содержание .. 18 19 20 21 ..

ОАО «ГАЗПРОМ НЕФТЬ». ГОДОВОЙ ОТЧЕТ ЗА 2008 ГОД - часть 20

188

ГОДОВОЙ ОТЧЕТ

ОАО «ГАЗПРОМ НЕФТЬ» ЗА 2008 ГОД

189

ГОДОВОЙ ОТЧЕТ

ОАО «ГАЗПРОМ НЕФТЬ» ЗА 2008 ГОД

Прим.

2008 г.

2007 г.

2006 г.

Выручка

•

Реализация нефтепродуктов, нефти и газа

32 410

21 247

19 931

•

Прочая реализация

520

245

Итого

33 075

21 767

20 176

Расходы и прочие затраты

•

Себестоимость приобретенных нефти, газа и нефтепродуктов

8 296

3 928

3 705

•

Операционные расходы

2 060

1 981

1 635

•

Коммерческие, общехозяйственные и административные расходы

1 078

874

563

•

Транспортные расходы

1 661

1 279

1 348

•

Износ, истощение и амортизация

1 309

929

803

•

Экспортные пошлины

6 533

3 371

4 669

•

Налоги, кроме налога прибыль

5 222

3 998

2 940

•

Расходы на геологоразведочные работы

193

184

107

•

Расходы по прочей реализации

474

324

Итого

26 826

16 868

15 810

Операционная прибыль

6 249

4 899

4 366

Прочие доходы (расходы)

•

Доходы от долевого участия в зависимых компаниях

407

408

507

•

Проценты к получению

100

•

Проценты к уплате

(167)

(149)

(126)

•

Прочие доходы (расходы), нетто

(6)

•

(Отрицательная) положительная курсовая разница, нетто

(517)

161

•

Доля меньшинства

(39)

Итого

(127)

559

488

Прибыль до налогообложения

6 122

5 458

4 854

•

Расход по налогу на прибыль

1 425

1 342

1 113

•

Расход (доход) по отложенному налогу на прибыль

(27)

Итого

1 464

1 315

1 193

Чистая прибыль

4 658

4 143

3 661

•

Базовая и разводненная прибыль на одну обыкновенную акцию, $ США на акцию

0,98

0,87

0,77

•

Средневзвешенное кол-во обыкн. акций в обращении базовое и разводненное, млн.

4 736

4 741

КОНСОЛИДИРОВАННЙ ОТЧЕТ О ПРИБЫЛЯХ И УБЫТКАХ В МИЛЛИОНАХ ДОЛЛАРАХ

США ЗА ГОДЫ, ЗАКОНЧИВШИЕСЯ 31 ДЕКАБРЯ: 2008, 2007 И 2006 ГГ.

(ЗА ИСКЛЮЧЕНИЕМ ПРИБЫЛИ НА АКЦИЮ)

2008

2007

Операционная деятельность

•

Чистая прибыль

4 658

4 143

3 661

•

Приведение чистой прибыли к чистым денежным средствам,

полученным от операционной деятельности:

•

Доходы от долевого участия в зависимых компаниях, за вычетом полученных дивидендов

(230)

(331)

(220)

•

Расход (доход) по отложенному налогу на прибыль 39

(27)

•

Износ, истощение и амортизация

1 309

929

803

•

Расход по начисленным обязательствам, связанным с выбытием основных средств,

за вычетом расхода по существующим обязательствам

•

Резерв под сомнительную дебиторскую задолженность

(8)

(20)

•

Прибыль от выбытия основных средств и финансовых вложений

(16)

(24)

•

Изменения в активах и обязательствах

• Дебиторская задолженность

413

123

(451)

• Товарно-материальные запасы

(173)

(302)

(345)

• Прочие оборотные активы

(238)

• Прочие внеоборотные активы

(60)

(55)

(27)

• Кредиторская задолженность и начисленные обязательства

(70)

485

110

• Налог на прибыль и прочие налоги к уплате

(572)

330

(30)

Чистые денежные средства, полученные от операционной деятельности

5 444

5 316

3 320

Инвестиционная деятельность

•

Приобретение финансовых вложений в ассоциированные компании

(33)

(3 747)

(124)

•

Погашение займов и краткосрочных финансовых вложений

372

334

•

Предоставление займов и краткосрочных финансовых вложений (557)

(42)

(290)

•

Поступления от выбытия основных средств и финансовых вложений

•

Капитальные вложения

(3 327)

(2 212)

(1 525)

Чистые денежные средства, использованные в инвестиционной деятельности

(3 463)

(5 636)

(1 864)

Финансовая деятельность

•

Средства, полученные по краткосрочным и долгосрочным кредитам и займам

2 367

4 906

772

•

Средства, направленные на погашение краткосрочных и долгосрочных кредитов и займов

(2 096)

(3 155)

(610)

•

Дивиденды выплаченные

(792)

(2 071)

(602)

•

Средства, направленные на выкуп собственных акций

(45)

Чистые денежные средства, использованные в финансовой деятельности

(566)

(320)

(440)

•

Величина влияния курсовой разницы на денежные средства (61)

•

Изменение денежных средств и их эквивалентов

1 354

(614)

1 030

•

Денежные средства и их эквиваленты по состоянию на начало года

721

1 335

305

•

Денежные средства и их эквиваленты по состоянию на конец года

2 075

721

1 335

•

Дополнительная информация о движении денежных средств:

• Денежные средства, направленные на уплату процентов (за вычетом капитализированной суммы)

159

158

131

• Денежные средства, направленные на уплату налога на прибыль

1 819

1 087

1 104

КОНСОЛИДИРОВАННЙ ОТЧЕТ О ДВИЖЕНИИ ДЕНЕЖНЫХ СТЕДСТВ В МИЛЛИОНАХ

ДОЛЛАРАХ США ЗА ГОДЫ, ЗАКОНЧИВШИЕСЯ 31 ДЕКАБРЯ: 2008, 2007 И 2006 ГГ.

ПРИЛОЖЕНИЕ

-------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

190

ГОДОВОЙ ОТЧЕТ

ОАО «ГАЗПРОМ НЕФТЬ» ЗА 2008 ГОД

191

ГОДОВОЙ ОТЧЕТ

ОАО «ГАЗПРОМ НЕФТЬ» ЗА 2008 ГОД

ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ

ОПИСАНИЕ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ

ОАО «Газпром нефть» (ранее ОАО «Сибирская нефтяная компа-

ния») и его дочерние общества (далее «Компания») является вер-

тикально интегрированной нефтяной компанией, осуществляющей

деятельность в Российской Федерации. Основными видами дея-

тельности Компании являются разведка, разработка нефтегазовых

месторождений, добыча нефти и газа, производство нефтепродуктов,

а также их реализация на розничном рынке. Экспортные торговые

операции осуществляются через 100% дочернее общество Gazprom

Neft Trading GMBH, которое выступает в качестве трейдера по экс-

портным операциям Компании.

ОАО «Сибирская нефтяная компания» («Сибнефть») было обра-

зовано в соответствии с Указом Президента Российской Федерации

№872 от 24 августа 1995 г. Устав Сибнефти был утвержден 29 сентя-

бря 1995 г. Постановлением Правительства Российской Федерации

№972. Омская регистрационная палата официально зарегистрирова-

ла Сибнефть 6 октября 1995 г. В октябре 2005 года ОАО «Газпром» за-

вершило сделку по приобретению 75,68% акций Сибнефти, ставшей

дочерним обществом ОАО «Газпром». 30 мая 2006 г. Сибнефть была

переименована в ОАО «Газпром нефть». В апреле 2009 Газпром за-

ключил соглашение о реализации опциона на покупку дополнитель-

но 20% акций Компании.

В соответствии с российским законодательством природные

ресурсы, включая нефть, газ, драгоценные металлы и минералы,

а также прочие полезные ископаемые, расположенные на тер-

ритории Российской Федерации, являются собственностью Рос-

сийской Федерации. Закон Российской Федерации №2395-1 «О

недрах» регулирует отношения, возникающие в связи с геологи-

ческим изучением, использованием и охраной недр на территории

Российской Федерации. В соответствии с данным законом разра-

ботка недр осуществляется исключительно на основе лицензий.

Лицензии выдаются региональными органами исполнительной

власти и содержат информацию, касающуюся разрабатываемого

участка, периода деятельности, финансовые и прочие условия.

Компания владеет многочисленными лицензиями, выданными

органами власти тех регионов, на территории которых расположе-

ны ее дочерние общества.

ПРИМЕЧАНИЯ К КОНСОЛИДИРОВАННОЙ ФИНАНСОВОЙ ОТЧЕТНОСТИ

Обыкновен-

ные акции

Добавочный

капитал

Собственные

акции, выкуплен-

ные у акционеров

Нераспределен-

ная прибыль

Итого

акционерный

капитал

•

Остаток по состоянию на 31 декабря 2005 г.

2 727

4 927

7 656

•

Чистая прибыль за год

–

3 661

•

Дивиденды по обыкновенным акциям

–

(1 386)

•

Собственные акции, выкупленные у акционеров

–

•

Остаток по состоянию на 31 декабря 2006 г.

2 727

7 202

9 931

•

Чистая прибыль за год

–

4 143

•

Дивиденды по обыкновенным акциям

–

(1 487)

•

Отражение финансового результата от опера-

ции между сторонами под общим контролем

(см. Примечание 7)

–

(2 154)

–

(2 154)

•

Остаток по состоянию на 31 декабря 2007 г.

573

9 858

10 433

•

Чистая прибыль за год

–

4 658

•

Дивиденды по обыкновенным акциям

–

(1 085)

•

Собственные акции, выкупленные у акционеров

–

(45)

•

Остаток по состоянию на 31 декабря 2008 г.

573

(45)

13 431

13 961

КОНСОЛИДИРОВАННЫЙ ОТЧЕТ ОБ ИЗМЕНЕНИЯХ В АКЦИОНЕРНОМ КАПИТАЛЕ

В МИЛЛИОНАХ ДОЛЛАРАХ США ЗА ГОДЫ, ЗАКОНЧИВШИЕСЯ 31 ДЕКАБРЯ:

2008, 2007 И 2006 ГГ.

В 2008, 2007 и 2006 гг. Компания переработала приблизительно

62,3%, 60,9% и 56,8% добытой сырой нефти, соответственно, на нефте-

перерабатывающем заводе Компании, а также на других российских

нефтеперерабатывающих заводах. Оставшаяся часть добытой нефти

была направлена на экспорт. Компания реализует сырую нефть в со-

ответствии с общими правилами экспортного квотирования, приме-

няемого ко всем российским производителям нефти. Согласно данным

правилам квоты на экспорт нефти через транспортную систему ОАО

«Транснефть» устанавливаются и утверждаются Энергетической Ко-

миссией при Правительстве Российской Федерации в соответствии с

принципом равного доступа к нефтепроводной транспортной системе.

ВАЛЮТНОЕ РЕГУЛИРОВАНИЕ И КОНТРОЛЬ

Иностранные валюты, особенно доллар США, играют значитель-

ную роль при осуществлении многих операций в России. В нефте-

газовом секторе значительная часть экспортных операций, а также

инвестиционная и финансовая деятельность ведутся в свободно

конвертируемой валюте, такой как доллар США.

ОСНОВНЫЕ АСПЕКТЫ УЧЕТНОЙ ПОЛИТИКИ

ОСНОВЫ ПРЕДСТАВЛЕНИЯ ИНФОРМАЦИИ

Компания ведет бухгалтерский учет в соответствии с принципами

и методами бухгалтерского и налогового учета, установленными рос-

сийским законодательством. Прилагаемая консолидированная фи-

нансовая отчетность подготовлена на основе данных бухгалтерского

учета, соответствующего российскому законодательству, с внесением

корректировок с целью представления информации в соответствии

с общепринятыми принципами бухгалтерского учета Соединенных

Штатов Америки (ОПБУ США).

ПРИНЦИПЫ КОНСОЛИДАЦИИ И ДОЛГОСРОЧНЫЕ

ФИНАНСОВЫЕ ВЛОЖЕНИЯ

Прилагаемая консолидированная финансовая отчетность включает

отчетность контролируемых дочерних обществ, в отношении которых

ни отдельный миноритарный акционер, ни группа миноритарных ак-

ционеров не имеют существенных голосующих прав, а также общества

с переменной долей участия, в которых Компания является основным

бенефециаром. Инвестиции в общества, которые Компания не контро-

лирует, но имеет возможность оказывать существенное влияние на их

операционную и финансовую деятельность, учитываются по методу до-

левого участия. Соответственно, доля Компании в чистой прибыли этих

обществ отражена в консолидированном отчете о прибылях и убытках

как «Доходы от долевого участия в зависимых компаниях». Прочие

инвестиции учитываются по стоимости приобретения. Как указано в

Примечании 7, Компания имеет вложения в различные предприятия,

зарегистрированные в Российской Федерации и СНГ, которые отраже-

ны по стоимости приобретения. Внутригрупповая прибыль, операции и

остатки в расчетах были исключены при консолидации.

Тест на обесценение инвестиций, учитываемых по методу долевого

участия, проводится Компанией, когда какие-либо события или обсто-

ятельства свидетельствуют о наличии признаков обесценения (за ис-

ключением случаев, когда такой признак носит временный характер).

Сумма обесценения рассчитывается на основе рыночных котировок,

где применимо, либо на основе других методов оценки, включая дис-

контированные движения денежных средств.

Доля меньшинства в консолидированном бухгалтерском балансе

отражает долю акционерного капитала дочерних обществ, которая

принадлежит миноритарным акционерам. В соответствии с ОПБУ

США доля меньшинства рассчитывается, исходя из акционерного

капитала каждого дочернего общества.

ОЦЕНОЧНЫЕ ЗНАЧЕНИЯ,

ИСПОЛЬЗУЕМЫЕ РУКОВОДСТВОМ КОМПАНИИ

Подготовка финансовой отчетности в соответствии с ОПБУ США

связана с необходимостью использования руководством Компании

оценок и допущений, влияющих на величину активов и обязательств

в бухгалтерском балансе, а также на сумму доходов и расходов за

отчетные периоды. Некоторые существенные оценки и допущения

Компании включают: окупаемость и сроки полезного использова-

ния внеоборотных активов и инвестиций; резерв под сомнительную

дебиторскую задолженность; обязательства, связанные с выбытием

основных средств; судебные и налоговые условные обязательства;

износ, истощение и амортизация; обязательства по восстановлению

окружающей среды; запасы нефти; отражение и раскрытие гарантий

и прочих обязательств. Несмотря на то, что руководство использует

наилучшие оценки и суждения, фактические результаты могут отли-

чаться от применяемых оценок и допущений.

ПЕРЕСЧЕТ ИНОСТРАННОЙ ВАЛЮТЫ

Руководство Компании определило, что доллар США является

функциональной валютой и валютой отчетности Компании, поскольку

большая часть выручки, расходов, приобретаемого имущества и обо-

рудования, финансовых и торговых обязательств оценены, начисле-

ны, подлежат погашению либо иным способом выражены в долларах

США. Денежные активы и обязательства были пересчитаны в дол-

лары США по курсу, действующему на отчетную дату. Неденежные

активы и обязательства были переведены по историческим курсам.

Доходы, расходы и движение денежных средств были пересчитаны

по среднему курсу за период либо, где применимо, по историческим

курсам, действующим на дату совершения операций. Возникшие в

результате пересчета в доллары США прибыль и убытки отражены в

консолидированном отчете о прибылях и убытках.

Официальный курс рубля к доллару США по состоянию на 31 де-

кабря 2008 и 2007 и 2006 гг. составил 29,38 рублей, 24,55 рублей и

26,33 рублей за один доллар США, соответственно.

Пересчет активов и обязательств, выраженных в национальной

валюте, в доллары США для целей данной консолидированной фи-

нансовой отчетности не означает, что Компания могла бы реализо-

вать либо погасить в долларах США представленные в отчетности

суммы данных активов и обязательств. Равно как это не означает, что

Компания сможет возвратить либо распределить указанную в отчет-

ности сумму капитала в долларах США своим акционерам.

ДЕНЕЖНЫЕ СРЕДСТВА И ИХ ЭКВИВАЛЕНТЫ

Денежные средства и их эквиваленты включают все высоколик-

видные инвестиции, которые на момент размещения имеют срок по-

гашения три месяца и менее.

КРАТКОСРОЧНЫЕ ФИНАНСОВЫЕ ВЛОЖЕНИЯ

Краткосрочные финансовые вложения в основном состоят из депо-

зитов со сроком погашения на дату размещения свыше трех месяцев.

ПРИЛОЖЕНИЕ

-------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

192

ГОДОВОЙ ОТЧЕТ

ОАО «ГАЗПРОМ НЕФТЬ» ЗА 2008 ГОД

193

ГОДОВОЙ ОТЧЕТ

ОАО «ГАЗПРОМ НЕФТЬ» ЗА 2008 ГОД

ДЕБИТОРСКАЯ ЗАДОЛЖЕННОСТЬ

Дебиторская задолженность представлена по чистой цене реа-

лизации. Резервы под сомнительную дебиторскую задолженность

создаются на суммы, оцениваемые как сомнительные к получению.

Оценка основана на сроках возникновения задолженности, исто-

рии взаиморасчетов с дебитором и сложившихся экономических

условиях. Оценка резервов связана с необходимостью делать пред-

положения и использовать допущения. Просроченная дебиторская

задолженность определяется, исходя из срока погашения согласно

договору. Изменения в резерве под сомнительную дебиторскую за-

долженность отражаются в составе коммерческих, общехозяйствен-

ных и административных расходов в консолидированном отчете о

прибылях и убытках.

ЗАЙМЫ ВЫДАННЫЕ

Займы выданные представлены по чистой цене реализации. По дол-

гам, оцениваемым как безнадежные, создаются резервы. Оценка осно-

вана на истории взаиморасчетов с займополучателем и сложившихся

экономических условиях. Просроченная задолженность определяется,

исходя из срока погашения согласно договору. Доход по процентам на-

числяется в момент получения и отражается в составе процентов к по-

лучению в консолидированном отчете о прибылях и убытках.

ТОВАРНО-МАТЕРИАЛЬНЫЕ ЗАПАСЫ

Товарно-материальные запасы в основном включают в себя

сырую нефть, нефтепродукты, сырье и материалы и отражаются по

наименьшей из средневзвешенной стоимости приобретения или ры-

ночной стоимости. Стоимость приобретения включает в себя прямые

и косвенные расходы и прочие затраты, понесенные в целях доведе-

ния запасов до их текущего состояния и места расположения.

ОСНОВНЫЕ СРЕДСТВА,

СВЯЗАННЫЕ С РАЗВЕДКОЙ И ДОБЫЧЕЙ НЕФТИ И ГАЗА

Основные средства, связанные с разведкой и добычей нефти и

газа, учитываются по методу результативных затрат, в соответствии с

которым затраты на приобретение прав на месторождения, бурение

продуктивных разведочных скважин, разработку месторождений,

вспомогательное оборудование и устройства капитализируются.

Затраты на бурение разведочных скважин (включая стратигра-

фические разведочные скважины) временно капитализируются до

момента подтверждения наличия доказанных запасов нефти и газа,

достаточных для экономически выгодной разработки. Если такие

запасы не обнаружены, расходы на бурение списываются в состав

расходов на геологоразведочные работы. Прочие затраты на гео-

логоразведку, такие как расходы на геологические и геофизические

работы, затраты на владение и содержание неразработанных место-

рождений, списываются в состав расходов в момент возникновения.

Затраты на бурение, имеющие отношение к продуктивным скважи-

нам и к разработке непродуктивных скважин, так же как и расходы на

необходимое оборудование и обустройство нагнетательных скважин,

связанные с разработкой запасов нефти и газа, капитализируются.

ПРОЧИЕ ОСНОВНЫЕ СРЕДСТВА

Прочие основные средства отражены по исторической стоимости

приобретения, за вычетом накопленного износа. Расходы на содер-

жание, ремонт и замену мелких деталей прочих основных средств

списываются на текущие затраты. Расходы на реконструкцию и усо-

вершенствование активов капитализируются.

При продаже или списании прочих основных средств стоимость

приобретения и соответствующий накопленный износ исключаются

из учета. Полученная прибыль или убытки отражаются в консолиди-

рованном отчете о прибылях и убытках.

ИЗНОС, ИСТОЩЕНИЕ И АМОРТИЗАЦИЯ

Износ, истощение и амортизация основных средств, связанных

с разведкой и добычей нефти и газа, начисляются по методу еди-

ницы произведенной продукции и определяются как соотношение

объема добычи текущего года к общему объему доказанных разбу-

ренных запасов. Амортизация не начисляется на стоимость недо-

казанных запасов.

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 ис-

пользования. Нормы амортизации, применяемые к группам прочих

основных средств, имеющим сходные экономические характеристи-

ки, представлены далее:

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, анализируют-

ся на предмет возможного обесценения в соответствии с положения-

ми Стандарта Финансового Учета (SFAS) №144 «Учет обесценения и

выбытия внеоборотных активов». Внеоборотные активы, используе-

мые в операционной деятельности, анализируются на предмет обе-

сценения в случаях, когда какие-либо события или обстоятельства

свидетельствуют о том, что их балансовая стоимость не может быть

возмещена. Если ожидается, что балансовая стоимость не будет воз-

мещена недисконтированными будущими движениями денежных

средств до налогообложения, активы обесцениваются, и убыток от

обесценения отражается в сумме, на которую балансовая стоимость

актива превышает его справедливую стоимость, рассчитанную на

основе дисконтированных будущих движений денежных средств.

По нефтяным и газовым месторождениям чистая приведенная сто-

имость будущих движений денежных средств основана на разумных

оценках руководства будущих цен, которые определяются с учетом

последних исторических цен и публикуемых форвардных цен, при-

меняемых к прогнозируемым объемам добычи на отдельных место-

рождениях и дисконтируемых по ставке, соответствующей предпола-

гаемым рискам. Прогнозируемые объемы добычи представляют собой

запасы, включая вероятные, скорректированные на риск-фактор, и

возможные, которые ожидается извлечь, исходя из предполагаемого

уровня капитальных вложений. Объемы добычи, цены и сроки добы-

чи соответствуют внутренним прогнозам и опубликованным внеш-

ним данным. Допущения в отношении цен и затрат, используемые

в анализе обесценения, отличаются от допущений, используемых

в стандартизированной оценке дисконтированных будущих чистых

движений денежных средств, связанных с доказанными объемами

запасов нефти и газа. Согласно положениям SFAS №69 «Раскрытие

информации о деятельности, связанной с разведкой и добычей нефти

и газа» требуется использовать цены и затраты на отчетную дату, без

учета будущих изменений в применяемых допущениях.

Для целей анализа обесценения отдельные активы группируют-

ся исходя из минимального уровня, на котором возможно иденти-

фицировать движения денежных средств, наиболее независимые

от движений денежных средств от других групп активов. Как пра-

вило, для активов, связанных с разведкой и добычей – это уровень

месторождений; для активов, связанных с переработкой – это уро-

вень целого комплекса; для других активов – уровень операцион-

ной единицы. Внеоборотные активы, выбытие которых, по мнению

руководства, ожидается в течение одного года, учитываются по

наименьшей из балансовой стоимости и справедливой стоимости,

уменьшенной на расходы на продажу. Затраты на приобретение не-

доказанных нефтегазовых активов периодически оцениваются, и

любое выявленное обесценение отражается в составе расходов. За

годы, закончившиеся 31 декабря: 2008, 2007 и 2006 гг., фактов обе-

сценения не выявлено.

СОДЕРЖАНИЕ И РЕМОНТ

Затраты на содержание и ремонт, не приводящие к существен-

ному усовершенствованию, относятся на расходы в момент воз-

никновения. Затраты на капитальный ремонт и профилактическое

обслуживание основных средств, связанных с переработкой нефти,

относятся на расходы в момент возникновения.

КАПИТАЛИЗИРОВАННЫЕ ПРОЦЕНТЫ

Проценты капитализируются по займам, привлеченным в связи с

капитальным строительством, которых, теоретически, можно было бы

избежать, если бы не было затрат на такие активы. Проценты капи-

тализируются только в период непосредственно капитального строи-

тельства до ввода законченного основного средства в эксплуатацию.

В течение 2008, 2007 и 2006 гг. капитализированные проценты, свя-

занные с капитальным строительством, составили 16 млн. долларов

США, 8 млн. долларов США и 11 млн. долларов США, соответственно.

ОБЯЗАТЕЛЬСТВА,

СВЯЗАННЫЕ С ВЫБЫТИЕМ ОСНОВНЫХ СРЕДСТВ

Компания отражает справедливую стоимость обязательств по

выводу из эксплуатации и ликвидации внеоборотных активов в пе-

риоде их возникновения (обычно когда актив устанавливается на

производстве или когда начинается бурение). При первоначальном

отражении обязательства Компания капитализирует его величину

через увеличение балансовой стоимости соответствующих основных

средств. С течением времени обязательство увеличивается в связи с

изменением его приведенной стоимости, а на величину, капитализи-

рованную в стоимости основных средств, начисляется амортизация в

течение срока полезного использования соответствующего актива.

FAS №143 требует при оценке обязательств, связанных с выбытием

основных средств, включать в состав ожидаемых затрат предполагае-

мую цену, которую третья сторона потребовала бы и могла бы ожидать

к получению за принятие на себя расходов, связанных с неопреде-

ленностями и непредвиденными обстоятельствами, присущими по-

добным обязательствам, иногда именуемую «премией за рыночные

риски». В настоящий момент в нефтяной и газовой отрасли России

имеется мало кредитоспособных третьих лиц, готовых за определен-

ную 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.

Деятельность Компании по разведке, разработке и добыче нефти

и газа на месторождениях связана с использованием таких активов,

как скважины и оборудование скважин, установки по сбору и под-

готовке нефти, нефтехранилища и трубопроводы до магистральных

нефтепроводов. Как правило, лицензии и прочие разрешительные

документы требуют от Компании предпринять определенные дей-

ствия в отношении ликвидации данных активов после окончания

добычи. Такие действия включают ликвидацию скважин, демонтаж

оборудования и прочие рекламационные действия. Оценка Ком-

панией будущих расходов на ликвидацию учитывает действующие

разрешительные и лицензионные требования и основывается на

знании руководством объема затрат и предъявляемых требований

по опыту прошлых лет. Возникновение большей части таких затрат

не ожидается в течение нескольких лет или декад; в будущем такие

затраты будут финансироваться за счет основных финансовых ресур-

сов Компании в момент ликвидации активов.

Руководство полагает, что действующие нормативные и разреши-

тельные нормы не предусматривают возникновения обязательств,

связанных с выбытием установок по сбору и подготовке нефти, не-

фтехранилищ и трубопроводов до магистральных нефтепроводов.

В связи с этим руководство Компании полагает, что не существует

очевидных законодательно установленных или договорных обяза-

тельств, связанных с выводом из эксплуатации или иным выбытием

данных активов.

Операции Компании по нефтепереработке осуществляются на

крупных промышленных комплексах. Промышленные комплексы ис-

пользуются на протяжении нескольких десятилетий. Основываясь

на принципах функционирования таких комплексов, руководство по-

лагает, что срок полезного использования указанных промышленных

комплексов определить невозможно, несмотря на то, что некоторые

функционирующие части и оборудование имеют определенные сро-

ки полезного использования. Руководство полагает, что действующие

нормативные и разрешительные нормы не предусматривают возник-

новения обязательств, связанных с ликвидацией таких промышлен-

ных комплексов. Более того, руководство полагает, что действующие

нормативные акты не предусматривают возникновения аналогичных

обязательств, связанных с объектами розничной сети. В связи с этим

Компания считает, что не существует очевидных законодательно уста-

новленных или договорных обязательств, связанных с действиями по

выводу из эксплуатации и иному выбытию таких активов.

Поскольку нормативная и законодательная база в России про-

должает развиваться, в будущем возможны изменения нормативных

требований и объема затрат, связанных с ликвидацией внеоборот-

ных активов.

НАЛОГ НА ПРИБЫЛЬ

В российском законодательстве отсутствует понятие «консоли-

дированного налогоплательщика», и, соответственно, Компания

ПРИЛОЖЕНИЕ

-------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

194

ГОДОВОЙ ОТЧЕТ

ОАО «ГАЗПРОМ НЕФТЬ» ЗА 2008 ГОД

195

ГОДОВОЙ ОТЧЕТ

ОАО «ГАЗПРОМ НЕФТЬ» ЗА 2008 ГОД

не подлежит налогообложению на консолидированном уровне. В со-

ответствии с Налоговым Кодексом Российской Федерации текущий

налог на прибыль исчисляется по ставке 24% по состоянию на 31

декабря 2008, 2007 и 2006 гг. от налогооблагаемой прибыли каждого

дочернего общества, с учетом корректировок на доходы и расходы,

не учитываемые в целях налогообложения.

В прилагаемой консолидированной финансовой отчетности от-

ражены активы и обязательства по отложенному налогу на прибыль,

рассчитанные Компанией по методу обязательств в соответствии

со SFAS №109 «Учет налога на прибыль». Данный метод учитывает

будущие налоговые последствия, возникшие в результате времен-

ных разниц между балансовой стоимостью существующих активов

и обязательств в консолидированной финансовой отчетности и со-

ответствующей налогооблагаемой базой, а также в результате полу-

чения операционных убытков, перенесенных на будущее. Активы и

обязательства по отложенному налогу на прибыль рассчитываются с

применением законодательно установленных налоговых ставок, ко-

торые ожидается применять к налогооблагаемому доходу в те перио-

ды, когда предполагается погасить временные разницы, возместить

стоимость активов и урегулировать обязательства. Оценочный ре-

зерв 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.

Начиная с 1 января 2007 г. Компания учитывает неопределен-

ные налоговые позиции в соответствии положениями FIN №48 «Учет

неопределенности по налогу на прибыль». В соответствии с FIN №48

обязательства по непризнанному доходу по налогу на прибыль, а также

соответствующие расходы на проценты и штрафы отражаются в составе

расходов по налогу на прибыль в консолидированном отчете о прибы-

лях и убытках. Принятие FIN №48 не оказало существенного влияния на

финансовое положение и результаты деятельности Компании.

ПРОИЗВОДНЫЕ ФИНАНСОВЫЕ ИНСТРУМЕНТЫ

Компания использует производные финансовые инструменты для

управления риском, связанным с изменением курса иностранной ва-

люты. Значительная часть выручки Компании поступает в долларах

США. Кроме того, в долларах США осуществляется существенная

часть финансовой и инвестиционной деятельности Компании. Од-

нако операционные расходы и капитальные вложения Компании

главным образом выражены в российских рублях. Соответственно,

изменение курса доллара США по отношению к российскому рублю

влияет на результаты операционной деятельности и движение де-

нежных средств Компании. В связи с этим Компания использует ва-

лютные форвардные контракты для управления данным риском.

Производные финансовые инструменты отражаются в консоли-

дированном бухгалтерском балансе по справедливой стоимости как

прочие оборотные активы либо прочие текущие обязательства. Реа-

лизованные и нереализованные прибыль и убытки учитываются нетто

в консолидированном отчете о прибылях и убытках. Данные операции

не учитываются как сделки хеджирования в соответствии с требова-

ниями SFAS №133 «Учет производных финансовых инструментов и

операций хеджирования» и соответствующих разъяснений.

ОБЫКНОВЕННЫЕ АКЦИИ

В соответствии с уставом обыкновенные акции представляют со-

бой уставный капитал Компании. Владельцы обыкновенных акций

имеют право одного голоса на одну акцию. Дивиденды, выплачи-

ваемые владельцам обыкновенных акций, определяются Советом

директоров и утверждаются на ежегодном собрании акционеров.

СОБСТВЕННЫЕ АКЦИИ, ВЫКУПЛЕННЫЕ У АКЦИОНЕРОВ

Обыкновенные акции Компании, принадлежащие Группе на от-

четную дату, указаны как собственные акции, выкупленные у акцио-

неров, и отражаются по стоимости приобретения с использованием

метода средневзвешенной стоимости. Прибыль от перепродажи

собственных акций, выкупленных у акционеров, увеличивает доба-

вочный 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 рас-

считывается 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 обра-

щение не выпускались.

УСЛОВНЫЕ ОБЯЗАТЕЛЬСТВА

На дату составления данной финансовой отчетности может су-

ществовать ряд условий, которые могут повлечь возникновение

убытков Компании, но наличие таких условий может быть выяв-

лено только тогда, когда в будущем произойдет или не произой-

дет 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 субъек-

тивности. При оценке убытков по условным обязательствам, свя-

занным с судебными разбирательствами, в которые Компания во-

влечена в качестве ответчика, либо с непредъявленными исками,

которые могут привести к судебным разбирательствам, юристы

Компании оценивают вероятность исхода каждого судебного раз-

бирательства 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 веро-

ятными, а лишь возможными, либо если убытки вероятны, но сумма

не может быть определена, раскрывается суть условного обязатель-

ства и приблизительная оценка вероятных убытков (если сумма яв-

ляется существенной и ее возможно оценить). Если убытки по услов-

ным обязательствам не могут быть достоверно оценены, руководство

Компании признает убытки тогда, когда необходимая информация

становится доступной.

Если в отношении убытков по условным обязательствам суще-

ствует неопределенность, такая информация не раскрывается, за ис-

ключением тех случаев, когда возникает гарантийное обязательство

(при этом раскрывается суть гарантии). Тем не менее в некоторых си-

туациях, когда такое раскрытие не является обязательным, Компания

может раскрывать условные обязательства нетипичного характера,

которые, по мнению руководства и юристов, могут представлять ин-

терес для акционеров и других пользователей.

ПЕНСИОННЫЕ И ДРУГИЕ ОБЯЗАТЕЛЬСТВА

ПО КОМПЕНСАЦИОННЫМ ПРОГРАММАМ

Компания и ее дочерние общества не реализуют каких-либо суще-

ственных 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.

ПРИЗНАНИЕ ВЫРУЧКИ

Выручка от реализации сырой нефти, реализации нефтепродук-

тов и продуктов нефтехимии, а также прочих товаров признается в

момент, когда продукция доставлена конечному покупателю, право

собственности перешло покупателю, существует уверенность в по-

ступлении дохода, цена реализации конечному покупателю является

окончательной или может быть определена. В отношении реализа-

ции сырой нефти, нефтепродуктов и материалов на внутреннем рын-

ке продажа отражается в момент отгрузки покупателю, что обычно

означает переход права собственности. При продаже на экспорт

право собственности обычно переходит на границе Российской Фе-

дерации, и Компания несет ответственность за транспортировку,

уплату пошлин и прочих налогов, связанных с такой реализацией.

Прочая выручка состоит в основном из транспортных, строитель-

ных, коммунальных и прочих услуг, которая признается в момент, ког-

да продукция передана покупателю, а услуги оказаны, при этом цена

услуг может быть определена и отсутствуют существенные неопреде-

ленности в отношении того, что реализация имела место. Выручка

отражена за вычетом налога на добавленную стоимость.

ОПЕРАЦИИ ПО КУПЛЕ-ПРОДАЖЕ

Операция по купле-продаже представляет ситуацию, когда Ком-

пания заключает контракт на поставку определенного объема нефти

в определенном месте на определенную дату определенному контр-

агенту, и одновременно – на покупку определенного объема нефти в

определенном месте на ту же или другую дату у того же контрагента.

До 1 апреля 2006 г. Компания отражала такие операции в составе вы-

ручки и себестоимости приобретенной нефти как отдельные сделки

купли и продажи.

Начиная с 1 апреля 2006 г., после принятия Положения рабочей

группы по актуальным проблемам («EITF») №04-13, Компания учи-

тывает 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 нефтепро-

водов ОАО «Транснефть», а также расходы на транспортировку мор-

ским транспортом и железной дорогой. Транспортные расходы также

включают все погрузочно-разгрузочные расходы.

НОВЫЕ СТАНДАРТЫ УЧЕТА

В декабре 2008 года Комиссия по ценным бумагам и биржам

(SEC) опубликовала новую версию требований к раскрытию инфор-

мации о деятельности, связанной с разведкой и добычей нефти и

газа. Новые требования к раскрытию включают: новое определение

деятельности по добыче нефти и газа; отчет о резервах нефти и газа

с использованием невзвешенных арифметических средних цен на

первый день каждого месяца в течение предшествующих двенадца-

ти месяцев; допустимое раскрытие вероятных и возможных запасов,

а также другие изменения. SEC указывает, что совместно с Коми-

тетом по Стандартам Финансового Учета (FASB) будут предприняты

меры по сближению учетных принципов с этими новыми правилами.

Компания в настоящее время оценивает, какое влияние эти новые

требования могут оказать на ее финансовое положение, результаты

деятельности и движение денежных средств.

В ноябре 2008 года FASB выпустил EITF 08-6 «Учет инвестиций

по методу долевого участия», который уточняет отдельные аспекты

учета и обесценения инвестиций, учитываемых по методу долевого

участия. EITF 08-6 применяется для всех инвестиций, учитываемых

по методу долевого участия и, в частности, уточняет способы опреде-

ления первоначальной стоимости инвестиций, снижения стоимости

и изменения доли владения в инвестициях, учитываемых по методу

долевого участия. Стандарт требует перспективного применения,

вступает в силу и действует в отношении отчетных периодов, на-

чинающихся 15 декабря 2008 г. и после. Досрочное применение не

допускается. Руководство Компании полагает, что применение EITF

08-6 не окажет существенного влияния на финансовое положение,

результаты деятельности и движение денежных средств.

В мае 2008 года FASB выпустил SFAS № 162 «Иерархия обще-

принятых принципов бухгалтерского учета», которое устанавливает

последовательную систему выбора принципов бухгалтерского учета,

применяемых при подготовке финансовой отчетности в соответствии

с общепринятыми принципами бухгалтерского учета Соединенных

Штатов Америки (ОПБУ США) неправительственными организациями.

Действующая иерархия ОПБУ США подвергается критике за ее слож-

ность, доминирующее значение Положений о концепциях Финансо-

вого Учета, выпущенных FASB, и за то, что существующая иерархия

ориентирована скорее на аудиторов, чем на организации. SFAS№ 162

вступает в силу через 60 дней после утверждения SEC изменений в AU

Section 411 «Понятие достоверного отражения в соответствии с обще-

принятыми принципами бухгалтерского учета», подготовленных Коми-

тетом по Надзору за Отчетностью Публичных Компаний. FASB полага-

ет, что принятие SFAS №162 не приведет к изменению существующей

практики. Руководство Компании придерживается мнения, что SFAS

№162 не окажет влияния на ее финансовое положение, результаты

деятельности или движение денежных средств.

В апреле 2008 года FASB выпустил FSP SFAS № 142-3, которое

изменяет перечень факторов, учитываемых при пересмотре либо

расширении допущений, используемых при определении срока по-

лезного использования нематериального актива, признанного в со-

ответствии со SFAS 142 «Деловая репутация и прочие нематериаль-

ные активы». Цель FSP состоит в том, чтобы привести в соответствие

срок полезного использования признаваемого нематериального

актива и период ожидаемых движений денежных средств, кото-

рый используется для определения справедливой стоимости акти-

ва. FSP SFAS № 142-3 вступает в силу с 1 января 2009 г., досрочное

ПРИЛОЖЕНИЕ

-------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

содержание .. 18 19 20 21 ..