому оцінюються за амортизованою вартістю використовуючи метод ефективної ставки відсотка. Ефективна відсоткова ставка – це ставка яка приводить майбутні грошові виплати (включаючи всі гонорари та додаткові збори сплачені або отримані,

202

витрати на транзакції та інші премії або знижки) протягом очікуваного строку дії фінансового зобов’язання або (де доречно) більш коротшого періоду, до амортизованої вартості фінансового зобов’язання. Припинення визнання фінансових інструментів. Група припиняє 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, 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 виклю-

РІЧНИЙ ЗВІТ 2018

ченням щодо первісного визнання відстрочені податки не відображаються щодо тимчасових різниць на момент первісного визнання активу або зобов’язання в операції, яка не є об’єднанням підприємств, якщо операція на момент первісного відображення не впливає ані на фінансовий, ані на оподатковуваний прибуток. Відстрочені податкові зобов’язання не відображаються щодо тимчасових різниць на момент первісного визнання гудвілу та в 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 без ПДВ, 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, відо-

бражаються у складі власного капіталу як вирахування із надходжень, за виключенням податку. Дивіденди і обов’язковий внесок частки прибутку до державного бюджету. Дивіденди і обов’язковий внесок частки прибутку до державного бюджету визнаються як зобов’язання і вираховуються із власного капіталу на звітну дату лише тоді, коли вони оголошуються до або на звітну дату. Інформація про дивіденди розкривається тоді, коли вони пропонуються до звітної дати або пропонуються чи оголошуються після звітної дати, але до затвердження консолідованої фінансової звітності до випуску. Податок на додану вартість («ПДВ»). В Україні ПДВ 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 чи надання послуг. 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 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 будьякого 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

203

2018

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ

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 фінансовій 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. Група застосовує МСФЗ 15 «Доходи від договорів з клієнтами» з 1 січня 2018 року. Згідно з МСФЗ 15, доходи від реалізації визнаються для відображення передачі обіцяних товарів або послуг клієнтам у сумі, яка відображає суму компенсації, на яку підприємство, як передбачається, матиме право в обмін за ці товари та послуги. Група використовує п’яти етапну модель для визнання доходів: ● виявлення договору з клієнтом; ● виявлення зобов’язань щодо 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. Група 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.

204

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. 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.

РІЧНИЙ ЗВІТ 2018

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.

27. ІСТОТНІ ОБЛІКОВІ ОЦІНКИ ТА СУДЖЕННЯ Застосування облікової політики Групи вимагає від керівництва використання професійних суджень, оцінок та припущень стосовно балансової вартості активів та зобов’язань, інформація про які не є такою очевидною у інших джерелах. Оцінки та пов’язані з ними припущення базуються на історичному досвіді та інших факторах, які, на думку керівництва, вважаються доцільними у цих обставинах. Фактичні результати можуть відрізнятися від таких оцінок.

Протягом року, що закінчився 31 грудня 2018 року, Група визнала витрати щодо внесків сплачених до Державного пенсійного фонду України на суму 2 358 мільйонів гривень (2017: 1 929 мільйонів гривень)

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.

Виплати працівникам: пенсійний план із визначеними виплатами. Група здійснює виплати одноразових сум, виплати при досягненні певного віку та інші виплати, визначені у колективній угоді. Зобов’язання, визнане у консолідованому звіті про фінансовий стан стосовно пенсійного плану із визначеними виплатами, є

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.

Визнання доходів. Згідно з вимогами Кодексу газотранспортної системи, починаючи з 1 жовтня 2015 року на АТ «Укртрансгаз» як 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.

вартості витрат (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 облігацій або облігацій внутрішньої державної позики, випущених у гривнях, необхідні істотні професійні судження для оцінки відповідної ставки дисконтування. Основні припущення подано у Примітці 14.

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 АТ «Укртрансгаз» як оператором газотранспортної системи 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, які можна достовірно оцінити.

Витрати на виведення об’єктів з експлуатації. Забезпечення на виведення активів з експлуатації являє собою теперішню вартість витрат на виведення нафтогазових об’єктів з експлуатації, яку очікується понести у майбутньому (Примітка 14). Ці забезпечення були визнані на основі внутрішніх оцінок Групи.

Основні 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 низки факторів, які визначаються на актуарній основі із використанням низки припущень. Основні припущення, які використовуються під час визначення чистої

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. Нафтогазові активи 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 з 1 січня 2020 року, 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 планується вивести з експлуатації після 31 грудня 2019 року. В результаті, амортизаційні відрахування за рік, що закінчився 31 грудня 2018 року, збільшилися на 21 981 мільйон гривень (2017: 16 486 мільйонів 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 та знецінення основних засобів також можуть бути переглянуті. Переоцінка та знецінення основних засобів. Керівництво проводить аналіз, щоб оцінити, чи балансова вартість основних засобів, що обліковуються за переоціненою вартістю, суттєво 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

205

2018

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ

курсів та інших релевантних факторах. У випадку, коли результати аналізу свідчать про те, що балансова вартість основних засобів суттєво відрізняється від справедливої їх вартості, Керівництво залучає незалежних оцінювачів для проведення оцінки справедливої вартості основних засобів. Остання оцінка справедливої вартості основних засобів незалежним оцінювачем була проведена станом на 31 грудня 2017 року. Керівництво також переглядає балансову вартість активів для визначення, чи існують будь-які ознаки зменшення корисності цих активів. На основі аналізу проведеного станом на 31 грудня 2018 року керівництво Групи виявило індикатори зменшення корисності по наступних групах основних засобів:

«Газотранспортна система» та «Нафтотранспортна система». Група залучила незалежного консультанта для проведення тестування на наявність економічного знецінення відповідних груп основних засобів, що генерують грошові потоки, та відповідно, відобразила нарахування резерву знецінення основних засобів загальною сумою 76 013 мільйонів гривень (Примітка 5). Основні судження, використані для розрахунку вартості очікуваного відшкодування включають судження стосовно ставок дисконтування, курсу обміну гривні по відношенню до євро, оцінку змін обсягу транзиту та транспортування газу та нафти. Керівництво визначило ставку дисконтування використовуючи ставку після оподаткування, що відображає поточні ринкові ставки інвестування з аналогічним рівнем ризику. Для про-

РІЧНИЙ ЗВІТ 2018

гнозу курсу обміну гривні по відношенню до євро використовувалися консенсус-прогнози аналітичних агентств. Зміни обсягу транзиту та транспортування газу та нафти базуються на припущеннях стосовно розвитку галузі та очікуваннях стосовно подальших змін на ринку. Планові рухи грошових коштів були розроблені на основі суджень, викладених в таблиці нижче, на наступні п’ять років та термінальною вартістю визначеною на базі показників в останній з п’яти років. В наступній таблиці наведено ключові судження, на основі яких керівництво спланувало майбутні грошові потоки з метою оцінки своїх основних засобів на знецінення:

Ставка дисконтування після оподаткування для потоку в доларах

13,1%

Ставка дисконтування після оподаткування для потоку в гривнях

16,4%

Річний обсяг транзиту газу, млрд кубічних метрів

86,9

Річний обсяг транспортування газу (точки виходу з ГТС), млрд кубічних метрів

35,4–41,2

Річний обсяг транспортування газу (точки входу в ГТС), млрд кубічних метрів

19,5–24,7

Річний обсяг імпорту газу, млрд кубічних метрів Річний обсяг транзиту нафти, млн тон

2,6-3,5

Цифрові значення ключових суджень керівництва Групи відображають їх оцінку майбутніх трендів бізнесу; вони базуються як на внутрішніх, так і на зовнішніх джерелах Групи.

використанням прямолінійного методу протягом очікуваних строків їхнього корисного використання, які базуються на бізнес-планах керівництва та операційних оцінках.

ності контрагента здійснити оплату. У випадку якщо фактичне відшкодування буде меншим за оцінки керівництва, Група може бути змушена відобразити додаткові витрати на знецінення.

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.

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.

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.

Строки корисного використання інших основних засобів. Основні засоби Групи, за виключенням нафтогазових активів, амортизуються із

206

Знецінення торгової дебіторської заборгованості. Керівництво оцінює вірогідність знецінення торгової дебіторської заборгованості на основі аналізу окремих рахунків. Фактори, які беруться до уваги, включають аналіз погашення торгової дебіторської заборгованості у порівнянні із історією виплат, кредитними умовами, наданими клієнтам, та доступною ринковою інформацією щодо здат-

Прийняття до застосування нових і переглянутих Міжнародних стандартів фінансової звітності. Такі стандарти були вперше прийняті до застосування Групою за фінансовий рік, який починається на або після 1 січня 2018 року: ● МСФЗ 9 «Фінансові інструменти» ● МСФЗ 15 «Доходи від реалізації за договорами з клієнтами», включно з поправками до МСФЗ 15 –Дата набуття чинності МСФЗ 15. Роз’яснення до МСФЗ 15 «Доходи від реалізації за договорами з клієнтами» ● Поправки до МСФЗ 2 «Платіж на основі акцій» – Класифікація та оцінка операцій платежів на основі акцій ● Тлумачення КТ МСФЗ 22 «Операції в іноземних валютах та виплата авансу»

Починаючи з 1 січня 2018 року Група змінила облікову політику щодо визнання доходів від реалізації та класифікації і оцінки фінансових інструментів відповідно до МСФЗ 9 та МСФЗ 15, як описано в Примітці 26.

●П оправки до МСФЗ 4 «Договори страхування» – Застосування МСФЗ 9 «Фінансові інструменти» стосовно МСФЗ 4 «Договори страхування» ●П оправки до МСБО 40 «Інвестиційна нерухомість» – Передача об’єктів інвестиційної нерухомості ●Щ орічні вдосконалення МСФЗ за період 2014–2016 років Окрім змін пов’язаних із застосуванням нових стандартів МСФЗ 9 «Фінансові інструменти» («МСФЗ 9») та МСФЗ 15 «Дохід від договорів з клієнтами» («МСФЗ 15») як описано нижче, 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.

Група застосувала МСФЗ 9 ретроспективно. Відповідно до перехідних положень МСФЗ 9, перерахунок порівняльної інформації не здійснювався. Власний капітал Групи був відкоригований на ефект від застосування нового стандарту як описано нижче. Узгодження статей консолідованого річного звіту про фінансовий стан з МСБО 39 до МСФЗ 9 станом на 1 січня 2018 року:

Фінансові активи МСБО 39 балансова вартість на 31 грудня 2017

Переоцін ка

МСФЗ 9 балансова вартість на 1 січня 2018

Ефект на нероз поділений при буток на 1 січня 2018

Справедлива вартість із відображенням переоцінки у складі доходів або витрат

Справедлива вартість із відображенням переоцінки у складі інших сукупних доходів

Амортизована вартість

91 321

(3 666)

87 655

(3 666)

Всього

91 321

(3 666)

87 655

(3 666)

У мільйонах гривень

0–13,6 13,7-13,8

Річний обсяг транспортування нафти, млн тон

28. ПРИЙНЯТТЯ ДО ЗАСТОСУВАННЯ НОВИХ АБО ПЕРЕГЛЯНУТИХ СТАНДАРТІВ ТА ТЛУМАЧЕНЬ

207

2018

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2018

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 ще не набули чинності: Набувають чинності для річних облікових періодів, які починаються на або після

Стандарти/тлумачення 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

Поправки до Посилань на Концептуальну основу фінансової звітності в стандартах МСФЗ

1 січня 2020 року

Поправки до МСФЗ 3 «Об’єднання бізнесу»: Визначення бізнесу

1 січня 2020 року

Поправки до МСБО 1 «Подання фінансової звітності» та МСБО 8 «Облікові політики, зміни в облікових оцінках та помилки»: Визначення суттєвості

1 січня 2020 року

МСФЗ 17 «Договори страхування»

1 січня 2021 року

На разі керівництво Компанії здійснює оцінку впливу від застосування МСФЗ 16 «Оренда». Щодо інших стандартів та тлумачень, то керівництво очікує, що їхнє прийняття до застосування не матиме суттєвого впливу на консолідовану фінансову звітність Групи у майбутніх періодах.

МСФЗ 16 «Оренда» МСФЗ 16 визначає єдину комплексну модель ідентифікації договорів оренди та їх обліку в фінансовій звітності як для орендодавців, так і для орендарів. Після набуття чинності МСФЗ 16 замінить поточні рекомендації щодо обліку оренди, у тому числі МСБО 17 «Оренда» та відповідні тлумачення для звітних періодів, що починаються 1 січня 2019 року або після цієї дати. Датою першого застосування МСФЗ 16 для Групи буде 1 січня 2019 року. Група планує застосовувати визначення договору оренди та відповідні тлумачення, викладені в МСФЗ 16, до всіх договорів оренди, укладених або модифікованих 1 січня 2019 року або після цієї дати, незалежно від того, чи є

208

воно орендодавцем або орендарем в договорі оренди. МСФЗ 16 змінить порядок обліку Групою оренди, яка раніше класифікувалась як операційна оренда відповідно до МСБО 17. При першому застосуванні МСФЗ 16 для всіх видів оренди Група буде: a) відображати активи у формі права користування та зобов’язання за орендою в консолідованому звіті про фінансовий стан, які оцінюватимуться за теперішньою вартістю майбутніх орендних платежів; б) відображати амортизацію активів в формі права користування та відсотків за зобов'язаннями з оренди в консолідованому звіті про фінансові результати; в) розподіляти загальну суму сплачених грошових коштів на основну суму (представлену в рамках фінансової діяльності) та відсотки (представлені в рамках операційної діяльності) в консолідованому звіті про рух грошових коштів.

Відносно короткострокової оренди (термін оренди 12 місяців або менше) і оренди активів з низькою вартістю (таких як персональні комп'ютери і офісні меблі) Група планує відображати відповідні витрати з оренди на лінійній основі, відповідно до вимог МСФЗ 16. Наразі, керівництво Групи завершує оцінку впливу МСФЗ 16 на господарську діяльність Групи, але керівництво не передбачає, що застосування МСФЗ 16 матиме істотний вплив на консолідований фінансовий стан та/ або консолідовані фінансові показники діяльності Групи.

209

ДОДАТКОВА ІНФОРМАЦІЯ

2018

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2018

ВИЗНАЧЕННЯ ЗМІСТУ ЗВІТУ І СУТТЄВИХ ТЕМ

Річний звіт охоплює діяльність групи Нафтогаз потягом 2018 року і є четвертим звітом підготовленим згідно з вимогами Стандарту GRI. Компанія прагне досягнення належного рівня розкриття інформації, постійно покращуючи процес звітування. Під час підготовки звіту компанія керується принципами Стандарту GRI щодо його якості звіту (точність, баланс, зрозумілість, порівнянність, надійність, послідовність в часі), а також щодо визначення змісту звіту: • Взаємодія з зацікавленими сторонами; • Контекст сталого розвитку; • Суттєвість; • Повнота. Нижче наведений детальніший опис принципів визначення змісту звіту.

Взаємодія з зацікавленими сторонами Ключовим принципом, яким керується компанія при визначені змісту звіту, є взаємодія з зацікавленими сторонами. В компанії діє «Порядок взаємодії з зацікавленим сторонами», який регламентує основні принципи взаємодії, визначає перелік зацікавлених сторін, послідовність, обсяг та способи надання і документування інформації, алгоритм побудови двостороннього діалогу з ними. Порядок розміщений на офіційному сайті компанії. Карту зацікавлених сторін та основні методи взаємодії з ними наведено в річному звіті Нафтогазу за 2017 рік.

Контекст сталого розвитку Під час підготовки річного звіту група Нафтогаз прагне описати результати своєї діяльності і їх вплив у широкому контексті сталого розвитку. Для цього у

212

звіті розкривається інформація про те, як компанія впливає або прагне вплинути на зміну економічних, екологічний і соціальних умов на місцевому рівні, а також національному і глобальному. Група Нафтогаз усвідомлює свою відповідальність за прямі і непрямі наслідки своєї діяльності у всіх сферах сталого розвитку, особливо враховуючи прагнення інтеграції в європейський енергетичний ринок.

Суттєвість У річному звіті Нафтогаз розкриває ті теми, які є суттєвими і відображають найбільш важливі характеристики впливу компанії на економічні, екологічні і соціальні аспекти. Розкриття суттєвих тем повинно відповідати основним очікуванням зацікавлених сторін, оскільки впливає на прийняття ними рішень. Тому визначення суттєвих тем, що охоплені річним звітом, в першу чергу відбувається у тісній взаємодії з внутрішніми і зовнішніми зацікавленими сторонами. Всі виявлені таким чином теми оцінюються з точки зору їх важливості для діяльності компанії та її впливу на економічні, екологічні і соціальні аспекти. Для оцінки і пріоритезації тем використовуються такі інструменти: • Аналіз зовнішнього інформаційного поля компанії; • Аналіз річних звітів та звітів в сфері сталого розвитку компаній‑аналогів в Україні та закордоном; • Анкетування внутрішніх структурних підрозділів та дочірніх підприємств Нафтогазу; • Консультації з представниками вищого керівництва компанії; • Аналіз міжнародних стандартів, угод, резолюцій в галузі сталого розвитку, наприклад, SDG (Sustainable Development Goals).

Для кожної суттєвої теми визначаються їх границі охоплення – перелік структурних і організаційних одиниць (дочірніх компаній, спільних підприємств), результати діяльності яких включаються у звіт для того, щоб та чи інша тема була розкрита на належному рівні. Нижче у таблиці наведений список суттєвих тем і їх границі, визначений в процесі підготовки звіту за 2018 рік.

Категорія

Економічна

Повнота Для забезпечення принципу повноти, група Нафтогаз у річному звіті розкриває інформацію про суттєві теми в межах їх границь в обсязі, необхідному для відображення важливих характеристик впливу компанії на економічні, екологічні і соціальні аспекти, що надасть зацікавленим сторонам можливість на її основі оцінити результати діяльності групи і прийняти обґрунтовані рішення.

Соціальна

Границі теми

Економічна результативність

Інформація щодо вказаної теми в звіті розкривається для усіх підприємств групи

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

Перелік суттєвих тем переглядається один раз в рік для включення їх у наступний річний звіт.

Принцип повноти пов’язаний з такими факторами: • список суттєвих тем, охоплених у звіті, має бути достатнім для опису основних впливів компанії на економічні, екологічні і соціальні аспекти; • границі охоплення окремих суттєвих тем можуть відрізнятись, проте мають покривати усі важливі елементи впливу діяльності компанії; • часові рамки звіту вимагають в першу чергу розкриття інформації про події і результати діяльності, що настали протягом звітного періоду. При цьому, у звіті повинні бути описані не тільки коротко- і середньострокові наслідки таких подій і результатів, а й їх можливий вплив в майбутньому.

Тема

213

2018

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2018

ВИЗНАЧЕННЯ СУТТЄВИХ ТЕМ ЗГІДНО СТАНДАРТУ GRI

Суттєва тема

Номер показника

Назва показника

Сторінка у Звіті

Суттєва тема

Номер показника

Назва показника

Сторінка у Звіті

Посилання та коментарі

Корпоративне управління

102-18

Структура корпоративного управління

98 106 105

Звіт наглядової ради Нафтогазу Ключові менеджери та їх винагорода Корпоративне урядування

102-35

Політика винагороди

106

Ключові менеджери та їх винагорода Показник розкритий частково

102-40

Список груп зацікавлених сторін

212

Визначення змісту звіту і суттєвих тем Річний звіт Нафтогазу за 2017 рік, Визначення змісту звіту і суттєвих аспектів

102-41

Колективні договори

112

Управління персоналом Колективним договором охоплені усі штатні співробітники компанії

102-42

Виявлення і відбір зацікавлених сторін

212

Визначення змісту звіту і суттєвих тем

Посилання та коментарі

Річний звіт Нафтогазу за 2017 рік, Визначення змісту звіту і суттєвих аспектів

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

48 220 48 146

НАК «Нафтогаз України» (група Нафтогаз) Операційна діяльність Контакти Операційна діяльність Фінансова звітність

48 146 48 146 112 112

Операційна діяльність Фінансова звітність Операційна діяльність Фінансова звітність Управління персоналом Управління персоналом Показник розкрито частково Управління закупівлями

102-7

Масштаб організації

102-8 102-9

Інформація про персонал та інших працівників Ланцюг поставок

102-10

Істотні зміни в організації та її ланцюзі поставок

102-11

Принцип або підхід до попереджувальних дій

102-12

Зовнішні ініціативи

108 132 118 128 112

102-13

Членство в асоціаціях

142

Істотних змін за звітний період не відбулось Управління ризиками у групі Нафтогаз Екологія та охорона довкілля Безпека праці Інвестиції в енергоефективність Управління персоналом Компанія є членом таких організацій: • Міжнародний газовий Союз; • Європейський енергетичний форум; • Європейський Союз газової промисловості. • Європейська федерація енерготрейдерів

Стратегія

102-14

Заява представника керівництва, відповідального за прийняття рішень

Звернення голови правління

Етика і доброчесність

102-16

Цінності, принципи, стандарти і норми поведінки

Кодекс корпоративної етики (http://www.naftogaz.com/files/HR/ Naftogaz-Kode-Ethics.pdf)

214

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) 102-43

Підхід до залучення зацікавлених сторін

212

Залучення зацікавлених сторін

Визначення змісту звіту і суттєвих тем Річний звіт Нафтогазу за 2017 рік, Визначення змісту звіту і суттєвих аспектів 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)

102-44

Ключові теми і занепокоєння, підняті в процесі залучення зацікавлених сторін

212

215

2018 Суттєва тема

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2018

Номер показника

Назва показника

Сторінка у Звіті

Посилання та коментарі

102-45

Юридичні особи, включені в консолідовану фінан- 146 сову звітність

Фінансова звітність

102-46

Визначення змісту звіту та границь суттєвих тем

112

Визначення змісту звіту і суттєвих тем

102-47

Список суттєвих тем

112

Визначення змісту звіту і суттєвих тем

102-48

Корегування інформації

Корегувань не було

102-49

Зміни у звітності (зміни суттєвих тем та їх границь)

Істотних змін у звітному періоді не відбулось

102-50

Звітний період

2018 календарний рік

102-51

Дата публікації попереднього звіту

17 липня 2018 року

102-52

Цикл звітності

Щорічна звітність

102-53

Контакти для звернення з питань щодо звіту

Альона Осмоловська, Начальник департаменту з корпоративних комунікацій

Суттєва тема

Тел. :+380 44 586 3579 Моб.:+380 63 555 5538 press@naftogaz.com вул. Б. Хмельницького, 6 м. Київ, 01601, Україна www.naftogaz.com www.naftogaz-europe.com 102-54

Заява організації про рівень відповідності звіту стандартам GRI

Звіт підготовлено у відповідності з Стандартом GRI. Рівень відповідності – «Основний»

102-55

Таблиця відповідності стандартам GRI

212

Визначення змісту звіту і суттєвих тем

102-56

Зовнішнє завірення звіту

Зовнішнє завірення звіту не проводилось

Спеціальні показники розкриття інформації

Практики закупок

Операційна діяльність

201-1

Створена і розподілена економічна цінність

Операційна діяльність

201-4

Фінансова допомога, отримана від держави

Нафтогаз не отримував фінансової допомоги від держави у звітному періоді

Підходи в сфері менеджменту

124

Взаємодія з місцевими громадами

Інвестиції в інфраструктуру і безоплатні послуги

124

Взаємодія з місцевими громадами Показник розкрито частково

Підходи в сфері менеджменту

142

Управління закупівлями

Частка витрат на місцевих постачальників

142

Управління закупівлями

204-1

Посилання та коментарі

Підходи в сфері менеджменту

128

Інвестиції в енергоефективність

302-1

Використання енергії в межах організації

128

Інвестиції в енергоефективність Нафтогаз використовує стандарти, методики та припущення, які регламентуються нормативними документами України в сфері енергозбереження і підвищення енергоефективності

302-4

Зменшення енергоспоживання

128

Інвестиції в енергоефективність Економія паливно-енергетичних ресурсів розрахована відносно планових показників

Вода

Біорізноманіття

Підходи в сфері менеджменту

132

Екологія та охорона довкілля

303-1

Забір води з розбивкою за джерелами

132

Екологія та охорона довкілля

303-3

Повторно і багаторазово використана вода

132

Екологія та охорона довкілля Показник розкрито частково

Підходи в сфері менеджменту

132

Екологія та охорона довкілля

Суттєві впливи діяльності, продукції і послуг на біорізноманіття

132

Екологія та охорона довкілля Показник розкрито частково

Підходи в сфері менеджменту

132

Екологія та охорона довкілля

Прямі викиди парникових газів (Scope 1)

132

Екологія та охорона довкілля

304-2

305-1

Викиди парникових газів в CO2-еквіваленті розраховані на основі коефіцієнтів потенціалу глобального потепління МГЕЗК, представлених в її Другому оціночному звіті (100-річний період)

Викиди

Підходи в сфері менеджменту

203-1

Сторінка у Звіті Екологічні теми

Економічні теми

Непрямий економічний вплив

Назва показника

Енергія

Практика звітування

Економічна результативність

Номер показника

Стоки і відходи

Відповідність екологічним вимогам

305-4

Інтенсивність викидів парникових газів

132

Екологія та охорона довкілля Показник розкрито частково

305-7

Викиди оксидів азоту (NOX), оксидів сірки (SOX) та інші суттєві викиди шкідливих речовин в атмосферу

132

Екологія та охорона довкілля

Підходи в сфері менеджменту

132

Екологія та охорона довкілля

306-1

Загальний обсяг скидання стічних вод з наведен- 132 ням якості та об’єкту, який їх приймає

Екологія та охорона довкілля Показник розкрито частково

306-2

Відходи за типом і методом видалення

132

Екологія та охорона довкілля

Підходи в сфері менеджменту

132

Екологія та охорона довкілля

Недотримання екологічного законодавства і норм

132

Екологія та охорона довкілля

Підходи в сфері менеджменту

112

Управління персоналом

401-1

Найм нових співробітників і плинність персоналу

112

Управління 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

112

Управління персоналом

307-1

Соціальні теми

Зайнятість

216

217

2018 Суттєва тема

Номер показника

Взаємовідносини працівників і 402-1 керівництва

Здоров’я і безпека на робочому місці

403-2

403-4

Підготовка і навчання

Різноманітність і рівні можливості

Протидія дискримінації

404-2

405-1

406-1

408-1 Дитяча праця

409-1 Примусова і обов’язкова праця

Місцеві громади

413-1

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2018

ТЕРМІНИ ТА СКОРОЧЕННЯ

Назва показника

Сторінка у Звіті

Посилання та коментарі

Підходи в сфері менеджменту

112

Управління персоналом

Мінімальний період повідомлення про зміни в діяльності організації

Згідно чинного законодавства України такий період становить 2 місяці. Відповідна норма закріплена в колективних угодах

Підходи в сфері менеджменту

118

Безпека праці

Види травматизму і рівень травматизму, професійних захворювань, втрачених днів і відсутності на робочому місці, а також кількість смертей, пов’язаних з роботою

118

Безпека праці

Питання щодо здоров’я і безпеки, охоплені офіційними угодами з профспілками

Питання здоров’я і безпеки відображені в окремому розділі колективного договору

Підходи в сфері менеджменту

112

Управління персоналом

ГПП – регіональні газопостачальні підприємства

Програми розвитку навичок співробітників і програми допомоги під час перехідного періоду (підтримка здатності до подальшого працевлаштування, допомога при закінченні кар’єри)

112

Управління персоналом

ГРП – гідророзрив пласта

НКРЕКП, НАЦІОНАЛЬНА КОМІСІЯ – Національна комісія, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг

ГРС – газорозподільні станції

НПЗ – нафтопереробні заводи

ГТС – газотранспортна система

ОЕСР – Організація економічного співробітництва та розвитку

Підходи в сфері менеджменту

112

Управління персоналом

Різноманіття органів корпоративного управління і співробітників

112

Управління персоналом Звіт наглядової ради Нафтогазу Правління та його винагорода

АТ «УКРГАЗВИДОБУВАННЯ», УКРГАЗВИДОБУВАННЯ (УГВ) – акціонерне товариство «Укргазвидобування»

Підходи в сфері менеджменту

112

Управління персоналом

Випадки дискримінації та дії, застосовані для їх корекції

Протягом звітного періоду не виявлено випадків дискримінації.

Підходи в сфері менеджменту

112

Управління персоналом

ГРУПА – НАК «Нафтогаз України», АТ «Укргазвидобування», АТ «Укртрансгаз», АТ «Укртранснафта», ДК «Газ України», ДП «Укравтогаз», АТ «Чорноморнафтогаз», ВАТ «Кіровоградгаз», ДП «Закордоннафтогаз», АТ «Укрспецтрансгаз», Naftogaz Overseas S.A., ДП «Вуглесинтезгаз України», ДП «Укрнафтогазкомплект», ДП «Науканафтогаз», ДП «Нафтогазобслуговування», ДП «ЛІКВО», ДП «Нафтогазбезпека», ДП «Будівельник», ПАТ «Укрнафта», АТ «ДАТ «Чорноморнафтогаз», ТОВ «Газопостачальна компанія «Нафтогаз України», ТОВ «Газопостачальна компанія «Нафтогаз Тепло», ТОВ «Газопостачальна компанія «Нафтогаз Трейдинг»

Підрозділи і постачальники, які мають суттєвий ризик використання дитячої праці

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.

Показник розкрито частково

Підходи в сфері менеджменту

112

Управління персоналом

Підрозділи і постачальники, які мають суттєвий ризик використання примусової і обов’язкової праці

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

МБРР – Міжнародний банк реконструкції та розвитку МВФ – Міжнародний валютний фонд (спеціальне агентство Організації Об’єднаних Націй)

ГАЗОПРОВІД «УРЕНГОЙ-ПОМАРИ-УЖГОРОД» (УПУ) – експортний транзитний газогін, з’єднує Уренгойське газове родовище та газові родовища півночі Західного Сибіру із Ужгородом

МІНІСТЕРСТВО, МІНЕНЕРГОВУГІЛЛЯ – Міністерство енергетики та вугільної промисловості України

ГАЗПРОМ – публічне акціонерне товариство «Газпром»

НАФТОГАЗ (НАК «НАФТОГАЗ УКРАЇНИ») – Національна акціонерна компанія «Нафтогаз України»

ГВС – газовимірювальні станції

ДК «ГАЗ УКРАЇНИ», ГАЗ УКРАЇНИ – дочірня компанія Національної акціонерної компанії «Нафтогаз України» «Газ України» ДОЛ. – долари США ДОЧІРНІ ПІДПРИЄМСТВА – дочірні підприємства Національної акціонерної компанії «Нафтогаз України», серед яких ключовими є: АТ «Укргазвидобування», АТ «Укртрансгаз», АТ «Укртранснафта», ДК «Газ України», ДП «Укравтогаз», ВАТ «Кіровоградгаз», ДП «Закордоннафтогаз», АТ «Укрспецтрансгаз», Naftogaz Overseas S.A., ПАТ «Укрнафта»

МСФЗ – Міжнародні стандарти фінансової звітності

ПАТ «УКРНАФТА», УКРНАФТА (УН) – публічне акціонерне товариство «Укрнафта» АТ «УКРСПЕЦТРАНСГАЗ», УКРСПЕЦТРАНСГАЗ – акціонерне товариство «Укрспецтрансгаз» АТ «УКРТРАНСГАЗ», УКРТРАНСГАЗ (УТГ) – акціонерне товариство «Укртрансгаз» АТ «УКРТРАНСНАФТА», УКРТРАНСНАФТА (УТН) – акціонерне товариство «Укртранснафта» АТ «ЧОРНОМОРНАФТОГАЗ», ЧОРНОМОРНАФТОГАЗ (ЧНГ) – акціонерне товариство «Чорноморнафтогаз» ПСГ – підземні сховища газу ПСО – покладені спеціальні обов’язки РФ – Російська Федерація СВГ – скраплений вуглеводневий газ

ДП «ЗАКОРДОННАФТОГАЗ», ЗАКОРОДОННАФТОГАЗ – дочірнє підприємство Національної акціонерної компанії «Нафтогаз України» «Закордоннафтогаз»

СВІТОВИЙ БАНК – організація, що надає допомогу з метою розвитку. Складається з Міжнародного банку реконструкції та розвитку (МБРР) та Міжнародної асоціації розвитку (МАР)

ДП «УКРАВТОГАЗ», УКРАВТОГАЗ (УАГ) – дочірнє підприємство Національної акціонерної компанії «Нафтогаз України» «Укравтогаз»

ТГП – теплогенеруючі підприємства ТКЕ, ТЕПЛОКОМУНЕНЕРГО – комунальне підприємство теплового господарства

ТЕЦ, ТЕПЛОЕЛЕКТРОЦЕНТРАЛЬ – теплові електричні станції

Підходи в сфері менеджменту

124

Взаємодія з місцевими громадами

ДП «ВУГЛЕСИНТЕГАЗ», ВУГЛЕСИНТЕЗГАЗ – дочірнє підприємство Національної акціонерної компанії «Нафтогаз України» «Вуглесинтезгаз»

Підрозділи з реалізованими програмами взаємодії з місцевими спільнотами, програмами оцінки впливу діяльності на місцеві спільноти та програмами розвитку місцевий спільнот

124

Взаємодія з місцевими громадами

ДСНС – Державна служба України з надзвичайних ситуацій

Показник розкрито частково

ЄБРР – Європейський банк реконструкції та розвитку

ВР – нафтогазова, нафтохімічна та вугільна транснаціональна корпорація British Petroleum

ЄВРОКОМІСІЯ – Європейська комісія

EFET – Європейська федерація енерготрейдерів

ЄГНК – Єгипетська генеральна нафтова корпорація

EUSTREAM – оператор газотранспортної системи Словаччини

ЄІБ – Європейський інвестиційний банк

NOPLAT – чистий операційний прибуток після сплати податків

ЄС – Європейський Союз

NAFTOGAZ OVERSEAS S.A. – акціонерна компанія Naftogaz Overseas (Швейцарія)

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

218

МАГІСТРАЛЬНІ ГАЗОГОНИ, МАГІСТРАЛЬНІ ГАЗОПРОВОДИ – трубопроводи, призначені для транспортування природного газу з району видобутку або виробництва до пунктів споживання

PRICEWATERHOUSECOOPERS (PWC) – Міжнародна аудиторськоконсультаційна компанія PricewaterhouseCoopers ROIC – рентабельність інвестованого капіталу обчислюється як відношення чистого операційного прибутку після сплати податків (NOPLAT)

219

2018

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2018

КОНТАКТИ 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

АТ «Укргазвидобування»

вул. Кудрявська, 26/28, м. Київ, 04053, Україна тел.: +380 (44) 272-31-15, факс: +380 (44) 461-29-94 office@ugv.com.ua www.ugv.com.ua

ПАТ «Укрнафта»

Несторівський пров. 3-5, м. Київ, 04053, Україна тел.: 0 800 404 000 office@ukrnafta.com www.ukrnafta.com

ПАТ «Чорноморнафтогаз»

вул. Шолуденка, 1, м. Київ, 04116, Україна тел. +380 (44) 537-05-56 chernomornaftogas@ukr.net

ДП «Укравтогаз»

вул. Григоровича-Барського, 2, м. Київ, 03134, Україна тел.: +380 (44) 291-28-05/11 main@ukravtogaz.com www.ukravtogaz.com

АТ «Укрспецтрансгаз»

вул. Промислова, 3, м. Долина, 03477, Україна тел.: +380 (3477) 2-53-10/11 trgaz@ustg.com.ua www.ustg.com.ua

ДП «Науканафтогаз»

вул. Київська, 8, м. Вишневе, Києво-Святошинський район, Київська обл., 08132, Україна тел.: +380 (44) 391-74-01, 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) 537-05-54, 0 800 215 515 customer@naftogazpostach.com www.naftogazpostach.com

АТ «Укртрансгаз»

ТОВ «Газопостачальна компанія «Нафтогаз Трейдинг»

АТ «Укртранснафта»

ТОВ «Газопостачальна компанія «Нафтогаз Тeпло»

Кловський узвіз, 9/1, м. Київ, 01021, Україна тел.: +380 (44) 461-20-95 forletter@utg.ua www.utg.ua 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

вул. Шолуденка, 1, 04116, м. Київ, Україна тел: +380 (44) 364-76-54; 79-14 ngt@naftogaztrading.com.ua www.naftogaztrading.com.ua вул. Шолуденка, 1, 04116, м. Київ, Україна тел: +380 (44) 537-00-43; 05-53 info@naftogazteplo.com.ua customer@naftogazteplo.com.ua www.naftogazteplo.com.ua

ДП «Закордоннафтогаз»

вул. Велика Васильківська, 72, м. Київ, 03150, Україна тел.: +380 (44) 237-64-65 office@nopc.org.ua

Представництва НАК: Філія в Арабській Республіці Єгипет

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

Представництво в Королівстві Бельгія Rue Breydel, 40, Brussels, 1040, Belgium тел.: +32 2 235 8645/44 infoEU@naftogaz.com www.naftogaz.com, www.naftogaz.eu

Філія в Російській Федерації

ул. Академика Пилюгина, 24, г. Москва, 117393, Россия тел.: +7 495-747-59-14 e-mail: infoRU@naftogaz.com www.naftogaz.com, www.naftogaz-europe.com/ru

220

Філія в Туркменістані

ş.Aşgabat, Arçabil şaýoly, Biznes-Merkezi «ABC» тел.: +99 312 48 01-86; 03-10 infoTN@naftogaz.com www.naftogaz.com, www.naftogaz-europe.com

Naftogaz Trading Europe S.A.

rue Dr-Alfred-Vincent 16, c/o SYNERGIX S.A., succursale de Geneva, 1201 Geneva, Switzerland тел.: +41 22 735 3805, +41 22 735 3807 infoCH@naftogaz.com www.naftogaz.com

Застереження Деякі твердження у цьому документі можуть вважатися «прогнозними заявами», зокрема заяви щодо планів, завдань, цілей, стратегій, майбутніх операцій та результатів Нафтогазу, а також припущення, на яких ґрунтуються ці прогнозні заяви. Для позначення прогнозних заяв Нафтогаз використовує наступні слова та вирази: «очікує», «оцінює», «розраховує», «вважає», «має намір», «планує», «може», «буде», «слід» та ін. Свої прогнозні заяви Нафтогаз робить на основі бачення поточної ситуації менеджментом компанії з урахуванням майбутніх подій та фінансових результатів. Це бачення відображає обґрунтований розрахунок менеджменту Нафтогазу, але існують невизначеності та ризики, через які фактичні результати можуть істотно відрізнятися від прогнозних заяв Нафтогазу і минулих результатів, показників ефективності та досягнень. Хоча Нафтогаз вважає, що очікування, оцінки і прогнози, відображені в його заявах, є обґрунтованими, настання одного або більше ризиків чи факторів невизначеності, включно з тими, що згадуються в цьому документі, або неповнота чи хибність припущень Нафтогазу, можуть спричинити розбіжності фактичних результатів діяльності з очікуваннями, оцінками і прогнозами. Прогнозні заяви є актуальними лише на момент виходу цього документа. Крім випадків, передбачених законодавством, Нафтогаз не зобов’язаний і не має наміру коригувати чи переглядати будь-які прогнозні заяви, викладені в цьому документі, у зв’язку з новою інформацією чи подіями або їх відсутністю. Усі подальші письмові чи усні прогнозні заяви Нафтогазу або осіб, які діють від його імені, слід сприймати виключно з урахуванням пересторог, що містяться в цьому документі. З огляду на ризики, невизначеності та припущення, читачеві не слід надмірно покладатися на ці прогнозні заяви.

221

2018

ФІНАНСОВА ЗВІТНІСТЬ

РІЧНИЙ ЗВІТ 2018

ТРАНЗИТ РОСІЙСЬКОГО ГАЗУ ДО ЄВРОПИ

Росія Фінляндія

Імпорт газу 2018 (%)

55 Північний потік

млрд куб. м

Норвегія

80+ 60 to 79 40 to 59 20 to 39 0 to 19

Швеція

55 Північний потік-2

млрд куб. м

Естонія Латвія

146 Традиційний маршрут млрд куб. м

Литва

Данія

39 Ямал-Європа

20 NEL

млрд куб. м

Білорусь

млрд куб. м

Традиційний маршрут територією України

Британія

36 OPAL

Північний потік

Бельг

ія

млрд куб. м

55 EUGAL

Польща їна

а Укр

млрд куб. м

Німеччина

Чехія

Північний потік - 2

Мол

Словаччина

Ямал-Європа

територією України

Австрія

дов

Баумгартен газовий хаб

27 Транс-Балкан млрд куб. м

Угорщина Румунія

Франція

OPAL

млрд куб. м

16 Блакитний потік

EUGAL

Сербія

Турецький потік Блакитний потік / Плавуча / стаціонарна установка із регазифікації СПГ 222

32 Турецький потік

Італія

Болгарія

млрд куб. м

14 Тебриз-Анкара млрд куб. м

Іспанія

Туреччина Греція

223