ОАО «Газпром». Финансовые и бухгалтерские отчёты (1998-2017 год)

ОАО «Г

АЗПРОМ

РИМЕЧАНИЯ К КОНСОЛИДИРОВАННОЙ ФИНАНСОВОЙ ОТЧЕТНОСТИ ПО

МСФО – 31

ДЕКАБРЯ

2003

(в миллионах российских рублей

)

СОБЫТИЯ, ПРОИЗОШЕДШИЕ ПОСЛЕ ОТЧЕТНОЙ ДАТЫ (продолжение)

В апреле 2004 г. Группа разместила облигации участия на сумму 1 200 млн. долларов США со сроком
погашения в 2034 г. и процентной ставкой 8,625%, и опционом досрочного погашения 28 апреля 2014 г.
Облигации были размещены в рамках Программы по выпуску облигаций участия в кредите на общую
сумму 5 000 млн. долларов США, утвержденной 22 сентября 2003 г.

В апреле 2004 г. Группа получила кредит на сумму 200 млн. долл. США от АБН АМРО со сроком
погашения в 2007 г. и ставкой ЛИБОР +2,75%.

Налогообложение

С 1 января 2004 г. вступили в силу следующие изменения налогового законодательства, которые могут
оказать влияние на финансовое положение и результаты финансово-хозяйственной деятельности
Группы:

- отменен акциз на природный газ (добытый после 1 января 2004 г.);

- ставка экспортных пошлин на природный газ увеличена с 5% до 30%;

- ставка НДС снижена с 20% до 18%;

- ставка налога на добычу полезных ископаемых увеличилась с 16,5% от стоимости добытого

природного газа до фиксированной ставки в 107 руб. за тыс. куб. м, а для газового конденсата – с
16,5% от стоимости газового конденсата, добытого на газоконденсатных месторождениях, и 340
руб. за тонну газового конденсата, добытого с нефтегазоконденсатных месторождений (последняя
ставка колебалась в зависимости от колебаний цен на нефть и курса обмена рубля) до единой
ставки в 17,5% от стоимости добытого газового конденсата;

- максимальная ставка налога на имущество увеличена с 2% до 2.2%.

Согласно текущим оценкам руководства Группы, изменения в порядке налогообложения вероятнее
всего приведут к увеличению налогового бремени Группы начиная с 2004 г.

Прилагаемый перевод на русский язык был сделан с оригинала «Анализа и оценки руководством финансового
положения и финансовых результатов деятельности», составленного на английском языке.

АНАЛИЗ И ОЦЕНКА РУКОВОДСТВОМ ФИНАНСОВОГО ПОЛОЖЕНИЯ

И ФИНАНСОВЫХ РЕЗУЛЬТАТОВ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ

Настоящий анализ финансового положения и финансовых результатов деятельности по состоянию на и за
годы,  закончившиеся  31 декабря  2003,  2002  и  2001 гг.,  должен  рассматриваться  в  контексте  прошедшей
аудит  консолидированной  финансовой  отчетности  за  годы,  закончившиеся  31  декабря  2003  и  2002 гг.  Все
выраженные  в  рублях  суммы,  относящиеся  к  финансовой  информации  за  периоды  до  2003  г.,  указаны  в
постоянных рублях с учетом покупательной способности рубля по состоянию на 31 декабря 2002 г., если не
указано  иначе.  Поскольку  характеристики  экономики  Российской  Федерации  указывают  на  прекращение
процессов  гиперинфляции,  с  1  января  2003 г.  мы  не  применяем  положения  МСФО  29  «Финансовая
отчетность в условиях гиперинфляции». Соответственно, за периоды начиная с 1 января 2003 г., пересчет
показателей  отчетности  для  отражения  изменений  общей  покупательной  способности российского  рубля
не производился. Суммы, представленные в долларах США, получены из рублёвых сумм путём пересчёта по
официальному курсу обмена Центрального банка России на 31 декабря 2003 г., составившему 29,45 руб. за 1
долл. США, если не указано иначе.

Общий обзор

По объемам запасов, транспортировки и добычи газа мы являемся крупнейшей газовой компанией в мире.
Основная часть нашей выручки приходится на продажи газа в страны Западной и Центральной Европы,
Россию, а также другие страны бывшего Советского Союза.

Наша финансово-хозяйственная деятельность подразделяется на четыре основных операционных сегмента:

• Добыча – разведка, освоение и добыча природного газа и других углеводородов. Эти виды деятельности

осуществляются главным образом на территории России.

• Переработка – подготовка и переработка природного газа, газового конденсата и других углеводородов

(включая  нефть),  продажа  продуктов  переработки.    Объем  операций  по  переработке  газа,  газового
конденсата  и  нефти  возрос  в  2001 г.  в  связи  с  приобретением  нами  OAO  «AK «Сибур»  («Сибур»)  (см.
«–Некоторые  приобретения  и  выбытия»).    Объемы  деятельности  ОАО  «АК  «Сибур»  значительно
увеличились в 2003 г. после прекращения процедур банкротства в сентябре 2002 г.

• Транспортировка – транспортировка газа по крупнейшей в мире системе магистральных трубопроводов

высокого  давления  (151  600  км).    Наша  компания  является  владельцем  и  оператором  единой
централизованной системы добычи, переработки, транспортировки, хранения и поставки природного газа.
Начиная  с  конца  1990-х  годов  мы  начали  приобретать  доли  в  региональных  газораспределительных
компаниях,  в  собственности  и  эксплуатации  которых  находятся  трубопроводы  среднего  и  низкого
давления.

• Поставка газа – продажа природного газа на внутреннем рынке и на экспорт. Мы являемся крупнейшим в

мире экспортером природного газа.

Прочие виды нашей финансово-хозяйственной деятельности включают в себя банковское дело, страхование,
строительство и медиа активы. В отчётности эти виды деятельности не показываются отдельно, так как сами по
себе не представляют существенных сегментов.

Четыре основных операционных сегмента являются взаимозависимыми, при этом значительная доля выручки
одного  сегмента  составляет  часть  затрат  другого.    В  частности,  сегменты  «Поставка  газа»  и  «Переработка»
приобретают  природный  газ  у  сегмента  «Добыча»,  а  транспортные  услуги  –  у  сегмента  «Транспортировка».
Мы  устанавливаем  внутренние  трансфертные  цены  таким  образом,  чтобы  обеспечить  финансирование
конкретных дочерних обществ в рамках каждого сегмента.  Соответственно, результаты деятельности каждого
из  сегментов  по  отдельности  не  отражают  финансовое  положение  сегмента  и  результаты  его  финансово-
хозяйственной  деятельности,  как  если  бы  этот  сегмент  был  самостоятельной  компанией.    В  связи  с  этим  в
настоящем документе мы не проводим анализ каждого из сегментов в отдельности.

Важнейшие принципы учетной политики

Наша финансовая отчётность отражает выбранные и применяемые принципы учётной политики, которые
требуют от руководства проведения существенных оценок и применения допущений. Далее мы представляем
наиболее важные, с нашей точки зрения, положения учётной политики, которые в настоящее время влияют на
финансовое положение и результаты нашей финансово-хозяйственной деятельности.

Деятельность по разведке и добыче газа и нефти

Деятельность  по  разведке  и  добыче  газа  и  нефти  учитывается  по  методу  учета  результативных  затрат
(«продуктивных  скважин»).  Данный  метод  позволяет  своевременно  отражать  положительный  или
отрицательный  результат  нашей  деятельности  по  разведке  и  добыче  нефти  и  газа.  В  соответствии  с  методом
учета  результативных  затрат,  затраты  на  продуктивные  эксплуатационные  и  разведочные  скважины
капитализируются. Затраты на нерезультативные разведочные скважины списываются на расходы по мере того,
как  они  признаются  непродуктивными.    Прочие  затраты  на  осуществление  разведочных  работ  относятся  на
расходы по мере возникновения.

Амортизация  активов,  связанных  с  разведкой  и  добычей  газа  и  нефти,  осуществляется  линейным  способом.
Амортизационные  отчисления  рассчитываются  на  базе  исторической  стоимости  таких  активов.
Международные  стандарты  финансовой  отчетности  (МСФО)  не  требуют  начислять  амортизацию  на  активы,
связанные с разведкой и добычей газа, пропорционально объёму выработанной продукции, в первую очередь в
силу  того,  что  специального  стандарта  МСФО  для  нефте-  и  газодобывающих  компаний  не  существует.    При
оценке амортизационных отчислений и анализе сроков полезного использования соответствующих активов мы
включали  в  доказанные  запасы  те  объёмы,  которые  будут  добыты  сверх  сроков  действия  первоначально
выданных лицензий в тех случаях, когда мы имеем право и намерение продлить срок действия таких лицензий.
Существенное  увеличение  или  сокращение  наших  запасов  или  сроков  действия  имеющихся  у  нас  лицензий
может привести к сокращению или увеличению сроков полезного использования наших активов для целей их
амортизации.

Затраты на восстановление участков проведения работ и охрану окружающей среды

Затраты  на  восстановление  участков  проведения  работ,  которые  могут  возникнуть  в  конце  срока
эксплуатации  каких-либо наших производственных объектов,  признаются при наличии текущего правового
или  конструктивного  обязательства,  возникшего  в  результате  событий  прошлых  периодов,  и  вероятности
оттока ресурсов в связи с необходимостью погасить такое обязательство, а также при условии возможности
дать  обоснованную  оценку  данного  обязательства.  Стоимость  амортизируются    линейным  способом  в
течение всего срока эксплуатации этих активов с отнесением на отчет о прибылях и убытках.

МСФО  предусматривает  отражение  обязательств  в  отношении  таких  затрат.  Расчёт  суммы  таких
обязательств и определение времени их возникновения в значительной степени являются оценочными.  Такая
оценка базируется на анализе затрат и техническом обосновании с использованием технологий, имеющихся в
распоряжении  на  данный  момент,  и  выполняется  в  соответствии  с  действующим  на  данный  момент
законодательством  об  охране  окружающей  среды.  Обязательства  по  восстановлению  участков  проведения
работ могут меняться в связи с изменением законов и норм, а также изменением их толкования.

Резерв на снижение стоимости дебиторской задолженности

Резерв  на  снижение  стоимости  дебиторской  задолженности  создаётся  исходя  из  нашей  оценки
платежеспособности конкретных покупателей.  Если происходит ухудшение кредитоспособности какого-либо
из  наших  крупных  покупателей  или  фактические  убытки  от  невыполнения  обязательств  должниками
превышают наши оценки, фактические результаты могут отличаться от указанных оценок.

Снижение стоимости прочих активов и отражение прочих резервов

По  состоянию  на  каждую  отчетную  дату  мы  проводим  анализ  на  выявление  признаков,  указывающих,  что
возмещаемая  стоимость  наших  активов  стала  ниже  их  балансовой  стоимости.    Возмещаемая  стоимость
представляет собой большее из двух значений: чистой продажной цены актива и ценности его использования.
При  выявлении  таких  признаков  балансовая  стоимость  актива  списывается  до  его  возмещаемой  стоимости.
Сумма разницы между балансовой стоимостью и возмещаемой стоимостью отражается в консолидированном

отчёте о прибылях и убытках в том периоде, в котором данная разница была выявлена. Если условия
изменяются и руководство определяет, что стоимость актива возросла, то резерв на снижение стоимости
полностью или частично сторнируется.

Отражение  в  учете  обесценения  включает  создание  резервов  на  снижение  стоимости  объектов  капитального
строительства, финансовых вложений, прочих долгосрочных активов и товарно-материальных запасов. Резервы
под  обязательства  включают,  главным  образом,  резервы  по  финансовым  поручительствам,  обязательствам  по
охране  окружающей  среды  и  по  пенсионным  обязательствам.    Мы  отражаем  обесценение  или  начисляем
указанные  резервы  в  тех  случаях,  когда  наш  анализ  показывает,  что  существует  вероятность  возникновения
обязательства или вероятность того, что стоимость актива не будет возмещена, и при этом может быть сделана
обоснованная  оценка  соответствующих  резервов.    Наша  оценка  резервов  под  обязательства  основывается  на
фактах, известных в настоящее время, и на наших ожиданиях в отношении конечного результата от погашения
обязательства  в  будущем.    Фактические  результаты  могут  отличаться  от  наших  оценок,  и  в  будущем  наши
оценки  могут  меняться  в  положительную  или  отрицательную  стороны  в  зависимости  от  результата  или
ожиданий, основывающихся на фактах, сопровождающих каждое обязательство.

Учитывая специфику нашего производственного цикла, некоторые важные решения по проектам капитального
строительства  принимаются  по  окончанию  финансового  года.    Поэтому,  как  правило,  наши  расходы  по
начислению  резервов  или  доходы  от  восстановления  резервов  в  четвёртом  квартале  финансового  года
превышают соответствующие расходы и доходы других кварталов.  Например, в четвертом квартале 2003 г. мы
отразили доход от восстановления резерва на снижение стоимости, относящегося к объектам незавершенного
строительства,  в  сумме  5 701  млн.  руб.,  по  сравнению  с  расходами  по  начислению  этого  резерва  в  сумме
3 923 млн. руб. за девять месяцев 2003 г.  В четвёртом квартале 2002 г. мы отразили доход от восстановления
резерва на снижение стоимости, относящегося  к объектам незавершенного строительства, в сумме 6 883 млн.
руб., а за девять месяцев 2002 г. сумма этого резерва не изменилась.

Проценты по займам

Мы капитализируем  затраты на выплату процентов  по займам как  часть стоимости объектов незавершенного
строительства  в  течение  периода  строительства  и  подготовки  активов  к  использованию  по  назначению.  Все
другие затраты по займам списываются на расходы. МСФО разрешает, но не требует, капитализацию затрат по
займам  в  отношении  квалифицируемых  активов.  Мы  капитализируем  затраты  по  целевым  займам,
привлеченным специально для строительства объектов, и по займам общего назначения, которые используются
для  строительства  объектов.  В  отношении  займов  общего  назначения,  затраты  по  займам,  подлежащие
капитализации, определяются путем применения ставки капитализации к кумулятивным затратам по объектам
незавершенного строительства. Ставка капитализации представляет собой средневзвешенный показатель затрат
по займам к общей величине займов. На величину капитализируемых процентов по займам основное влияние
оказывают уровень капитальных затрат на незавершенное строительство, процентные ставки и общая величина
займов.

Налог на прибыль и прочие налоги

Российское налоговое законодательство допускает различные толкования и подвержено частым изменениям.

Активы  и  обязательства  по  отложенному  налогу  на  прибыль  рассчитываются  по  временным  разницам  с
использованием  балансового  метода  учета  обязательств.    Отложенный  налог  на  прибыль  включается  в
отчетность  по  всем  временным  разницам  между  налогооблагаемой  базой  активов  и  обязательств  и  их
балансовой стоимостью, отраженной в финансовой отчетности.  Отложенные налоговые активы отражаются
только  в  том  случае,  если  существует  вероятность,  что  наличие  будущей  налогооблагаемой  прибыли
позволит  их  использовать.    Отложенные  налоговые  активы  и  обязательства  отражаются  по  налоговым
ставкам,  которые,  как  ожидается,  будут  применимы  в  периоде,  когда  будут  реализованы  активы  или
погашены обязательства, на основе ставок налога, действовавших на отчетную дату, или о введении которых
в действие в ближайшем будущем было достоверно известно на отчетную дату.

Некоторые факторы, влияющие на результаты нашей деятельности

Основным  фактором,  влияющим  на  результаты  нашей  деятельности,  является  цена,  по  которой  мы  можем
продать  природный  газ  и  другие  углеводороды  на  международном  рынке  и  в  России.    Другие  факторы,
оказывающие влияние на результаты нашей деятельности, включают:

• влияние колебаний обменного курса рубля к доллару США и евро, а в течение периода до 2003 г. – влияние

изменений покупательной способности рубля в результате инфляции в России;

•  высокое налоговое бремя;
•  процентные ставки и ставки дисконта по векселям;
•  расчёты в неденежной форме;
•  снижение стоимости активов.

Экспортная цена на природный газ

Результаты нашей деятельности в значительной степени зависят от экспортных цен на природный газ.  Цены на
экспортируемый  нами  газ  существенно  повысились  в  2001 г.  в  долларовом  выражении  (хотя  в  постоянных
рублях за этот же период они снизились).  В первом полугодии 2002 г. произошло снижение цен, а во втором
полугодии 2002 г. и в течение 2003 г. они повышались.  Цены на поставку газа в европейские страны привязаны
в основном к мировым ценам на нефтепродукты в соответствии с долгосрочными договорами и, следовательно,
колеблются  в  зависимости  от  колебаний  цен  на  нефть.    Формула,  заложенная  в  таких  договорах,
предусматривает, что наши цены не подвержены таким колебаниям в краткосрочной перспективе, как спотовые
цены на нефть, и отстают от повышения или снижения цен на нефть приблизительно на шесть – девять месяцев.

Наша  деятельность  требует  осуществления  существенных  и  постоянных  капитальных  вложений  для
обеспечения работы наших систем по добыче и транспортировке газа.  Продолжительный период низких цен
на газ может ограничить наши возможности по обеспечению необходимого уровня капитальных вложений,
что, в свою очередь, может привести к ограничению наших возможностей по поддержанию текущего уровня
добычи и поставок газа, что негативно отразится на наших результатах.

Директива ЕС по природному газу от 22 июня 1998 г. и новая, заменившая ее, Директива по природному газу от
26 июня 2003 г. определили общие правила транспортировки, поставки и хранения природного газа на
европейском рынке и могут привести к значительным изменениям в существующих структурах европейского
рынка, а также повлиять на общий уровень цен и их колебания.

Цены  на  поставку  газа  в  страны  бывшего  Советского  Союза,  как  правило,  определяются  годичными
договорами, которые предусматривают фиксированную цену на газ.   Средние цены на газ, экспортируемый в
страны  бывшего  Советского  Союза,  были  более  чем  на  50%  ниже  уровня  экспортных  цен  для  европейских
стран.  Частично это обусловлено более низкими транспортными затратами и акцизами, но, главным образом,
влиянием межправительственных соглашений, которые фактически ограничивают наши цены на поставки газа
в страны бывшего Советского Союза.

Погода – это ещё один фактор, влияющий на спрос и, следовательно, на цену на газ. Изменение погодных
условий в различные годы может повлиять на спрос на природный газ и в какой-то степени – на газовый
конденсат и нефтепродукты.

Мы не используем производные финансовые инструменты для хеджирования нашей сбытовой деятельности с
целью снижения риска, связанного с колебаниями цен на газ.

В приведенной ниже таблице представлены средние цены на природный газ, экспортируемый нами в страны
Европы и бывшего Советского Союза (включая акциз, за вычетом НДС) за 2003, 2002 и 2001 гг.:

За год, закончившийся 31 декабря

2003 г.

2002 г.

2001 г.

(включая акциз, за вычетом НДС и

таможенных пошлин)

Газ, экспортируемый в Европу (средняя фактическая цена в долл.

США / тыс. куб. м)

(1)

123,9

102,5

122,6

Газ, экспортируемый в Европу (средняя фактическая цена в долл.

США / тыс. куб. футов)

(1)

3,5

2,9

3,5

Газ, экспортируемый в Европу (средняя цена в постоянных руб. /

тыс. куб. м, за исключением показателей за 2003 г., выраженных в
номинальных руб.)

782,3

3 369,0

4 100,0

Газ, экспортируемый в страны бывшего Советского Союза (средняя

фактическая цена в долл. США / тыс. куб. м)

(2)

40,9

45,4

41,5

Газ, экспортируемый в страны бывшего Советского Союза (средняя

фактическая цена в долл. США / тыс. куб. футов)

(2)

1,2

1,5

1,2

Газ, экспортируемый в страны бывшего Советского Союза (средняя

цена в постоянных руб. / тыс. куб. м, за исключением показателей
за 2003 г., выраженных в номинальных руб.)

256,6

1 444,2

1 417,5

______________
Примечания:

(1)

Средние фактические номинальные цены, а не пересчёт выраженных в постоянных рублях цен по курсу на конец отчетного периода для

целей представления информации.

(2)

Средние фактические номинальные цены, а не пересчёт выраженных в постоянных рублях цен для целей представления информации, за

исключением продаж в Белоруссию, которые осуществляются в рублях и для целей настоящего документа переводятся в доллары США по
курсу, действующему на конец каждого месяца.

Регулирование внутренних цен на природный газ и транспортных тарифов

Цены на природный газ и транспортные тарифы в России регулируются «Законом о естественных монополиях»
и «Законом о газоснабжении», а также рядом Постановлений Правительства и в настоящее время фактически не
зависят от соотношения спроса и предложения. Федеральная Энергетическая комиссия Российской Федерации
(«ФЭК») регулирует деятельность естественных монополий, включая установление и регулирование цен на
природный газ и транспортных тарифов. С марта 2004 г. ФЭК преобразована в Федеральную службу по
тарифам («ФСТ»).

Цены  на  природный  газ  в  России  оставались  значительно  ниже  экспортных  цен  (даже  без  учёта  экспортных
пошлин и затрат на транспортировку экспортируемого газа),  что обусловлено  главным образом контролем со
стороны  Правительства,  осуществляемым  через  ФЭК  (а  теперь  ФСТ).  В  течение  последних  пяти  лет  ФЭК
устанавливала  внутренние  тарифы  на  газ,  которые  в  целом  не  могли  полностью  компенсировать  влияние
инфляции.  По  состоянию  на  31  декабря  2003 г.  внутренняя  цена  на  газ  в  номинальном  рублёвом  выражении
была  на  198%  выше,  чем  в  1997 г.,  при  этом  совокупная  инфляция  составила  314%  за  период  с  31  декабря
1997 г. до 31 декабря 2002 г. и 363% – за период с 31 декабря 1997 г. до 31 декабря 2003 г.

Однако с 2000 г цены на газ на внутреннем рынке росли быстрее, чем темпы инфляции. Наша средняя цена на
газ на внутреннем рынке в постоянных рублях, за исключением показателей за 2003 г., выраженных в
номинальных рублях, составила: 668,7 руб. за тыс. куб. м в 2003 г., 535,7 руб. за тыс. куб. м в 2002 г. и 442,8 руб.
за тыс. куб. м в 2001 г.

В приведенной ниже таблице представлены средние цены на природный газ на внутреннем рынке (включая
акциз и за вычетом НДС) за 2003, 2002 и 2001 гг.:

За год, закончившийся 31 декабря

2003 г.

2002 г.

2001 г.

(включая акциз, за вычетом НДС)

Внутренняя цена на газ (средняя фактическая цена в руб./ тыс. куб. м)

668,7

505,0

357,9

Внутренняя цена на газ (средняя фактическая цена в руб. / тыс. куб. футов)

18,9

14,3

10,1

Внутренняя цена на газ (средняя цена в постоянных руб./ тыс. куб. м, за

исключением показателей за 2003 г., выраженных в номинальных руб.)

(1)

668,7

535,7

442,8

Внутренняя цена на газ (средняя цена в постоянных руб. / тыс. куб. футов, за

исключением показателей за 2003 г., выраженных в номинальных руб.)

(1)

18,9

15,2

12,5

Внутренняя цена на газ (средняя цена долл. США / тыс. куб. м)

(2)

21,8

16,0

11,9

Внутренняя цена на газ (средняя цена долл.США/ тыс. куб. футов)

(2)

0,6

0,5

0,3

______________
Примечания:

(1)

Цена в постоянных рублях с учётом покупательной способности на 31 декабря 2002 г.

(2)

Пересчитаны из средних фактических цен в рублях для целей представления информации с использованием обменных курсов на конец

периода.

Правительство  повысило  цены  на  природный  газ  и,  возможно,  продолжит  такую  практику  в  ближайшем
будущем.    Правительство  рассматривает  вопрос  об  организации  нерегулируемого  оптового  внутреннего
рынка,  где  часть  газа  могла  бы  продаваться  по  ценам,  определяемым  рыночными  факторами.  Однако
инфляционные процессы и политические факторы ограничивают возможности Правительства осуществлять
намеченное более быстрыми темпами. Например, мы предложили повысить цены на природный газ в 2003 г.
в  среднем  на  38%  (40%  -  для  промышленных  потребителей  и  20%  -  для  населения),  но  Правительство
одобрило  увеличение  в  среднем  только  на  20%  (увеличение  на  20%  для  промышленных  потребителей  с  1
января  2003 г.  и  увеличение  на  23%  для  населения  с  1 февраля  2003 г.).  Цены  на  природный  газ  как  для
промышленных потребителей, так и для населения были повышены еще на 20% с 1 января 2004 г.

За 2003, 2002 и 2001 гг. наша выручка от продаж услуг по транспортировке газа, добытого третьими
сторонами, была относительно невелика, но имела тенденцию к увеличению.

Влияние колебаний обменного курса рубля к доллару США и евро и изменения покупательной
способности рубля

Влияние инфляции и колебаний обменного курса на экспортную выручку и норму прибыли. 63%, 64% и 67%
нашей  валовой  выручки  (включая  акциз,  за  вычетом  НДС  и  таможенных  пошлин)  за  2003,  2002  и  2001 гг.
соответственно были деноминированы в долларах США или евро, при том что большая часть наших затрат
деноминирована  в  рублях.  В  связи  с  этим  значительное  влияние  на  результаты  нашей  финансово-
хозяйственной  деятельности  оказывает  изменение  темпов  инфляции  и  обменных  курсов.  В  частности,  на
нашу норму прибыли негативное влияние оказывает повышение реального курса рубля относительно доллара
США или евро, поскольку это приводит к росту затрат в реальном выражении относительно нашей выручки.
И  наоборот,  положительное  влияние  на  нашу  норму  прибыли  оказывает  снижение  реального  курса  рубля
относительно  доллара  США  или  евро,  поскольку  это  приводит  к  снижению  затрат  в  реальном  выражении
относительно нашей выручки.

Ниже представлены темпы инфляции в России, темпы номинального повышения или понижения курса рубля
относительно доллара США или евро, а также темпы реального изменения стоимости рубля относительно
доллара США или евро за указанные периоды.

За год, закончившийся 31 декабря

2003 г.

2002 г.

2001 г.

Инфляция (ИПЦ)

12,0%

15,1%

18,8%

Номинальное (повышение) понижение курса рубля относительно

долл. США

(7,3%)

5,4%

7,0%

Реальное повышение курса рубля относительно долл. США

20,9%

9,2%

11,0%

Номинальное понижение курса рубля относительно евро

11,2%

25,0%

1,3%

Реальное повышение (понижение) курса рубля относительно евро

0,7%

(7,9)%

17,2%

Реальное изменение стоимости рубля относительно доллара США и евро оказывало значительное влияние на
сопоставление  экспортной  выручки  различных  периодов,  выраженной  в  постоянных  рублях  за  периоды  до
2003 г.    Если  бы  в  каких-либо  сопоставимых  периодах  до  2003  г.  фактические  цены  и  соответствующая
выручка от продаж, выраженные в долларах США или евро, оставались неизменными, а стоимость рубля по
сравнению  с  долларом  США  или  евро  в  реальном  выражении  в  течение  этих  периодов  росла,  то
соответствующая выручка от продаж, выраженная в постоянных рублях, снижалась бы от периода к периоду.
Если бы рост стоимости рубля в реальном выражении был достаточно значителен, наши экспортные цены и
соответствующая выручка от продаж, выраженные в постоянных рублях, снижались бы от периода к периоду
даже при увеличении фактических цен в долларах США и соответствующей выручки от продаж. И наоборот,
если бы стоимость рубля по сравнению с долларом США или евро в реальном выражении снижалась, наши
цены и соответствующая выручка от продаж в постоянных рублях росли бы от периода к периоду, даже если
бы наши фактические цены и соответствующая выручка от продаж, выраженные в долларах США или евро,
оставались  неизменными,  и  они  могли  бы  увеличиваться,  даже  если  бы  наши  цены  и  соответствующая
выручка от продаж, выраженные в долларах США или евро, снижались.

Влияние  инфляции  и  представление  нашей  финансовой  отчётности  в  постоянных  рублях.    До  31  декабря
2002  г.  наши  финансовые  результаты,  включая  сопоставимые  данные,  включают  пересчет  показателей,
необходимый  для  отражения  изменений  покупательной  способности  российского  рубля  в  соответствии  с
МСФО  29.    МСФО  29  требует,  чтобы  финансовая  отчетность,  составленная  в  валюте  гиперинфляционной
экономики, была представлена в единицах измерения, соответствующих текущей покупательной способности
на  отчетную  дату.    Пересчет  числовых  показателей  отчетности  был  произведен  с  использованием
коэффициентов  пересчета,  полученных  на  основании  индексов  потребительских  цен  Российского
государственного  комитета  по  статистике  («Госкомстат»),  а  за  период  до  1992  г.  на  основе  индексов,
полученных  из  других  открытых  источников.      Поскольку    характеристики    экономики  Российской
Федерации  указывают  на  прекращение  процессов  гиперинфляции,  с  1  января  2003  г.  мы  не  применяем
положения МСФО 29.

Представление финансовой информации в единицах измерения, соответствующих текущей покупательной
способности на отчетную дату, до и по состоянию на 31 декабря 2002 г. заключалось:

•

в пересчёте операций текущего периода, отраженных в отчёте о прибылях и убытках в соответствии с
российским законодательством, с использованием средней инфляционной ставки за период, для того
чтобы отразить их с учётом покупательной способности рубля на отчетную дату (т.е. с использованием
среднего фактора инфляции 1,0638 для всех соответствующих операций за 2002 г.);

•

в пересчёте неденежных активов и обязательств и акционерного капитала, включая уставный капитал,
на конец отчётного периода в единицах измерения, действующих на конец этого отчётного периода;

•

в пересчёте всех сопоставимых показателей, денежных и неденежных, с учётом покупательной
способности рубля на 31 декабря 2002 г. (т.е. для информации, включённой в настоящий документ, это
заключается в пересчете сопоставимых показателей с учётом покупательной способности рубля на
31 декабря 2002 г.).

Пересчёт всех сопоставимых показателей, в частности, оказывал значительное  влияние на наши показатели
выручки  от  продаж  и  операционной  прибыли.  Например,  выручка  от  продаж  на  внутреннем  рынке,
выраженная  в  постоянных  рублях,  снижалась,  когда  повышение  номинальных  цен  было  ниже  инфляции,  и
увеличивалась не столь значительно, как можно было бы ожидать, если увеличение номинальных цен было

выше  темпов  инфляции.  Наши  возможности  по  повышению  цен  на  природный  газ,  реализуемый  нами  на
внутреннем  рынке,  ограничены  правительственным  регулированием.  При  этом,  как  будет  более  подробно
рассмотрено ниже, фактический рост курса рубля (т.е. превышение темпов инфляции над темпами снижения
курса рубля по отношению к доллару США и евро) в последнее время практически сводил на нет результат
влияния  повышения  цен  в  долларах  США  и  евро  на  выручку  от  экспортных  продаж  газа  и  увеличивал
влияние снижения цен в долларах США и евро. В результате отражаемая нами выручка от продаж отставала
от  изменений  средних  фактических  цен  в  номинальном  выражении.  С  другой  стороны,  наши  затраты,
которые  в  основном  выражены  в  рублях  и  в  целом  не  регулируются,  в  последние  годы  имели  тенденцию
расти в соответствии с темпами инфляции, или превышая их.

Кроме того, пересчёт всех сопоставимых показателей оказывал значительное влияние на сумму нашего долга.
Например, несмотря на то, что мы привлекали займов больше, чем погашали в 2003, 2002 и 2001 гг., в
результате пересчёта сопоставимых показателей с учётом текущей покупательной способности рубля сумма
нашего долга снижалась от периода к периоду до 31 декабря 2002 г. Более подробную информацию о наших
долговых обязательствах можно найти в разделе «– Ликвидность и собственный капитал – Долговые
обязательства».

Влияние  изменения  покупательной  способности  рубля.  На  результаты  нашей  финансово-хозяйственной
деятельности  до  2003  г.  значительное  влияние  оказывало  действие  номинального  снижения  курса  рубля  и
инфляции  на  стоимость  денежных  активов  и  обязательств.  Номинальное  снижение  курса  рубля  обычно
приводило  к  возникновению  положительных  курсовых  разниц  по  денежным  активам,  выраженным  в
иностранной  валюте,  и  отрицательных  курсовых  разниц  по  денежным  обязательствам,  выраженным  в
иностранной валюте. Эти положительные и отрицательные курсовые разницы отражались в свернутом виде в
отчете о прибылях и убытках по статье «Прибыль (убыток) по курсовым разницам». В результате инфляции
денежные  обязательства  приводили  к  возникновению  прибыли  от  изменения  покупательной  способности
рубля,  а  денежные  активы  –  к  возникновению  убытка  от  изменения  покупательной  способности  рубля.
Поскольку  показатели  нашей  финансовой  отчетности  за  периоды  и  по  состоянию  на  даты  до  2003  г.
пересчитывались на основе индекса потребительских цен, соответствующие прибыль и убытки отражались в
свернутом  виде  в  отчёте  о  прибылях  и  убытках  за  периоды  до  2003  г.  по  статье  «Чистая  прибыль  от
изменения  покупательной  способности  рубля».    За  год,  закончившийся  31 декабря  2003 г.,  прибыль  от
изменения покупательной способности рубля не отражалась, так как характеристики экономики Российской
Федерации  указывают  на  прекращение  процессов  гиперинфляции,  поэтому  с  1  января  2003  г.  мы  не
применяем  положения  МСФО  29.    Соответственно,  за  периоды  с  1  января  2003  г.  пересчет  показателей
отчетности  для  отражения  изменений  общей  покупательной  способности  российского  рубля  не
производился.

Высокое налоговое бремя

Наша  компания  платит  целый  ряд  налогов,  начисляемых  федеральными,  региональными  и  местными
органами  власти,  и  является  одним  из  крупнейших  источников  налоговых  поступлений  в  федеральный
бюджет  России,  в  региональные  и  местные  бюджеты  тех  регионов  и  областей,  в  которых  осуществляется
наша  деятельность.  Сочетание  политического  давления  на  федеральные,  региональные  и  местные  органы
власти  с  целью  решения  социальных  и  экономических  вопросов  и  сложности  сбора  налогов  с  компаний  и
предприятий, испытывающих финансовые проблемы, увеличивают риск того, что Правительство и местные
органы  власти  могут  прибегнуть  к  такому  методу  решения  этих  проблем,  как  увеличение  и  без  того
значительного налогового бремени нашей компании.

Учитывая значительные объемы нашей деятельности в России, объем налоговых отчислений в основном
определяется теми налогами, которые начисляются и подлежат уплате в России.

Помимо  налога  на  прибыль,  мы  платим  ряд  других  российских  налогов,  многие  из  которых  начисляются  с
оборота или с объемов производства. Плата за пользование недрами, налоги на добычу полезных ископаемых
и  налог  на  пользователей  автодорог  начисляются  на  доходы,  которые  формируются  в  основном  от
деятельности  по  разведке  и  добыче.  Социальные  налоги  и  отчисления  определяются  размерами  фонда
заработной платы. Прочие значительные налоги, уплачиваемые нами, включают в себя:

• акциз (отменен с 1 января 2004 г. для газа, добытого после 1 января 2004 г.);

• НДС (ставка снижена с 20% до 18% с 1 января 2004 г.) и налог с продаж (отменен с 1 января 2004 г.);
• налог на добычу полезных ископаемых, заменивший с 1 января 2002 г. плату за пользование недрами и

отчисления на воспроизводство минерально-сырьевой базы (с 1 января 2004 г. ставка налога на добычу
полезных ископаемых увеличилась с 16,5% от стоимости добытого природного газа до фиксированной
ставки в 107 руб. за тыс. куб. м, а для газового конденсата - с 16,5% от стоимости газового конденсата,
добытого на газоконденсатных месторождениях, и 340 руб. за тонну газового конденсата, добытого с
нефтегазоконденсатных месторождений (последняя ставка колебалась в зависимости от колебаний цен
на нефть и обменного курса рубля) до единой ставки в 17,5% от стоимости добытого газового
конденсата);

•  экспортные пошлины на газ (ставка увеличилась с 5% до 30% с 1 января 2004 г.);
•  налог на имущество (увеличился с 2% до 2,2% с 1 января 2004 г.);
•  налог на пользователей автодорог (отменен с 1 января 2003 г.);
•  социальные налоги и отчисления.

Эффективная ставка налога на прибыль (процентное соотношение текущего и отложенного налога к прибыли
по МСФО до налогообложения и учёта доли меньшинства) за 2003, 2002 и 2001 гг. составляла 31,6%, 82,1% и
92,0% соответственно, тогда как законодательно установленная ставка налога на прибыль составляла в
России 24%, 24% и 35% в 2003, 2002 и 2001 гг. соответственно. Значительная разница между эффективной и
законодательно установленной ставкой налога на прибыль и значительные изменения этих ставок в течение
периода с 2000 г. была обусловлена:

• значительными суммами не вычитаемых из налогооблагаемой базы расходов, относящихся в

основном к социальным расходам;

• значительными суммами доходов и расходов по отложенному налогу. В каждом периоде временные

разницы,  относящиеся  к  основным  средствам,  оказывали  влияние  на  отложенные  налоги  в  связи  с
тем,  что  значительная  часть  стоимости  основных  средств  для  целей  налогообложения
рассчитывается  на  основе  независимой  оценки,  тогда  как  для  целей  финансовой  отчётности
основные  средства  отражаются  по  первоначальной  стоимости  с  учётом  изменений  покупательной
способности рубля;

• влиянием учёта в условиях инфляции, которое увеличивало нашу эффективную ставку налога на

прибыль в периоды до 2003 г.;

• изменениями в российском налоговом законодательстве.

Расходы по текущему налогу на прибыль за 2003, 2002 и 2001 гг. составили соответственно 42 368 млн. руб.,
54 187 млн.  руб.  и  94 957 млн.  руб.  Эффективная  ставка  текущего  налога  на  прибыль  (процентное
соотношение  расходов  по  текущему  налогу  на  прибыль  к  прибыли  по  МСФО  до  налогообложения  и  учёта
доли  меньшинства)  за  2003,  2002  и  2001 гг.  составила  соответственно  17,9%,  32,7%  и  41,0%.  Снижение
ставки текущего налога на прибыль за 2003 и 2002 гг. в основном является результатом сокращения сроков
полезного  использования  основных  средств  для  целей  налогообложения  с  1  января  2002  г.,  что  привело  к
увеличению  амортизации  для  целей  налогообложения  и,  соответственно,  уменьшило  наши  расходы  по
текущему  налогу  на  прибыль  в  указанные  периоды.  Снижение  эффективной  ставки  текущего  налога  на
прибыль  за  период  с  2002  г.  до  конца  2003  г.  объясняется  в  основном  влиянием  налога  на  прибыль
переходного  периода – единовременным расходом, отраженным в 2002 г. в связи с изменением налогового
законодательства. См. «– Результаты деятельности – Сравнение показателей 2003 г. с показателями 2002 г. –
Налог на прибыль».

С 1 января 2002 г. Правительством России было принято новое налоговое законодательство, которое
включает ряд изменений, из которых наиболее значительно влияют на налог на прибыль следующие:

• снижение ставки налога на прибыль с 35% до 24%;
• отмена верхнего предела для расходов, понесенных в ходе обычной финансово-хозяйственной

деятельности организации, которые могут быть вычтены из налогооблагаемой базы;

• общее снижение срока полезного использования объектов основных средств для целей налогового

учёта;

• отмена независимой оценки или использования индексов для увеличения стоимости основных средств

для целей налогообложения (ограничение до 30% от любого увеличения в результате переоценки на 1
января  2002 г.  и  полная  отмена  в  последующие  периоды).  По  состоянию  на  1  января  2002  г.
независимой  оценки  или  переоценки  для  налоговых  целей  не  проводилось  в  связи  с  тем,  что  мы
прогнозировали  налоговые  убытки  у  ОАО  «Газпром»,  головной  компании,  на  балансе  которой
находится  большая  часть  основных  средств,  в  связи  с  сокращением  срока  полезного  использования
основных средств, и не хотели увеличивать налогооблагаемую базу по налогу на имущество;

• отмена льгот по налогу на прибыль в части средств, направленных на осуществление капитальных

вложений, которые не оказывали и в будущем не могли бы оказать какого-либо существенного влияния
на  показатели  отчётности,  так  как  с  июня  1999 г.  мы  не  могли  использовать  данные  льготы  в  силу
структуры  программ  по  финансированию  капитальных  вложений  наших  дочерних  обществ.    Наша
программа  по  финансированию  капитальных  вложений  структурирована  с  целью  усиления
управленческого  контроля  над  капитальными  вложениями  всех  наших  предприятий  на  уровне
руководства  Группы.    Мы  считаем,  что  результаты  от  более  жесткого  контроля  превосходят  те
дополнительные затраты по налогам, которые возникли в связи с невозможностью использовать льготы
по налогу на прибыль в части средств, направленных на осуществление капитальных вложений;

• возможность вычета из налогооблагаемой базы процентов по кредитам и займам независимо от их

источника и направления использования;

• возможность производить вычет расходов на разведку из налогооблагаемой базы по налогу на

прибыль, а не из базы по налогу на воспроизводство минерально-сырьевой базы.

Мы ожидаем, что в обозримом будущем общая эффективная ставка налога на прибыль в процентном
соотношении к прибыли по МСФО будет оставаться более высокой по сравнению с законодательно
установленной ставкой налога на прибыль.

3  сентября  1999 г.  Правительство  издало  постановление  №1002,  предусматривающее  возможность  для
некоторых  компаний  реструктурировать  просроченную  задолженность  по  расчётам  с  федеральным
бюджетом (включая основную сумму долга, пени и штрафы) и погашения данной задолженности в течение
десяти лет. В течение 2000, 2001 и 2002 гг. некоторые наши дочерние общества подписали такие соглашения
о  реструктуризации.  В  результате  в  каждом  соответствующем  периоде  была  отражена  прибыль  в  сумме
разницы  между  расчетной  справедливой  стоимостью  по  новым  соглашениям  (определенной  на  основе
дисконтирования  денежных  потоков  будущих  периодов)  и  балансовой  стоимостью  старой  задолженности.
Данная  прибыль  отражается  как  прибыль  от  реструктуризации  задолженности  по  расчетам  с  бюджетом.
После завершения реструктуризации мы отражаем амортизацию дисконта (представляющего разницу между
номинальной  и  дисконтированной  величиной  реструктурированной  задолженности  перед  бюджетом),
отражая амортизационные отчисления в составе процентов к уплате по нашей задолженности по расчётам с
бюджетом.  На  сумму  непогашенной  части  реструктурированных  налоговых  обязательств  (не  включающую
штрафы и пени) ежеквартально начисляются проценты по ставке 5,5% годовых,  что составляет 1/10 ставки
рефинансирования  Центрального  банка,  действовавшей  на  дату  постановления  (55%).  Начисленные
проценты  отражаются  в  составе  процентов  к  уплате.  Несоблюдение  установленного  графика  погашения
реструктурированной  задолженности  привело  бы  к  восстановлению  первоначальной  суммы  задолженности
по  налогам  в  номинальном  выражении  (включая  пени  и  штрафы),  при  этом  начисляются  дополнительные
проценты  в  размере  1/300  ставки  рефинансирования  ЦБ  за  каждый  день  просрочки.  В  2003  и  2002  гг.
некоторые наши дочерние общества смогли списать часть реструктурированных штрафов и пени в результате
соблюдения  ускоренного  графика  погашения  реструктурированной  задолженности  перед  бюджетом,  как
предусматривалось указанным постановлением.

Процентные ставки

Наша  компания  имеет  значительный  объем  краткосрочных  и  долгосрочных  долговых  обязательств  с
фиксированными  и  варьируемыми  процентными  ставками.  Колебания  процентных  ставок  могут  оказывать
влияние на результаты нашей финансово-хозяйственной деятельности. В настоящее время мы не используем
какие-либо  существенные  механизмы  хеджирования  для  снижения  рисков,  связанных  с  нашей  финансовой

деятельностью.

Неденежные формы расчётов

Как и многие другие российские компании, мы заключали договоры, предусматривавшие оплату ряда сделок
товарами, услугами и векселями, а не денежными средствами. Необходимость в подобных расчетах была
обусловлена в основном следующими факторами:

•  высоким уровнем инфляции в России;
•  недостаточной надежностью банковских услуг;
•  тем  фактом,  что  добываемый  нами  газ  необходим  для  обеспечения  повседневной  деятельности

некоторых наших ключевых поставщиков;

• договорными обязательствами.

По мере улучшения общего экономического климата в России объем и сумма подобных операций с
расчетами в неденежной форме значительно сократились.

Хотя  неденежные  расчеты  и  использование  низколиквидных  векселей  как  средства  расчёта  по-прежнему
широко  используются  в  России,  мы  стараемся  избегать  операций  с  неденежными  расчётами,  и  их  доля  в
общем объёме наших операций сократилась. Как видно из представленной ниже таблицы, доля неденежных
расчётов,  а)  относящихся  к  общей  реализации,  сократилась  с  примерно  18%  в  2001 г.  до  примерно  17%  в
2003 г.;  б) относящихся к выручке на  внутреннем рынке, снизилась с примерно  23% в  2001 г.  до примерно
21% в 2003 г.; в) относящихся к капитальным вложениям, сократилась с примерно 31% в 2001г. до примерно
23% в 2003 г.

За год, закончившийся 31 декабря

2003 г.

2002 г.

2001 г.

% неденежных расчетов от общей суммы валовой выручки

17%

18%

% неденежных расчетов от валовой суммы выручки на внутреннем рынке

21%

23%

% неденежных расчетов от общей суммы капитальных вложений

23%

15%

31%

В настоящее время бартерные расчёты существенно сократились, а неденежная форма расчётов представлена
в основном расчетами с использованием векселей. Мы получаем векселя от наших покупателей (выпущенные
как  самими  покупателями,  так  и  векселя  третьих  сторон)  в  счет  погашения  дебиторской  задолженности.
Векселя, выпущенные покупателями, отражаются таким же образом, как и наша дебиторская задолженность
(т.е. по расчетной справедливой стоимости). Векселя третьих сторон отражаются как инвестиции, имеющиеся
в  наличии  для  продажи.  Мы  передаем  векселя,  преимущественно  векселя  ОАО  «Газпром»,  нашим
поставщикам в оплату за услуги или товары. Такие векселя относительно ликвидны на российском рынке и
широко  используются  и  другими  российскими  компаниями.  Разница  между  балансовой  стоимостью
погашаемой  кредиторской  задолженности  и  номинальной  стоимостью  векселей  отражается  по  статье
процентов к уплате в составе чистого монетарного эффекта и финансовых статей. В бухгалтерском балансе
векселя  отражаются  отдельной  строкой.  См.  раздел  «–  Ликвидность  и  собственный  капитал  –  Долговые
обязательства».

Снижение стоимости активов

Исторически  на  результаты  нашей  деятельности  влияло  начисление  резервов  на  снижение  стоимости
дебиторской  задолженности,  товарно-материальных  запасов,  объектов  основных  средств  (включая
незавершенное строительство), финансовых вложений и прочих долгосрочных активов.  Величина расходов
на создание указанных резервов составила 15 298 млн. руб., 7 104 млн. руб. и 42 863 млн. руб. за 2003, 2002 и
2001 гг. соответственно.

Мы создали значительные резервы на снижение стоимости дебиторской задолженности. По состоянию на
31 декабря 2003 г. общая сумма резерва на снижение стоимости дебиторской задолженности, отраженная в
бухгалтерском балансе, составила 140 837 млн. руб., или 32% от валовой суммы дебиторской задолженности.
Резервы на снижение стоимости дебиторской задолженности относятся в основном к неплатежам за поставки

природного газа на Украину, в Молдову, Сербию и Черногорию, а также некоторым потребителям по
поставкам газа в России.

Наши  резервы  на  снижение  стоимости  основных  средств  также  значительны.  По  состоянию  на  31  декабря
2003 г.  общая  сумма  резерва  по  основным  средствам,  отраженная  в  бухгалтерском  балансе,  составила
93 466 млн. руб., или 5% от стоимости основных средств до вычета начисленного резерва.  91 481 млн. руб.
из  общей  суммы  резерва  относилось  к  резерву  на  снижение  стоимости  объектов  незавершенного
строительства,  что  представляет  30%  от  стоимости  незавершенного  строительства  до  вычета  начисленного
резерва.  Резерв  относится  прежде  всего  к  следующим  проектам:  19 190 млн.  руб.  –  строительство  части
железнодорожного  сообщения  Обская  –  Бованенково;  15 665 млн.  руб.  –  проекты  развития  месторождений
Бованенково  и  Харасавейское;  20 857 млн.  руб.  –  строительство  Новоуренгойского  газонефтехимического
комплекса. Несмотря на то, что указанные проекты не были заморожены, с учётом текущей инвестиционной
программы мы не думаем, что в будущем они обеспечат приток денежных средств.

С  2002 г.  сумма  накопленного  резерва  на  снижение  стоимости  объектов  незавершенного  строительства  в
бухгалтерском  балансе  сократилась.  Снижение,  вызванное  главным  образом  частичным  восстановлением
указанного резерва, в основном отражает текущую стратегию руководства компании, при которой основное
внимание  систематически  уделяется  приоритетным  проектам  и  возобновляется  финансирование  некоторых
ранее  замороженных  проектов.    Восстановление  резервов  на  снижение  стоимости  приводит  к  отражению
дохода  в  отчете  о  прибылях  и  убытках,  составившего  1 788  млн.  руб.  и  6 883  млн.  руб.  за  2003  и  2002  гг.
соответственно.  Учитывая  специфику  нашего  производственного  цикла,  некоторые  важные  решения  по
проектам капитального строительства принимаются по окончании финансового года. Поэтому, как правило, в
четвёртом  квартале  финансового  года  наши  расходы  на  начисление  резервов  или  доходы  от  восстановления
резервов  превышают  аналогичные  показатели  за  другие  кварталы.  Информация  о  резервах  на  снижение
стоимости в 2003 и 2002 гг. представлена в разделе «– Результаты деятельности – Сравнение показателей 2003
г. с показателями 2002 г.»

Некоторые приобретения и выбытия

За период с 1 января 2001 г. мы осуществили ряд приобретений и продаж

Начиная с 1999 года, мы участвуем в создании региональных торговых домов, занимающихся продажей газа

на территории Российской Федерации. В течение 2002 г. наша доля участия в акционерном капитале
большинства этих компаний была увеличена с 20% до 51%, и они были включены в консолидированную
отчетность как дочерние общества.

В январе 2001 г. в качестве оплаты доли участия в ЗАО «Газметалл» в размере 48% мы внесли свою долю в

ОАО «Лебединский ГОК», российской горнодобывающей и горно-обогатительной компании,в размере 57%,
и  долю  в  ОАО  «Оскольский  ЭМК»  в  размере  17%.    ЗАО  «Газметалл»  –  металлургическая  холдинговая
компания, владеющая контрольными пакетами акций ОАО «Лебединский ГОК» и ОАО «Оскольский ЭМК».
В  марте  2002 г.  мы  продали  нашу  долю  в  ЗАО «Газметалл»  в  размере  48%  дочернему  обществу  ЗАО
«Газметалл», ОАО «Оскольский металлургический комбинат», за 70 млн. долл. США. Финансовый результат
этих  операций  не  оказал  существенного  влияния  на  наше  финансовое  положение  или  результаты
деятельности.

В  январе  2001 г.  мы  приобрели  50,7%  голосующих  акций  ОАО  «АК Сибур»,  ведущего  производителя  и
продавца газонефтехимической продукции в Российской Федерации. Оплата покупки в сумме 3 015 млн. руб.
была произведена денежными средствами, векселями обществ нашей  группы и прочими ценными бумагами.
С  1  января  2001 г.  ОАО  «АК  Сибур»  отражается  в  отчётности  как  дочернее  общество.  По  решению
арбитражного  суда  в  первом  квартале  2002  г.  по  нашей  инициативе  на  ОАО  «АК  «Сибур»  было  введено
внешнее управление. 10 сентября 2002 г. собрание кредиторов одобрило мировое соглашение, которое позже
было утверждено судом. Соглашение предусматривало реструктуризацию задолженности ОАО «АК «Сибур»
и пересмотр графика ее погашения, в основном на восемь лет, с осуществлением первых выплат в 2004 г. В
третьем  квартале  2002  г.  мы  подписали  ряд  соглашений  о  приобретении  дополнительных  пакетов  акций  в
ряде российских газонефтехимических компаний, большинство из которых были уже аффилированы с ОАО
«АК  «Сибур».    В  апреле  2003 г.  в  результате  завершения  юридических  процедур  по  оформлению
вышеуказанных  сделок  мы  установили  контроль  над  большинством  вышеуказанных  компаний  и  таким
образом  увеличили  свой  контрольный  пакет  в  уставном  капитале  ОАО  «АК  «Сибур»  с  50,7%  до  75,7%.  В

связи  с  вышеупомянутым  приобретением  мы  выпустили  долгосрочные  векселя  номинальной  стоимостью
17 587 млн. руб.  и  оценочной  справедливой  стоимостью,  приблизительно  равной  6 770 млн. руб.  В  сентябре
2003 г.  мы  дополнительно  приобрели  еще  2,4%  акций  ОАО  «АК  «Сибур»  за  102 млн.  руб.  Оценка
справедливой  стоимости  идентифицируемых  активов  и  обязательств  этих  компаний  является
предварительной  и  может  быть  скорректирована  до  31  декабря  2004  г.,  однако  результаты  таких
корректировок,  как  предполагается,  не  окажут  существенного  влияния  на  консолидированную  финансовую
отчетность Группы.

В 2000 г. ОАО «Запсибгазпром» осуществило дополнительную эмиссию акций, в результате чего наша доля в
уставном капитале общества сократилась с 51,1% до 34%. В апреле 2002 г. Федеральная комиссия по ценным
бумагам  отменила  результаты  дополнительной  эмиссии  акций,  осуществленной  ОАО  «Запсибгазпром»  в
пользу  сторонних  организаций.  В  результате  мы  восстановили  свою  долю  в  уставном  капитале  ОАО
«Запсибгазпром»,  увеличив  ее  с  34%  до  51,1%.  В  декабре  2002 г.  мы  реализовали  наш  пакет  акций  в  ОАО
«Арктикгаз»  в  размере  12%  и  балансовой  стоимостью  1 млн.  руб.,  ОАО  «НК  Юкос»  по  договору  мены  на
25,6%  акций  ОАО  «Запсибгазпром»,  номинальной  стоимостью  300  000  руб.,  и  доплату  денежными
средствами  в  размере  2,95 млн.  долларов  США,  в  результате  чего  наша  доля  в  ОАО «Запсибгазпром»
увеличилась с 51,1% до 76,7%.

В  апреле  2002 г.  мы  дополнительно  приобрели  32,8%  голосующих  акций  своего  дочернего  общества  ОАО
«Востокгазпром»,  осуществляющего  добычу,  за  2 млн. руб.,  увеличив  свою  долю  с  51,0%  до  83,8%.  Мы
владеем этим дополнительным пакетом акций через свое дочернее общество «Газпром ЮК Лтд».

В  2000 г.  ЗАО  «Медиа-Мост»  не  смогло  выполнить  свои  платежные  обязательства  в  отношении  некоторых
своих  займов,  в  отношении  которых  мы  предоставили  финансовые  поручительства.  Мы  выполнили  свои
обязательства по поручительствам и в ноябре 2000 г. подписали соглашение с ЗАО «Медиа-Мост» об обмене
обеспечения по договорам поручительства на 46% акций ОАО «Телекомпания НТВ» («НТВ») и 25% и одну
акцию  других  операционных  компаний  ЗАО  «Медиа-Мост».  В  июле  2001  г.  ЗАО  «Медиа-Мост»  не  смогло
выполнить своих обязательств в отношении другого своего займа,  финансовые поручительства по которому
были предоставлены нами. После выполнения своих обязательств по поручительству в отношении указанного
займа  мы  получили  дополнительные  19%  акций  НТВ  и  дополнительные  25%  акций  прочих  операционных
компаний  ЗАО  «Медиа-Мост».  В  июле  2002 г.  мы  приобрели  дополнительные  акции  ЗАО  «Медиа-Мост»,
НТВ и некоторых других наших дочерних медиа компаний, а также кредиторскую задолженность и векселя
этих  компаний  к  оплате  третьим  лицам.  Оплата  приобретения  производилась  частично  денежными
средствами,  а  также  путем  прощения  долга,  причитающегося  ОАО «Газпром».  В  результате  этой  операции
наша доля участия  в НТВ увеличилась с 65,0% до 95,6%, в ЗАО «Медиа-Мост» с 14,3% до 38,6%. В октябре
2002 г. мы подписали рамочное соглашение о продаже части доли, не обеспечивающей контроля, в некоторых
медиа-компаниях,  включая  НТВ,  группе  «Еврофинанс»  (номинальному  держателю).  Оплата  производилась
частично денежными средствами, а также погашением некоторых причитающихся нам долговых обязательств
ЗАО  «Медиа-Мост»  и  входящих  в  него  медиа-компаний.  Основная  часть  реализованных  долей  была
приобретена  в  июле  2002  г.  В  результате  операции  наша  доля  участия  в  НТВ  сократилась  до  65,0%.  По
рамочному  соглашению  группа  «Еврофинанс»  внесет  денежные  средства  и  приобретенные  доли  в  новую
холдинговую  медиа-компанию,  которая  будет  контролироваться  нами,  ее  крупнейшим  акционером.  Наш
вклад  в  новую  холдинговую  компанию  будет  состоять  из  оставшейся  части  долей  в  некоторых  наших
дочерних медиа-компаниях. Мы планируем завершить эти операции в 2004 году.

В  январе  2003  г.  в  соответствии  с  опционом,  предусмотренным  соглашением  от  1  апреля  2001  г.  о  покупке
депозитарных  расписок  (GDR)  НТВ  мы  приобрели  у  компании  «СмолКап  Уорлд  Фанд  Инк.»  депозитарные
расписки  (GDR)  НТВ  за  32,0   млн.  долл.  США.    Оплата  была  осуществлена  денежными  средствами.    В
феврале  2003  г. мы обменяли их  на акции НТВ и ОАО  «ТНТ-Телесеть».   В результате  этой операции наша
доля в НТВ увеличилась с 65,0% до 69,4%, а в ОАО «ТНТ-Телесеть» - с 50,0% до 51,7%.

В сентябре 2002 г. мы заключили соглашение с ОАО «Стройтрансгаз» о ведении совместно контролируемой
деятельности,  которая  была  официально  основана  в  октябре  2002 г.  Мы  внесли  в  совместную  деятельность
векселя ОАО «Газпром», справедливая стоимость которых составляет 4 759 млн. руб. (номинальная стоимость
-  5 719 млн.  руб.),  со  сроком  погашения  в  январе  2004 г.,  а  ОАО «Стройтрансгаз»  внесло  вклад  в  размере
1 144 млн. обыкновенных акций ОАО «Газпром» (4,83% наших акций). В марте 2003 г. ОАО «Стройтрансгаз»
вышло  из  состава  участников  совместной  деятельности,  получив  векселя,  которые  были  внесены  нами  в

совместную деятельность.  В апреле 2003 г. мы приобрели 25,9% обыкновенных акций ОАО «Стройтрансгаз».
Оплата  была  произведена  в  основном  векселями  и  денежными  средствами,  и  ее  общая  справедливая
стоимость  составила  3 336 млн. руб.    В  августе  2003  г.  мы  приобрели  15,54%  привилегированных  акций  и
дополнительные 0,2% обыкновенных акций ОАО «Стройтрансгаз» за 152 млн. руб.

Первоначально  прямые  доли  участия  нашей  компании  и  ЗАО «Росшельф»,  нашего  дочернего  общества  с
долей  участия  53%,  в  совместной  деятельности  составляли  99,1%  и  0,9%  соответственно.  Совместная
деятельность  была  образована  для  освоения  Арктического  шельфа  (Штокмановского  и  Приразломного
месторождений)  в  Баренцевом  и  Печорском  морях.  В  октябре  2002 г.  мы  внесли  изменение  в  соглашение  о
совместной  деятельности  с  ОАО  «НК  Роснефть»,  предусматривающее  вступление  нового  участника
совместной  деятельности  –  ЗАО «Севморнефтегаз».  ЗАО  «Севморнефтегаз»  является  компанией,  совместно
контролируемой  ЗАО «Росшельф»  и  ОАО  «НК  Роснефть-Пурнефтегаз»,  дочерним  обществом  ОАО  «НК
Роснефть». В соответствии с условиями соглашения, в феврале 2003 г. ЗАО «Севморнефтегаз» осуществило
вклад  в  неденежной  форме  на  сумму  4 334 млн.  руб.  и  доля  ЗАО «Севморнефтегаз»  в  общем  имуществе
участников совместной деятельности составила 48,9%.  В результате доли прямого участия нашей компании и
ЗАО  «Росшельф»  в  совместной  деятельности  составили  соответственно  48,7%  и  2,4%,  а  наш  общий
эффективный  процент  участия  снизился  с  99,6%  до  62,9%.  В  июле  2003  г.  ОАО  «НК  Роснефть»  подписало
соглашение  с  участниками  совместной  деятельности  о  передаче  ОАО  «НК  Роснефть»  доли  в  совместной
деятельности  в  размере  49,95%  в  возмещение  финансовых  вложений  в  совместную  деятельность,
осуществленных ранее. В результате этой операции наша общая эффективная доля в совместной деятельности
сократилась с 62,9% до 48,85%, и был установлен совместный с ОАО «НК Роснефть» контроль над активами
совместной деятельности.

В мае 2003 г. АБ «Газпромбанк» (ЗАО) приобрел 15,76% акций «Мосэнерго» за 10 900 млн. руб.

События после отчетной даты

В январе 2004 г. АБ «Газпромбанк» (ЗАО) приобрел 5,3% акций РАО «ЕС России» за 19 800 млн. руб.

В марте 2004 г. мы приобрели пакет акций в размере 34,0% уставного капитала АО «Лиетувос дуйос» у Фонда
государственного имущества Литовской республики за 1 020 млн. руб. АО «Лиетувос дуйос» занимается
главным образом продажей и транспортировкой газа в Литве.

В марте 2004 г. «ЗМБ мбХ», наше дочернее общество в Германии, приобрело 40,0% долю в капитале Босфорус
Газ Корпорейшн АС за 0,6 млн. долларов США с оплатой денежными средствами. Босфорус Газ Корпорейшн
АС осуществляет продажу природного газа в Турции.

В марте 2004 г. мы приобрели пакет акций в размере 20% уставного капитала Одекс Эксплорейшн Лтд. (Кипр)
за 10,5 млн. долларов США. Компания осуществляет разведку и разработку нефтяных и газовых
месторождений в Северной Африке.

В  марте  2004  г.  наше  дочернее  общество  ОАО  «Востокгазпром»,  осуществляющее  добычу,  дополнительно
выпустило 2 275 000 обыкновенных акций. Все вновь выпущенные акции были выкуплены ОАО «Газпром» за
2 275 млн.  руб.  и  оплачены  денежными  средствами.  Регистрация  результатов  этой  эмиссия  Федеральной
службой  по  финансовым  рынкам  состоялась  в  мае  2004  г.  В  результате  данной  эмиссии  наша  доля  в  ОАО
«Востокгазпром» увеличилась с 83,8% до 99,9%.

В  апреле  2004  г.  мы  приобрели  дополнительный  пакет  акций  ОАО  «АК  «Сибур»  в  размере  14,23%  в
соответствии  с  условиями  соглашения  с  ЗАО «Газонефтехимическая  компания».  Номинальная  стоимость
долгосрочного векселя, выпущенного нашим дочерним обществом в связи с данной сделкой, по состоянию на
31 декабря 2003 г. составила 669 млн. руб.  В результате этой операции мы увеличили свой контрольный пакет
акций в уставном капитале ОАО «АК «Сибур» с 78,1% до 92,3%.

В июне 2004 г. мы приобрели дополнительную долю в размере 12,8% уставного капитала ЗАО «Стимул»,
увеличив таким образом свою долю с 38,2% до 51,0%. ЗАО «Стимул» является добывающей компанией,
владеющей лицензией на разработку восточной части Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения.

ОАО «Газпром». Финансовые и бухгалтерские отчёты (1998-2017 год) - часть 27