ПАО Газпром. Квартальные отчёты за 2005-2014 годы

- 217 -

по текущей стоимости ожидаемых денежных потоков с учетом ставки дисконтирования, применимой для
расчета в соответствии с уровнем риска инвестиций.

Все  долговые  и  долевые  ценные  бумаги  Компании  классифицируются  по  трем  категориям:  торговые  ценные
бумаги; ценные бумаги, имеющиеся в наличии для реализации; бумаги, удерживаемые до погашения.

Торговые  ценные  бумаги  приобретаются  и  хранятся,  в  основном,  для  целей  их  перепродажи  в  ближайшем
будущем.  Ценные  бумаги,  удерживаемые  до  погашения,  представляют  собой  финансовые  инструменты,
которые  Компания  намерена  и  имеет  возможность  удерживать  до  наступления  срока  их  погашения.    Все
остальные  ценные бумаги, не  относящиеся к  вышеуказанным двум категориям, рассматриваются как бумаги,
имеющиеся в наличии для реализации.

Нереализованные прибыль или убытки по торговым ценным бумагам и бумагам, удерживаемым до погашения,
включены  в  консолидированные  отчеты  о  прибылях  и  убытках.  Нереализованные  прибыль  или  убытки  по
ценным  бумагам,  имеющимся  в  наличии  для  реализации,  за  минусом  налогов,  отражаются  до  момента  их
реализации как самостоятельный элемент совокупного дохода. Реализованные прибыли и убытки от продажи
ценных бумаг, имеющихся в наличии для реализации, определяются отдельно по каждому виду ценных бумаг.
Дивиденды и проценты к получению отражаются по методу начисления.

Основные средства, связанные с разведкой и добычей нефти и газа

В соответствии с FASB ASC 932 “Деятельность, связанная с разведкой и добычей нефти и газа” затраты на
приобретение прав, геологоразведку и разработку нефтегазовых резервов учитываются по методу
результативных затрат.

Затраты на приобретение включают суммы, уплаченные за приобретение прав на геологоразведку и
разработку.

Затраты на геологоразведку включают:



Стоимость топографических, геологических и геофизических исследований, приобретение прав на
указанные работы;



Затраты на содержание и охрану неразработанных месторождений;



Затраты на забой скважины;



Затраты на бурение непродуктивных скважин;



Затраты на бурение и оборудование разведочных скважин.

Затраты на разведочное бурение временно капитализируются до момента подтверждения наличия доказанных
запасов нефти и газа, достаточных для экономически выгодной разработки. Если бурение скважины признается
результативным,  капитализированные  расходы  на  бурение  включаются  в  стоимость  скважины.  Центром
возникновения затрат является месторождение. Если доказанные запасы  не  обнаружены, расходы на  бурение
списываются  в  состав  расходов  на  геологоразведочные  работы  того  периода,  в  котором  получено
подтверждение того, что такие затраты не приводят к образованию дополнительных доказанных запасов нефти
и газа.

Прочие затраты на геологоразведку относятся на расходы в момент их возникновения.

Затраты на разработку, капитализируемые в стоимости основных средств, включают в себя затраты на:



Доступ и подготовку территории для бурения скважин;



Бурение и оборудование эксплуатационных и сервисных скважин;



Приобретение, сооружение и установку производственного оборудования;



Меры по повышению добычи.

Прочие основные средства

Прочие основные средства отражены по исторической стоимости приобретения, за вычетом накопленного
износа. Расходы на содержание, ремонт и замену мелких деталей прочих основных средств списываются на

- 218 -

текущие затраты. Расходы на реконструкцию и усовершенствование активов капитализируются.

При продаже или списании прочих основных средств, стоимость приобретения и соответствующий
накопленный износ исключаются из учета. Полученная прибыль или убытки отражаются в консолидированном
отчете о прибылях и убытках.

Износ, истощение и амортизация

Истощение  основных  средств,  связанных  с  приобретением  прав  и  разработкой  нефтегазовых
месторождений,  начисляется  по  методу  единицы  произведенной  продукции  исходя  из  доказанных
запасов  и  доказанных  разработанных  запасов,  соответственно.  Данные  затраты  на  основные  средства,
связанные  с  разведкой  и  добычей  нефти  и  газа,  классифицируются  как  затраты  на  доказанную
собственность  в  тот  момент,  когда  происходит  соответствующие  изменение  классификации  запасов.
Амортизация  не  начисляется  на  стоимость  приобретения  прав  на  месторождения  с  недоказанными
запасами.

Износ и амортизация по прочим основным средствам, кроме основных средств, связанных с разведкой и
добычей нефти и газа, рассчитываются линейным методом исходя из сроков полезного использования.
Нормы  амортизации,  применяемые  к  группам  прочих  основных  средств,  имеющим    сходные
экономические характеристики, представлены ниже:

Группа основных средств

Средний срок полезного

использования

Здания и сооружения

8 - 35 лет

Машины и оборудование

8 - 20 лет

Транспортные средства и прочие приспособления

3 - 10 лет

Обесценение внеоборотных активов

Внеоборотные активы, включая  основные средства, связанные с  разведкой  и  добычей нефти  и  газа на
месторождениях,  анализируются  на  предмет  возможного  обесценения  в  соответствии  с  положениями
FASB  ASC  360  “Основные  средства”.  ASC  360-10-35  определяет  перечень  событий  или  обстоятельств,
указывающих на необходимость проведения анализа на предмет обесценения внеоборотных активов: (1)
существенное  снижение  рыночной  стоимости  долгосрочного  актива;  (2)    существенное  изменение
способа  применения  долгосрочного  актива,  использовавшегося  ранее,  или  его  физических
характеристик;  (3)  существенные  изменения  в  сфере  законодательства  или  условиях  ведения
хозяйственной  деятельности;  (4)  фактические  затраты  на  приобретение  долгосрочного  актива
существенно  превышают  ожидаемые  ранее;  (5)  текущие  результаты  операционной  деятельности,  или
отрицательный  денежный  поток  вместе  с  прошлыми  результатами  деятельности,  или  отрицательные
денежные  потоки,  или  негативный  прогноз,  которые  указывают  на  постоянную  убыточность
использования долгосрочных активов; или (6) большая вероятность того, что долгосрочный актив будет
продан, либо будет ликвидирован значительно раньше ожидаемого срока эксплуатации.

Основные  средства,  относящиеся  к  разведке  и  добыче  нефти  и  газа,  оцениваются  каждый  раз,  когда
происходят  события  или  появляются  обстоятельства,  указывающие  на  потенциальное  снижение
стоимости. Если балансовая стоимость основных средств не покрывается суммой  недисконтированных
будущих  денежных  потоков,  то  в  финансовой  отчетности  отражается  обесценение  основных  средств.
Величина  обесценения  определяется  на  основе  справедливой  стоимости  основных  средств,  оценка
которой производится исходя из чистой дисконтированной стоимости будущих денежных потоков.

По  нефтяным  и  газовым  месторождениям  чистая  дисконтированная  стоимость  будущих  денежных
потоков  основана  на  разумных  оценках  руководства,  которые  определяются  с  учетом  последних
исторических  цен  и  опубликованным  ценам  по  форвардным  контрактам,  применяемых  к
прогнозируемым  объемам  добычи  на  отдельных  месторождениях  и  дисконтируемых  по  ставке

- 219 -

соразмерной с предполагаемыми рисками. Прогнозируемые объемы добычи представляют собой запасы,
включающие  в  себя  скорректированные  на  риск-фактор  вероятные  и  возможные  запасы,  которые
ожидается извлечь исходя из предусмотренного уровня капитальных расходов. Объемы добычи, цены и
сроки добычи соответствуют внутренним прогнозам и опубликованным внешним данным.

Группировка  активов  для  целей  обесценения  производится  исходя  из  минимального  уровня
идентифицируемых  денежных  потоков,  которые  большей  частью  независимы  от  денежных  потоков  по
другим группам активов – как правило, для активов, связанных с разведкой и добычей, таким уровнем
является месторождение, для перерабатывающих активов – весь перерабатывающий комплекс, прочих
активов  –  уровень  операционной  единицы.  Внеоборотные  активы,  выбытие  которых,  по  мнению
руководства,  ожидается  в  течение  одного  года,  учитываются  по  наименьшей  из  балансовой  или
справедливой стоимости за минусом расходов на продажу.  Стоимость приобретения прав, относящихся
к недоказанным запасам нефти и газа, регулярную оценивается на предмет обесценения, и рассчитанное
обесценение,  при  наличии  такового,  относится  на  расходы.  За  годы,  закончившиеся  31  декабря  2011,
2010 и 2009 гг., обесценение не признавалось.

Капитализированные проценты

Проценты капитализируются по займам, привлеченным в связи с капитальным строительством,
которых, теоретически, можно было бы избежать, если бы не было затрат на капитальное
строительство. Проценты капитализируются только в период непосредственно капитального
строительства до ввода законченного основного средства в эксплуатацию. В течение 2011, 2010 и
2009 гг. капитализированные проценты, связанные со строительством, составили 30 млн. долларов
США, 40 млн. долларов США и 22 млн. долларов США, соответственно.

Обязательства, связанные с выбытием основных средств

У Компании существуют обязательства, связанные с выбытием активов по основной деятельности. Описание
активов и потенциальных обязательств приводится ниже:

Геологоразведка и добыча – деятельность Компании по геологоразведке, разработке и добыче нефти и газа
связана с использованием следующих активов: скважины, оборудование скважин, установки по сбору и
первичной переработке нефти, нефтехранилища и трубопроводы до магистральных нефтепроводов. Как
правило, лицензии и прочие разрешительные документы устанавливают требования по ликвидации данных
активов после окончания добычи. Данные требования обязывают Компанию предпринять определенные
действия в отношении ликвидации данных активов после окончания добычи. Такие действия включают в себя:
ликвидацию скважин, демонтаж оборудования, рекультивацию земель и прочие меры. В момент полного
истощения месторождения Компания понесет расходы по ликвидации скважин и мерам по защите
окружающей среды в соответствии с FASB ASC 410-20 «Обязательства, связанные с выбытием основных
средств».

Нефтепереработка, маркетинг и сбыт - операции Компании по нефтепереработке осуществляются на
крупных промышленных комплексах. Промышленные комплексы используются на протяжении нескольких
десятилетий. Основываясь на принципах функционирования таких комплексов, руководство полагает, что срок
полезного использования указанных промышленных комплексов определить невозможно, несмотря на то, что
некоторые функционирующие части и оборудование имеют определенные сроки полезного использования.
Текущие регулирующие и лицензионные правила не устанавливают требования по ликвидации
нефтеперерабатывающих активов. В связи с этим, руководство Компании считает, что не существует
очевидных законодательно установленных или договорных обязательств, связанных с действиями по выводу из
эксплуатации и иному выбытию таких активов.

Согласно FASB ASC 410-20, при измерении обязательств, связанных с выбытием активов, в качестве
компонента ожидаемых затрат должна учитываться расчетная цена, которая может быть затребована и с
высокой степенью вероятности получена третьим лицом для отражения неопределенности и непредвиденных
обстоятельств, связанных с обязательствами, иногда эта расчетная цена именуется надбавкой за рыночный
риск. В настоящий момент в нефтяной и газовой отрасли Российской Федерации имеется мало

- 220 -

кредитоспособных третьих лиц, готовых за определенную цену принять на себя такой риск в отношении
крупных нефтяных и газовых объектов и трубопроводов. В связи с тем, что определение премии за риск не
имеет аналогов, она была исключена Компанией из оценки обязательств, связанных с выбытием основных
средств.

Поскольку нормативная и законодательная база в Российской Федерации продолжает развиваться, в будущем
возможны изменения нормативных требований и объема затрат, связанных с ликвидацией внеоборотных
активов.

Налог на прибыль

В  российском  законодательстве  отсутствует  понятие  «консолидированного  налогоплательщика»,  и,
соответственно, Компания не подлежит налогообложению на консолидированном уровне. Расход по налогу на
прибыль  представляет  собой  налогооблагаемую  прибыль  каждой  дочерней  организации  по  установленной
ставке  (в  основном,  в  соответствии  с  Налоговым  Кодексом  Российской  Федерации  -  20%),  с  учетом
корректировок  на  доходы  и  расходы,  не  учитываемые  в  целях  налогообложения.  В  дочерних  компаниях,
осуществляющих свою деятельность за пределами Российской Федерации, применяются налоговые ставки на
прибыль, установленные законодательством соответствующей страны.

В прилагаемой консолидированной финансовой отчетности отражены активы и обязательства по отложенному
налогу на прибыль, рассчитанные Компанией по методу обязательств в соответствии с FASB ASC 740 «Налог
на  прибыль».  Данный  метод  учитывает  будущие  налоговые  последствия,  возникшие  в  результате  временных
разниц  между  балансовой  стоимостью  существующих  активов  и  обязательств  в  консолидированной
финансовой  отчетности  и  соответствующей    налогооблагаемой  базой,  а  также  в  результате  получения
операционных  убытков и отсрочек от уплаты  налогов, перенесенных на  будущее. Активы  и обязательства по
отложенному  налогу  на  прибыль  рассчитываются  с  применением  законодательно  установленных  налоговых
ставок,  которые  ожидается  применять  к  налогооблагаемому  доходу  в  те  периоды,  когда  предполагается
погасить временные разницы, возместить стоимость активов и урегулировать обязательства. Оценочный резерв
под активы по отложенному налогу на прибыль создается тогда, когда у руководства есть основания полагать,
что вероятнее всего указанный налоговый    актив не будет реализован в будущем.

Производные финансовые инструменты

Компания использует производные финансовые инструменты для управления риском, связанным с
изменением курса иностранной валюты. Значительная часть выручки Компании поступает в
долларах США. Кроме того, в долларах США осуществляется значительная часть финансовой и
инвестиционной деятельности Компании. Однако, операционные расходы и капитальные вложения
Компании, главным образом, выражены в российских рублях. Соответственно, ослабление курса
доллара США по отношению к российскому рублю отрицательно влияет на результаты
операционной деятельности и движение денежных средств Компании. В связи с этим, Компания
использует форвардные контракты для управления данным риском.

Производные финансовые инструменты отражаются в консолидированном бухгалтерском балансе
по справедливой стоимости как прочие активы либо прочие обязательства. Реализованные и
нереализованные прибыль и убытки учитываются нетто в консолидированном отчете о прибылях и
убытках. Данные операции не учитываются как сделки хеджирования в соответствии с требованиями
FASB ASC 815 «Учет производных финансовых инструментов и операций хеджирования».

Обыкновенные акции

В соответствии с уставом, обыкновенные акции представляют собой уставный капитал Компании.
Владельцы обыкновенных акций имеют право одного голоса на одну акцию. Дивиденды,
выплачиваемые владельцам обыкновенных акций, определяются Советом директоров и
утверждаются на ежегодном собрании акционеров.

- 221 -

Собственные акции, выкупленные у акционеров

Обыкновенные акции Компании, принадлежащие Группе на отчетную дату, указаны как
собственные акции, выкупленные у акционеров, и отражаются по стоимости приобретения с
использованием метода средневзвешенной стоимости. Прибыль от перепродажи собственных акций,
выкупленных у акционеров, увеличивает добавочный капитал, тогда как убытки уменьшают
добавочный капитал в пределах ранее отраженной прибыли от перепродажи. В противном случае
убытки уменьшают нераспределенную прибыль.

Прибыль на акцию

Базовая и разводненная прибыль на обыкновенную акцию рассчитывается путем деления прибыли,
имеющейся в распоряжении владельцев обыкновенных акций, на средневзвешенное количество
акций, находящихся в обращении в течение года. Ценные бумаги, которые потенциально могут
оказать разводняющий эффект, в обращение не выпускались.

Условные обязательства

На дату составления данной финансовой отчетности может существовать ряд условий, которые
могут повлечь возникновение убытков Компании, но наличие таких условий может быть выявлено
только тогда, когда в будущем произойдет или не произойдет одно или несколько событий.
Руководство и юристы Компании оценивают такие условные обязательства. Определение суммы
убытков по условным обязательствам связано с необходимостью использовать предположения и
включает в себя фактор субъективности. При оценке убытков по условным обязательствам,
связанным с судебными разбирательствами, в которые Компания вовлечена в качестве ответчика,
либо с непредъявленными исками, которые могут привести к судебным разбирательствам, юристы
Компании оценивают вероятность исхода каждого судебного разбирательства либо
непредъявленного иска, а также вероятные суммы возмещения, которые противоположная сторона
требует или может потребовать в суде.

Если оценка условного обязательства показывает, что вероятно возникновение существенных
убытков, и сумма обязательства может быть определена, условное обязательство отражается в
финансовой отчетности Компании. Если оценка показывает, что потенциально значительные
убытки по условному обязательству не являются вероятными, а лишь возможными, либо если
убытки вероятны, но сумма не может быть определена, раскрывается суть условного обязательства и
приблизительная оценка вероятных убытков (если сумма является существенной и ее возможно
оценить). Если убытки по условным обязательствам не могут быть достоверно оценены, руководство
Компании признает убытки тогда, когда необходимая информация становится доступной.

Если в отношении убытков по условным обязательствам существует неопределенность, такая
информация не раскрывается, за исключением тех случаев, когда возникает гарантийное
обязательство (при этом раскрывается суть гарантии). Тем не менее, в некоторых ситуациях, когда
такое раскрытие не является обязательным, Компания может раскрывать условные обязательства
нетипичного характера, которые, по мнению руководства и юристов, могут представлять интерес
для акционеров и других пользователей.

Пенсионные и другие обязательства по компенсационным программам

Компания и ее дочерние общества не реализуют каких-либо существенных программ по
дополнительному пенсионному обеспечению, помимо отчислений в Государственный Пенсионный
фонд Российской Федерации. Данные отчисления рассчитываются работодателем как процент от
текущих отчислений на заработную плату и относятся на затраты по мере возникновения. Также,
Компания не имеет каких-либо программ компенсаций работникам, вышедшим на пенсию, и иных
компенсационных программ, требующих начислений.

- 222 -

Выплаты на основе стоимости акций

В  соответствии  с  ASC  718-30  «Вознаграждение  –  выплаты,  основанные  на  акциях,  премии,  отражаемые  в
составе  обязательств»  Компания  использует  наилучшую  оценку  обязательств  по  выплатам  сотрудникам,
основанным  на  стоимости  акций  (SAR),  т.е.  по  справедливой  стоимости  на  дату  предоставления  права.
Оценочное значение обязательств пересчитывается по справедливой стоимости на каждую отчетную дату, при
этом  соответствующим  образом  корректируются  расходы  по  плану  SAR,  отраженные  в  отчете  о  прибылях  и
убытках. Расходы признаются в течение всего срока действия программы.

Признание выручки

Выручка от реализации сырой нефти, нефтепродуктов, газа, а также прочих товаров признается в
момент, когда продукция доставлена конечному покупателю, право собственности перешло
покупателю, существует уверенность в поступлении дохода, цена реализации конечному
покупателю является окончательной или может быть определена. В отношении реализации сырой
нефти, нефтепродуктов и материалов на внутреннем рынке продажа отражается в момент отгрузки
покупателю, что обычно означает переход права собственности. При продаже на экспорт право
собственности обычно переходит на границе Российской Федерации, и Компания несет
ответственность за транспортировку, уплату пошлин и прочих налогов, связанных с такой
реализацией.

Прочая выручка состоит, в основном, из услуг по переработке сырья, принадлежащего третьим
лицам (процессинг), транспортных, строительных, коммунальных и прочих услуг, которая
признается в момент, когда продукция передана покупателю, а услуги оказаны, при этом цена услуг
может быть определена и отсутствуют существенные неопределенности в отношении того, что
реализация имела место.

Операции по купле-продаже

Компания учитывает операции купли-продажи в соответствии с FASB ASC 845-10-15 “Неденежные операции”,
устанавливающим, что    две или более отдельные обменные операции с одним и тем же контрагентом, включая
операции  купли-продажи,  должны  быть  объединены  и  отражены  как  одна  сделка,  когда  одна  операция  не
может быть осуществлена без совершения другой встречной операции. Компания учитывает соответствующие
операции по купле-продаже как сделки по обмену товарно-материальными запасами.

Транспортные расходы

Транспортные расходы, отраженные в консолидированном отчете о прибылях и убытках,
представляют собой все понесенные расходы на транспортировку нефти и нефтепродуктов через
сеть нефтепроводов ОАО «Транснефть», а также расходы на транспортировку морским транспортом
и железной дорогой. Транспортные расходы также включают все погрузочно-разгрузочные расходы.

Эксплуатация и ремонт

Эксплуатация  и  ремонт,  не  включающие  существенные  улучшения,  относятся  на  расходы  в  момент
возникновения.  Затраты,  связанные  с  ремонтом  и  профилактикой,  проводимые  в  отношении
нефтеперерабатывающего оборудования списываются в том периоде, когда они были понесены.

Принятые стандарты бухгалтерского учета

В январе 2010 года Совет по стандартам финансовой отчетности (FASB) выпустил поправку 2010-06
«Оценка по справедливой стоимости и раскрытия» (Раздел 820). Новые положения требуют, чтобы
отчитывающееся предприятие раскрывало отдельно суммы существенных изменений между 1 и 2
уровнями оценки справедливой стоимости и описывало причины для такого пересмотра. Более того,
при отражении справедливой стоимости с использованием существенных условий, не поддающихся

- 223 -

подтверждению  (уровень  3)  отчитывающееся  предприятие  должно  представлять  отдельно
информацию о покупках, продажах, выпуске и расчетах с ее использованием (с отражением полных
оборотов, а не чистого результата). Изменения также разъясняют, что отчитывающееся предприятие
должно включать в раскрытия указание того, что при определении соответствующих статей активов
и  обязательств  предприятие  основывается  на  суждении  руководства.  Новые  положения  также
требуют,  чтобы  отчитывающееся  предприятие  предоставляло  раскрытие  о  методах  оценки  и
условиях,  используемых    при  оценке  справедливой  стоимости  как  повторяющихся,  так  и
неповторяющихся  оценок  уровней  2  и  3.  Новые  требования  применяются  к  годовым  отчетным  и
промежуточным  периодам,  начинающимся  после  15  декабря  2009  г.,  за  исключением  требования
раскрывать оценки уровня 3. Данное требование применяется к финансовым годам, начинающимся
после 15 декабря 2010 г., а также к промежуточным периодам в пределах данных отчетных периодов.
Применение  второй  части  данной  поправки  не  оказало  влияния  на  консолидированную
финансовую отчетность Компании.

В  декабре  2010  года  FASB  выпустил  поправку  ASU  2010-28  «Гудвилл  и  прочие  нематериальные
активы  (Раздел  350):  Когда  проводить  шаг  2  теста  гудвилла  на  обесценение  для  отчетных  единиц  с
нулевой  или  отрицательной  балансовой  стоимостью».  ASU  2010-28  вносит  изменения  в  шаг  1  теста
гудвилла  на  обесценение  для  отчетных  единиц  с  нулевой  или  отрицательной  балансовой
стоимостью.  Для  таких  отчетных  единиц  Компания  должна  произвести  шаг  2  теста  гудвилла  на
обесценение,  если  наличие  обесценения  более  вероятно,  чем  его  отсутствие.  При  определении
вероятности  наличия  обесценения  Компания  должна  рассматривать  любые  негативные
качественные  факторы,  указывающие  на  возможность  наличия  обесценения.  Поправки  вступают  в
силу  для  промежуточных  и  годовых  отчетных  периодов,  начинающихся  после  15  декабря  2010  г.
Раннее  применение  не  разрешено.  Применение  не  оказало  влияния  на  консолидированную
финансовую отчетность Компании.

В  декабре  2010  года  FASB  выпустил  поправку  ASU  2010-29  «Объединение  бизнеса  (Раздел  805):
Раскрытие  дополнительной  информации  по  объединению  бизнеса».  ASU  2010-29  уточняет,  что
отчитывающееся  предприятие  должно  раскрывать  выручку  и  доходы  приобретенной  компании  в
сравнительном  периоде  так,  как  если  бы  приобретение  бизнеса  произошло  в  начале
предшествующего  сравнительного  годового  периода.  Поправки  также  расширяют  дополнительные
раскрытия согласно Разделу 805 и требуют сопровождать раскрытие информации описанием суммы
и природы материальных, неповторяющихся поправок прямо относящихся к объединению бизнеса
и  включенных  в  публикуемые  выручку  и  доходы.  Поправки  вступают  в  силу  перспективно  для
объединения  бизнеса  с  датой  приобретения  после  начала  годового  отчетного  периода,
начинающегося  после  15  декабря  2010  г.  Раннее  применение  разрешено.  Применение  не  оказало
влияния на консолидированную финансовую отчетность Компании.

Недавно выпущенные стандарты бухгалтерского учета

В  мае  2011  года  FASB  выпустил  поправку  ASU  2011-04  «Поправки  для  получения  единой
справедливой  оценки  и  требования  по  раскрытию  в  ОПБУ  США  и  МСФО».  Поправки  в  данном
документе, в основном, включают в себя разъяснения Раздела 820, а также рассматривают несколько
случаев,  когда  определенный  принцип  или  требование  для  оценки  справедливой  стоимости  или
раскрытия  информации  были  изменены.  Результатом  применения  данных  поправок  стали  единые
принципы  и  требования,  применяемфые  при  оценке  справедливой  стоимости  и  при  раскрытии
информации о справедливой стоимости согласно стандартам ОПБУ США и МСФО. Совет утвердил,
что для компаний, акции которых  не находятся  в свободном  обращении, поправка вступает в силу
для  годовых  отчетных  периодов,  начинающихся  после  15  декабря  2011  г.  Раннее  применение
разрешено,  однако  не  ранее,  чем  для  промежуточных  отчетных  периодов,  начинающихся  после  15
декабря  2011  г.  Руководство  полагает,  что  применение  данной  поправки  не  окажет  существенного
влияния  на  консолидированное  финансовое  положение,  результаты  деятельности  и  движение
денежных средств Компании.

В  июне  2011  г.  FASB  выпустил  поправку  ASU  2011-05  «Представление  информации  о  совокупном
доходе  согласно  поправке  к  Разделу  220,  Совокупный  доход».  Поправки  в  данном  документе
позволяют  компании  представлять  информацию  о  совокупном  доходе,  компонентах  чистой

- 224 -

прибыли  и  компонентах  прочего  совокупного  дохода  либо  в  едином  отчете  о  совокупном  доходе,
либо  в  двух  отдельных  последовательных  отчетах.  В  обоих  случаях  компания  должна  представлять
каждый  из  компонентов  чистой  прибыли  вместе  с  общей  суммой  чистой  прибыли,  каждый
компонент  прочего  совокупного  дохода  вместе  с  общей  суммой  прочего  совокупного  дохода  и
общую  сумму  совокупного  дохода.  Данная  поправка  отменяет  возможность  представлять
информацию  о  компонентах  прочего  совокупного  дохода  в  отчете  о  движении  акционерного
капитала компании. Поправки в данном документе    не изменяют показатели, которые должны быть
отражены в прочем совокупном доходе или которые должны быть реклассифицированы из прочего
совокупного  дохода  в  чистую  прибыль.  Совет  утвердил,  что  для  компаний,  акции  которых  не
находятся  в  свободном  обращении,  поправки  в  данном  документе  вступают  в  силу  для  годовых
отчетных периодов, начинающихся после 15 декабря 2012 г.  и промежуточных и годовых периодов,
следующих  за  ними.  Руководство  полагает,  что  применение  данной  поправки  не  окажет
существенного  влияния  на  консолидированное  финансовое  положение,  результаты  деятельности  и
движение денежных средств Компании.

В  сентябре  2011  г.  FASB  выпустил  поправку  ASU  2011-08  «Тестирование  гудвилла  на  обесценение
(Нематериальные активы – гудвилл и прочие согласно Разделу 350)». Поправки в данном документе
позволяют Компании в первую очередь оценить качественные факторы, позволяющие определить в
каком  случае  необходимо  выполнить  количественный  тест  на  обеценение  гудвилла,  состоящий  из
двух  этапов.  Согласно  данным  поправкам,  Компания  не  обязана  формировать  справедливую
стоимость  отчетной  единицы,  кроме  случаев  когда  Компания  определяет,  основываясь  на
качественной  оценке,  является  ли  более  вероятным  то,  что  справедливая  стоимость  меньше  ее
балансовой стоимости. Поправки в данном документе включают набор событий и обстоятельств для
Компании,  необходимых  для  проведения  качественной  оценки.  Совет  утвердил,  что  поправки  в
данном  документе  вступают  в  силу  для  годовых  и  промежуточных  тестов  на  обесценение,
выполненных  для  годовых  периодов,  начинающихся  после  15  декабря  2011г.  Раннее  принятие
разрешено, включая проведение годовых и промежуточных тестов на обесценение по состоянию на
дату до 15 сентября 2011г., в том случае если финансовая отчетность Компании за последний годовой
или промежуточный период не была опубликована или, для компаний, акции которых не находятся
в  свободном  обращении,  не  была  подготовлена.  Руководство  полагает,  что  применение  данной
поправки  не  окажет  существенного  влияния  на  консолидированное  финансовое  положение,
результаты деятельности и движение денежных средств Компании.

В  декабре  2011  года  Совет  по  стандартам  финансового  учета  опубликовал  ASU  2011-12    «  Совокупная
прибыль» (Раздел 220). Поправки, приведенные в этом уточнении, отменяют и заменяют собой определенные
ожидающие

решения

пункты

ASU

2011-05

«Совокупная

прибыль»

(Раздел

220):

Определенные  изменения  в  отношении  сумм,  представленных  в  отчетности  за  предыдущие
периоды,  внесены  для  соответствия  представленной  текущей  финансовой  отчетности;  такие
изменения  не  оказали  никакого  влияния  на  чистую  прибыль,  чистые  денежные  потоки  и
акционерный капитал Компании.
3.  Сделки по объединению бизнеса

Приобретение дополнительной доли в NIS

- 225 -

18 марта 2011 г. Компания завершила сделку, предложение по которой было направлено в январе, по выкупу
акций  компании  NIS,  находящихся  в  свободном  обращении  (максимальный  объем  акционерного  капитала,
возможного к выкупу составил 19,12% всех акций компании NIS). К выкупу было представлено около 8,4 млн.
акций компании NIS, что составило 5,15% ее акционерного капитала. Основываясь на ранее заявленной цене,
Компания выплатила 58 млн. долларов США за приобретение этих акций, увеличив свою долю в компании NIS
с 51% до 56,15%.

Компания  отразила  приобретение  дополнительной  доли  в  NIS  как  приобретение  неконтролируемой  доли  в
организации,  контролируемой  Компанией.  В  результате  операции  по  приобретению  Компания  увеличила
добавочный капитал в размере  17 млн. долларов США  за год, закончившийся 31 декабря 2011 г.  Сумма в 17
млн. долларов  США  представляет собой  превышение  балансовой  стоимости  приобретаемой доли в  сумме  75
млн. долларов США над величиной выплаченных денежных средств.

Приобретение неконтролируемой доли участия в Sibir Energy

14 февраля 2011 г. Совет директоров Sibir Energy принял решение уменьшить акционерный капитал компании
на 86,25 млн. акций (22,39%). Аффилированная с Правительством г. Москва Центральная Топливная Компания
приняла решение выйти из состава акционеров Sibir Energy в обмен на компенсацию, которая составила 740
млн. долларов США. С 15 февраля 2011 г. доля Компании в Sibir Energy составляет 100%.

В результате уменьшения акционерного капитала Sibir Компания признала увеличение добавочного капитала в
размере 21 млн. долларов США за год, закончившийся 31 декабря 2011 г. Сумма 21 млн. долларов США
представляет собой превышение балансовой стоимости приобретаемой доли в сумме 761 млн. долларов США
над величиной компенсации, выплаченной в пользу Центральной Топливной Компании.

В результате уменьшения акционерного капитала Sibir Energy Компания увеличила эффективную долю в
МНПЗ с 69,02% до 77,72%. В результате увеличения эффективной доли в МНПЗ Компания признала
увеличение добавочного капитала в размере около 177 млн. долларов США за год, закончившийся 31 декабря
2011 г.

Приобретение в Оренбургской области

30  августа  2011  г.  Компания  стала  владельцем  100%  ЗАО  «Центр  наукоемких  технологий»,  которому
принадлежат  лицензии  на  разведку  и  добычу  углеводородного  сырья  на  Царичанском  месторождении.  18
октября 2011 г. Компания завершила сделку по покупке у ОАО «Газпром» (материнская компания) доли 61,8%
в  ЗАО  «Газпром  нефть  Оренбург».  Эта  компания  владеет  лицензией  на  восточную  часть  Оренбургского
месторождения.  Оставшиеся  акции  «Газпром  нефть  Оренбург»  (находятся  в  собственности  ООО  «Газпром
добыча  Оренбург»)  и  часть  инфраструктуры  месторождения  (находится  в  собственности  ОАО  «Газпром»)
будут  приобретены  после  завершения  необходимых  корпоративных  процедур.  В  заключение,  в  ноябре  и
декабре  2011  Компания  завершила  сделку  по  приобретению  контрольного  пакета  акций  87,5%  ОАО
“Южуралнефтегаз»,  которому  принадлежат  лицензии  на  Капитоновское  месторождение.  Данные  активы
создают новый кластер добычи в Оренбургской области.

Приобретение ЗАО «Центр наукоемких технологий» и ОАО “Южуралнефтегаз» отвечает требованиям FASB
ASC 805 «Сделки по объединению бизнеса», в связи с чем Компания применила метод приобретения. В
таблице ниже приведена справедливая стоимость приобретенных активов и обязательств:

По состоянию на дату

приобретения

Оборотные активы

Основные средства

615

Прочие внеоборотные активы

Итого приобретенные активы

626

Краткосрочные обязательства

(27)

- 226 -

Прочие долгосрочные обязательства

(110)

Итого принятые обязательства

(137)

Итого идентифицируемые приобретенные активы и принятые обязательства

489

Доля меньшинства

(34)

Итого оплата

(455)

Гудвилл

Приобретение    ЗАО  «Газпром  нефть  Оренбург»  у  ОАО  «Газпром»  (материнская  компания)  рассматривается
как  объединение  компаний  под  общим  контролем  и  учитывается  по  исторической  стоимости  Газпрома.
Соответственно,  разница  между  ценой  покупки  3,576  млрд.  руб.  (116  млн.  долларов  США,  оплаченных
денежными средствами) и исторической стоимостью 4,272 млрд. руб. (139 млн. долларов США) была отнесена
на добавочный капитал в акционерном капитале за год, закончившийся 31 декабря 2011 г.

В следующих таблицах приведена информация по ЗАО «Газпром нефть Оренбург» по состоянию на 31 декабря
2011 и 2010 и за периоды, заканчивающиеся 31 декабря 2011, 2010 и 2009 гг.:

31 декабря 2011

31 декабря 2010

Активы

Оборотные активы

Основные средства, нетто

456

552

Итого приобретенные активы

509

598

Краткосрочные обязательства

131

123

Прочие долгосрочные обязательства

140

200

Итого принятые обязательства

271

323

Итого акционерный капитал

147

170

Неконтролируемая доля участия

105

Итого обязательства и акционерный капитал

509

598

2011

2010

2009

Выручка

161

140

139

Износ, истощение и амортизация

Прочие операционные расходы

117

Итого

150

125

107

Операционная прибыль

Итого прочие расходы

(3)

(13)

(14)

Прибыль до налогообложения

Итого расход по налогу на прибыль

(8)

(3)

(2)

Чистая прибыль

4. Денежные средства и их эквиваленты

- 227 -

По состоянию на 31 декабря 2011 и 2010 гг. денежные средства и их эквиваленты представлены следующим
образом:

2011

2010

Денежные средства в банке – рубли

265

120

Денежные средства в банке – иностранная валюта

244

101

Банковские депозиты и прочие эквиваленты денежных
средств

390

918

Денежные средства в кассе

Итого денежные средства и их эквиваленты

914

1 146

По состоянию на 31 декабря 2011 и 2010 гг. большая часть банковских депозитов представлена в российских
рублях, соответственно. Банковские депозиты представляют собой депозиты, которые на момент размещения
имеют срок погашения менее 3-х месяцев.

5. Дебиторская задолженность, нетто

По состоянию на 31 декабря 2011 и 2010 гг. дебиторская задолженность представлена следующим образом:

2011

2010

Торговая дебиторская задолженность

2 167

1 616

Налог на добавленную стоимость

791

682

Дебиторская задолженность связанных сторон

222

117

Прочая дебиторская задолженность

778

541

Минус:

резерв

по

сомнительной

дебиторской

задолженности

(396)

(356)

Итого дебиторская задолженность

3 562

2 600

Торговая дебиторская задолженность представляет собой текущую задолженность покупателей в рамках
основных видов деятельности, выраженную, в основном, в долларах США, и носит краткосрочный характер.
Прочая дебиторская задолженность состоит, в основном, из предоплаченных налогов и прочей задолженности.

6. Товарно-материальные запасы

По состоянию на 31 декабря 2011 и 2010 гг. товарно-материальные запасы представлены следующим образом:

2011

2010

Сырая нефть

441

339

Нефтепродукты

1 119

807

Сырье и материалы

515

587

Прочие запасы

268

141

Итого товарно-материальные запасы

2 343

1 874

В рамках управления запасами нефти Компания может заключать сделки купли-продажи нефти с одним и тем
же  контрагентом.  Компания  учитывает  такие  операции  по  купле-продаже  как  сделки  по  обмену
товарно-материальными  запасами.  Данные  операции  позволяют  снизить  расходы  на  транспортировку  либо
получить  нефть  иного  качества.  Общая  сумма  сделок  купли-продажи,  совершенных  за  годы,  закончившихся
31 декабря 2011, 2010 и 2009 гг., представлена ниже:

2011

2010

2009

Операции по купле-продаже нефти

2 598

1 698

1 227

- 228 -

7.  Активы, предназначенные для продажи

В  апреле  2010  года  менеджмент  Компании  одобрил  решение  о  продаже  доли  бизнеса  в  сфере  оказания
нефтесервисных  услуг.  В  связи  с  тем,  что  в  июле  2010  года  начался  маркетинговый  этап  процесса  продажи,
активы и обязательства нефтесервисного направления для целей данной консолидированной отчетности были
классифицированы  как  удерживаемые  для  продажи.    В  2011  г.  Компания  продала  восемь  из  девяти
нефтесервисных компаний за 304 млн. долларов США.

В мае 2011 г. Компания приняла решение о продаже ОАО «Меретояханефтегаз» до середины 2012 г.

Ниже представлена информация по активам, предназначенным для продажи, по состоянию на 31 декабря 2011
и 2010 гг.:

2011

2010

Дебиторская задолженность, нетто

Товарно-материальные запасы

Прочие оборотные активы

Основные средства, нетто

108

Прочие нематериальные активы

Долгосрочные активы по отложенному налогу на прибыль

Итого активы, предназначенные для продажи

189

Кредиторская задолженность и начисленные
обязательства

106

Налог на прибыль и прочие налоги к уплате

Обязательства по отложенному налогу на прибыль

Итого обязательства по активам, предназначенным
для продажи

134

8. Прочие оборотные активы, нетто

Прочие оборотные активы по состоянию на 31 декабря 2011 и 2010 гг. представлены следующим образом:

2011

2010

Предоплаченные таможенные платежи

811

499

Авансы выданные

792

476

Расходы будущих периодов

Прочие активы

109

Итого прочие оборотные активы

1 642

1 112

9. Долгосрочные финансовые вложения и займы выданные

Долгосрочные финансовые вложения

Ни  одна  из  перечисленных  ниже  компаний  не  котируется  на  рынке  ценных  бумаг  в  России.  Существенные
инвестиции,  учитываемые  по  методу  долевого  участия,  и  прочие  долгосрочные  инвестиции  по  состоянию  31
декабря 2011 и 2010 гг.    представлены следующим образом:

Процент долевого

участия по состоянию

на

Балансовая стоимость по состоянию

на

Инвестиции в зависимые компании,

31 декабря 2011

31 декабря 2010

- 229 -

учитываемые по методу долевого
участия:

ОАО «НГК «Славнефть»

49.9

2 556

2 798

ОАО «Томскнефть ВНК»

50.0

1 249

1 334

Salym Petroleum Development N.V.

50.0

1 395

1 287

СеверЭнергия

25.5

781

894

Прочие

108

Итого инвестиции в зависимые компании,
учитываемые по методу долевого участия

6 089

6 372

Итого долгосрочные инвестиции по
стоимости приобретения

278

290

Долгосрочные займы выданные

332

Итого долгосрочные финансовые вложения

6 453

6 994

Доля Компании в чистой прибыли зависимых компаний, учитываемых по методу долевого участия, включая
долю в неконтролируемой доле участия за годы, закончившиеся 31 декабря 2011, 2010 и 2009 гг., состоит из:

2011

2010

2009

Зависимые компании:

ОАО «НГК «Славнефть»

113

ОАО «Томскнефть ВНК»

101

138

Salym Petroleum Development N.V.

108

(44)

СеверЭнергия

(21)

(5)

Прочие

Итого доля в чистой прибыли зависимых
компаний

248

229

212

Инвестиции Компании в ОАО «НГК «Славнефть» и различные неконтролируемые доли участия в ее дочерних
обществах (Славнефть) осуществляются через ряд оффшорных компаний и инвестиционный траст. В течение
2005  года  Компания  и  ТНК-ВР  пришли  к  соглашению  о  совместном  управлении  добычей  нефти  и
нефтепереработкой  группы  Славнефть  и  о  покупке  каждой  стороной  соответствующей  доли  добытой  нефти
(см. также Примечание 21 «Операции со связанными сторонами»).

Ниже представлена финансовая информация ОАО «НГК «Славнефть» по состоянию на 31 декабря 2011 и 2010
гг. и за годы, закончившиеся 31 декабря 2011 и 2010 гг.:

2011

2010

Оборотные активы

963

1 158

Внеоборотные активы

7 125

6 807

Итого обязательства

3 003

2 589

Выручка

5 427

4 311

Чистая прибыль

185

В декабре 2007 года Компания приобрела 50% долю ОАО «Томскнефть ВНК» (Томскнефть) и ее дочерних

- 230 -

обществ у дочернего общества ОАО «Нефтяная Компания «Роснефть» (Роснефть). Одним из условий сделки
является соглашение между Компанией и Роснефтью о совместном управлении деятельностью Томскнефти и
покупке каждой из сторон соответствующей доли нефти, добытой Томскнефтью.

Ниже представлена финансовая информация ОАО «Томскнефть» по состоянию 31 декабря 2011 и 2010 гг. и за
годы, закончившиеся 31 декабря 2011 и 2010 гг.:

2011

2010

Оборотные активы

617

631

Внеоборотные активы

3 251

3 420

Итого обязательства

2 062

2 093

Выручка

3 524

2 652

Чистая прибыль

203

111

В рамках приобретения Sibir в июне 2009 г. Компания получила 50,0% долю участия в Salym
Petroleum Development N.V. («Salym»). Salym принадлежит на 50% Sibir и на 50% Shell Salym
Development B.V., входящему в группу компаний Royal Dutch/Shell. Деятельность Salym
непосредственно связана с освоением Салымской группы нефтяных месторождений, расположенных
в Ханты-Мансийском автономном округе Российской Федерации.

Ниже представлена финансовая информация Salym по состоянию на 31 декабря 2011 и 2010 гг. и за годы,
закончившиеся 31 декабря 2011 и 2010 гг.:

2011

2010

Оборотные активы

389

294

Внеоборотные активы

890

934

Итого обязательства

619

798

Выручка

2 161

1 567

Чистая прибыль

429

332

В декабре  2010 г.  ООО  «Ямал Развитие» (совместное  предприятие, созданное  Компанией  и ОАО  «Новатэк»)
приобрело у ОАО «Газпром» 51% долю участия в ООО «СеверЭнергия» (СеверЭнергия) за 1,9 млрд. долларов
США.  Соответствующая  цена  покупки,  уплаченная  Компанией  составила  898  млн.  долларов  США.
СеверЭнергия  через  свои  дочерние  общества  занимается  разработкой  нефтяных  и  газовых  месторождений
Самбургское  и  Эво-Яхинское,  а  также  нескольких  менее  крупных  нефтяных  и  газовых  месторождений,
расположенных в Ямало-Ненецком автономном округе Российской Федерации.

В течение 2011 г. ООО «Ямал Развитие» » (совместное предприятие, созданное Компанией и ОАО «Новатэк»)
завершило распределение стоимости бизнеса по СеверЭнергии.

Ниже представлена финансовая информация СеверЭнергии по состоянию на 31 декабря 2011 и 2010 гг. и за
годы, закончившиеся 31 декабря 2011 и 2010 гг.:

2011

2010

Оборотные активы

156

162

Внеоборотные активы

5 161

4 671

Итого обязательства

1 885

1 232

Чистый убыток

(115)

(18)

Долгосрочные займы выданные

По состоянию на 31 декабря 2011 и 2010 гг. долгосрочные займы выданные, в основном,    связанным сторонам
составили  86  млн.  долларов  и  332  млн.  долларов,  соответственно.  Процентная  ставка  варьируется  от  0%  до
15,0%.  По  состоянию  на  31  декабря  2011  и  2010  гг.    справедливая  стоимость  займов  составила  примерно  65
млн. долларов США и 279 млн. долларов США, соответственно, при средней ставке дисконтирования 8,13% и

- 231 -

8,03%  за  годы,  закончившиеся  31  декабря    2011  и  2010  гг.,  соответственно  (ставка  рефинансирования
Центрального банка РФ).
10.  Основные средства

Основные средства по состоянию на 31 декабря 2011 г. представлены следующим образом:

Первоначальная
стоимость

Накопленная
амортизация

Балансовая
стоимость

Основные средства, связанные с разведкой и
добычей нефти и газа

25 041

(12 891)

12 150

Основные средства, используемые в
переработке нефти

5 272

(2 129)

3 143

Основные средства, используемые в
маркетинговой и сбытовой деятельности

2 326

(431)

1 895

Прочие основные средства

303

(24)

279

Незавершенное строительство

1 846

Итого

34 788

(15 475)

19 313

Сравнительные показатели по состоянию на
31 декабря 2010 г.

30 420

(13 954)

16 466

11.  Гудвилл и нематериальные активы

По состоянию на 31 декабря 2011 и 2010 гг. балансовая стоимость гудвила составила 523 млн. долларов США,
который  признан  при  приобретении  компаний  NIS,  Sibir  и  Orton  Oil  в  размере  349  млн.  долларов  США,  140
млн. долларов США и 34 млн. долларов США, соответственно.    Гудвилл, образованный в результате сделок по
приобретению,  включен  в  состав  нефтеперерабатывающих  и  сбытовых  активов.  Компания  провела  оценку
текущей стоимости гудвилла на предмет обесценения по состоянию на 31 декабря 2011 г. По состоянию на 31
декабря 2011 г. обесценение не признается.

Прочие нематериальные активы по состоянию на 31 декабря 2011 и 2010 гг. представлены следующим
образом:

2011

2010

Лицензии

Программное обеспечение

191

172

Права на землю

493

535

Прочие нематериальные активы

Итого прочие нематериальные активы

752

751

Права  на  землю  относятся  к  правам  пользования  земельными  участками  на  МНПЗ  и  других  участках
розничной  и  оптовой  торговли  в  Москве  и  Московской  области,  где  Компания  владеет  и  управляет
нефтеперерабатывающими  и  сбытовыми  активами. По состоянию на  31 декабря  2011 и  2010  гг.  накопленная
амортизация по правам на землю составила 55 млн. долларов США и 33 млн. долларов США, соответственно.

12. Краткосрочные кредиты и займы

По состоянию на 31 декабря 2011 и 2010 гг. краткосрочные кредиты и займы Компании представлены
следующим образом:

2011

2010

Банки

Связанные стороны

223

244

Прочие

- 232 -

Текущая часть долгосрочных кредитов и займов

1 030

1 415

Итого краткосрочные кредиты и займы

1 277

1 740

По состоянию на 31 декабря 2011 г. Компания имеет несколько беспроцентных займов от
Томскнефти, в размере 206 млн. долларов США (231 млн. долларов США на 31 декабря 2010 г.),
погашаемых в рублях. Займы подлежат погашению в период до сентября 2012 года. Томскнефть
является связанной стороной Компании.

13. Кредиторская задолженность и начисленные обязательства

Кредиторская задолженность и начисленные обязательства по состоянию на 31 декабря 2011 и 2010 гг.
представлены следующим образом:

2011

2010

Торговая кредиторская задолженность

981

853

Авансы, полученные от покупателей

318

342

Кредиторская задолженность перед связанными сторонами

305

223

Проценты начисленные к оплате

Прочие обязательства

403

459

Итого кредиторская задолженность и

начисленные обязательства

2 078

1 923

14.  Налог на прибыль и прочие налоги к уплате

По  состоянию  на  31  декабря  2011  и  2010  гг.  налог  на  прибыль  и  прочие  налоги  к  уплате  представлены
следующим образом:

2011

2010

Налог на добычу полезных ископаемых

386

346

Налог на добавленную стоимость

310

207

Акциз

123

Налог на прибыль

137

Налог на имущество

Прочие налоги

Итого налог на прибыль и прочие налоги к уплате

997

884

Налоги, кроме налога на прибыль, за годы, закончившиеся 31 декабря 2011, 2010 и 2009 гг., представлены
ниже:

2011

2010

2009

Налог на добычу полезных ископаемых

4 614

3 107

2 256

Акциз

2 845

1 743

1 412

Налог на имущество

213

182

127

Прочие налоги

366

269

232

Итого налоги, кроме налога на прибыль

8 038

5 301

4 027

15. Долгосрочные кредиты и займы

ПАО Газпром. Квартальные отчёты за 2005-2014 годы - часть 313