ПАО «Газпром нефть». Ежеквартальный отчёт за 2 квартал 2015 года

181

Канистра

(отчуждение у

ГПН-СМ)

Зарегистрирован

на территории

РФ

78939

16.07.11

Дата начала

отсчета срока

действия

патента:

12.07.2010

Канистра

(отчуждение у

ГПН-СМ)

Зарегистрирован

на территории

РФ

78940

16.07.11

Дата начала

отсчета срока

действия

патента:

12.07.2010

Канистра с

воронкой

Зарегистрирован

на территории

РФ

83504

16.11.2012

Дата начала

отсчета срока

действия

патента:

08.12.2011

Основные направления и результаты использования основных для эмитента объектов
интеллектуальной собственности:
Результатами использования товарного знака ОАО «Газпром нефть» является объединение
дочерних структур Эмитента по одним узнаваемым брендом.

Факторы риска, связанные с возможностью истечения сроков действия основных для эмитента
патентов, лицензий на использование товарных знаков.
Исключительные права на товарные знаки ОАО «Газпром нефть» продлеваются при условии
уплаты пошлин за поддержание их в силе неограниченное время, и в будущем ОАО «Газпром
нефть» не планирует отказываться от поддержания в силе товарных знаков.

4.6. Анализ тенденций развития в сфере основной деятельности эмитента

Основные  тенденции  развития  отрасли  экономики,  в  которой  Эмитент  осуществляет  основную
деятельность,  а  также  основные  факторы,  оказывающие  влияние  на  состояние  отрасли,
представлены  по  данным  Федерального  государственного  унитарного  предприятия  «Центральное
диспетчерское управление топливно-энергетического комплекса» (ГП «ЦДУ ТЭК»).

Добыча нефти

По итогам I полугодия 2015 года добыча нефти в России составила 264,2 млн тонн, что на 1,2% выше
показателя I полугодия 2014 года.
В I полугодии 2015 года российские нефтяные  компании пробурили 449,8 тыс. м разведочных скважин,
что  на  11,1%  выше  показателя  аналогичного  периода  прошлого  года.  Проходка  в  эксплуатационном
бурении в I полугодии 2015 года составила 10 271,5 тыс. м., что превышает показатель за I полугодие
2014 года на 9,8%.
Доля скважин, дающих продукцию, составила в конце I полугодия 2015 г.  86,9% от эксплуатационного
фонда,  доля  неработающих  скважин  составила  13,1%,  что  на  0,6  п.п.  ниже,  чем  в  конце  I  полугодия
2014 года. В I полугодии 2015 года введено в эксплуатацию 2955  новых нефтяных скважин, что на 205
скважин больше аналогичного показателя 2014 года.

Переработка нефти

По итогам I полугодия 2015 года переработка нефти в России снизилась на 1,1% до 117,59 млн тонн.
Глубина переработки нефти увеличилась на 1,5 п.п. до 72,7%.

182

Производство  автобензинов  в  I  полугодии  2015  года  выросло  на  2,8%,  дизтоплива  снизилось  на  1%,  а
производство мазута сократилось на 7,2%.

Экспорт нефти
По данным ЦДУ ТЭК, в I полугодии 2015 года экспорт нефти из России вырос относительно I полугодия
2014 года на 6,7% и составил 130,6  млн тонн, доля экспорта в общей добыче нефти в России составила
49,4% (в I полугодии 2014 года – 46,9%).
В I полугодии 2015 года экспорт нефти из России в дальнее зарубежье составил 119,7 млн тонн, что на
7,2% выше  уровня  I полугодия 2014 года, в том  числе  по системе  АК «Транснефть» 105,26 млн тонн,
минуя  систему  АК  «Транснефть»  -  14,1  млн  тонн.  В  страны  ближнего  зарубежья  было  поставлено
11,27 млн тонн нефти, из них все поставки осуществлялись в Беларусь (в 1 полугодии 2014 года – 11,05
млн тонн), в Казахстан в первом полугодии 2015 г. поставок нефти не было (в 1 полугодии 2014 года -
17,3 тыс. тонн).

Основные показатели развития нефтяной отрасли России в 2010-2015
годах

Наименование показателя

Отчетный период

2010

2011

2012

2013

2014

6 мес.
2015

Добыча нефти, млн т

505,1

511,4

518,0

523,3

526,7

264,1

Изменение к предыдущему году, %

2,2

1,2

1,3

1,0

0,7

1,2

Проходка в бурении, тыс. м

17 233

18 742 20 538 21 657 20 771 10 271,5

в т.ч. разведочное бурение

711

747

804

817

994

449,8

эксплуатационное бурение

16 522

17 995 19 734 20 840 19 777

9 821,7

Эксплуатационный фонд скважин, тыс.
ед.

159,4

160,4

162,7

166,0

168,3

169,6

Фонд скважин, дающих продукцию, тыс.
ед.

135,0

136,9

139,2

144,1

146,3

147,4

Неработающий фонд скважин, в % от
эксплуатационного фонда

15,3

14,7

14,5

13,2

13,1

Ввод новых скважин, ед.

5 802

6 147

6 090

6 454

6 065

2955

Переработка нефти, млн тонн

248,8

256,4

265,8

272,7

288,9

117,6

Изменение к предыдущему году, %

5,6

3,1

3,6

2,6

6,0

-1,1

Глубина переработки нефти, %

71,1

70,6

71,2

72,3

72,7

Производство автобензинов, млн т

36,1

36,6

38,2

38,7

38,3

19,4

Экспорт нефти, млн т

247,0

242,1

239,7

234,9

223,4

130,6

Изменение к предыдущему году, %

0,4

-2,0

-1,0

-2,0

-4,8

6,8

Цена нефти Urals, средняя за период,
$/барр.

78,3

109,1

110,3

107,7

97,6

57,3

Источник: ЦДУ ТЭК

4.7. Анализ факторов и условий, влияющих на деятельность эмитента

Основные макроэкономические факторы, влияющие на результаты деятельности эмитента
-

изменение рыночных цен на нефть и нефтепродукты;

изменение курса российского рубля к доллару США и инфляция;

налогообложение;

изменение тарифов на транспортировку нефти и нефтепродуктов.

Изменение рыночных цен на нефть и нефтепродукты

Цены на нефть и нефтепродукты на мировом и российском рынках являются основным
фактором, влияющим на результаты деятельности Группы.
Цены на нефтепродукты на мировом рынке прежде всего определяются уровнем мировых цен на
нефть, спросом и предложением нефтепродуктов и уровнем конкуренции на различных рынках.

183

Динамика цен на международном рынке, в свою очередь, оказывает влияние на цены на
внутреннем рынке. Ценовая динамика различна для различных видов нефтепродуктов.
Значительное снижение цен на нефть и нефтепродукты на международном рынке в 1 полугодии
2015 оказало негативное влияние на результат Группы. Часть негативного влияния от падения
международных цен была нивелирована ростом курса доллара по отношению к рублю.

2 кв.

1 кв.

6 мес.

2015

∆, %

2015

2014

∆, %

Международный рынок

(долл. США/барр.)

61,88

53,94

14,7

Нефть "Brent"

57,84

108,93

(46,9)

61,73

52,92

16,6

Нефть "Urals" (ср. Med и NWE)

57,26

107,09

(46,5)

(долл. США/т.)

671,00

548,78

22,3

Бензин Premium (ср. NWE)

608,90

989,69

(38,5)

525,60

455,23

15,5

Нафта (ср. Med и NWE)

489,85

916,18

(46,5)

580,66

528,11

10,0

Дизельное топливо (ср. NWE)

553,96

922,03

(39,9)

570,63

508,77

12,2

Газойль 0,2% (ср. Med)

539,20

906,95

(40,5)

314,81

266,83

18,0

Мазут 3,5% (ср. NWE)

290,43

566,58

(48,7)

Внутренний рынок

(руб./т.)

31 497

29 254

7,7

Высокооктановый бензин

30 382

29 879

1,7

27 188

26 341

3,2

Низкооктановый бензин

26 767

26 622

0,5

29 279

27 474

6,6

Дизельное топливо

28 381

27 443

3,4

8 383

7 444

12,6

Мазут

7 916

9 117

(13,2)

Источники: Platts (международный рынок), Кортес (внутренний рынок)

Изменение курса российского рубля к доллару США и инфляция

Руководство Эмитента определило, что российский рубль является валютой представления
отчетности. Функциональной валютой каждого дочернего общества является валюта
экономической среды, в которой общество осуществляет свою деятельность, для большинства
обществ – российский рубль.

6 мес. 2015

6 мес. 2014

Изменение Индекса потребительских цен (ИПЦ), %

8,4

4,8

Изменение Индекса цен производителей (ИЦП), %

11,5

4,3

Курс рубля к доллару США на конец периода, руб.

55.52

33,63

Средний курс рубля к доллару США за период, руб.

57,40

34,98

Налогообложение
Средние ставки налогов и сборов, действовавшие в отчетных периодах для налогообложения
нефтегазовых компаний в России

6 мес. 2015

6 мес. 2014

∆, %

Экспортная таможенная пошлина

(долл. США/т.)

Нефть

130,10

386,64

(66.4)

Светлые нефтепродукты

62,38

255,15

(75,6)

Дизельное топливо

62,38

251,92

(75,2)

Бензин

101,44

347,94

(70,8)

Нафта

110,53

347,94

(68,2)

Темные нефтепродукты

98,85

255,15

(61,3)

Налог на добычу полезных ископаемых

Нефть (руб./т.)

6 972

6 109

14,1

Ставки вывозной таможенной пошлины на нефть и нефтепродукты
Ставки  вывозной  таможенной  пошлины  на  нефть  и  нефтепродукты  рассчитываются
Министерством  экономического  развития  РФ  в  соответствии  с  Методикой  расчета  вывозных
таможенных пошлин на нефть сырую и отдельные категории товаров, выработанных из нефти,
утвержденной Постановлением Правительства РФ №276 от 29 марта 2013.

184

Информация  о  рассчитанных  ставках  вывозных  таможенных  пошлин  на  нефть  сырую  и
отдельные  категории  товаров,  выработанных  из  нефти,  размещается  на  официальном  сайте
Министерства  экономического  развития  РФ  не  позднее,  чем  за  4  дня  до  1-го  числа  месяца
применения пошлин.
Вывозная таможенная пошлина на нефть сырую
а)  В  соответствии  с  пунктом  4  статьи  3.1  Закона  РФ  от  21  мая  1993  г.  №  5003-1  «О
таможенном  тарифе»  (в  редакции  Федерального  закона  от  24  ноября  2014  г.№366-ФЗ),  ставки
вывозных  таможенных  пошлин  на  нефть  не  должны  превышать  размер  предельной  ставки
пошлины, рассчитываемой следующим образом:

Котировка цены Urals (P), доллар США за

тонну

Максимальная ставка экспортной таможенной

пошлины

≤109,50

109,50 <

P ≤ 146,00

35,0% * (P

– 109,50)

146,00<

P ≤182,50

12,78 + 45,0% * (P

– 146,00)

>182,50

29,20 + 59,0% * (P

– 182,50) на 2014 г.

29,20 + 42,0% * (P

– 182,50) на 2015 г.

29,20 + 36,0% * (P

– 182,50) на 2016 г.

29,2 + 30,0% * (Р - 182,5) с 2017 г.

Нефть, экспортируемая в страны СНГ, являющиеся членами Таможенного союза (Казахстан,
Белоруссия), не облагается вывозной таможенной пошлиной на нефть.

б)  В  соответствии  с  Федеральным  законом  №  239-ФЗ  от  03  декабря  2012  г.  законодательно
урегулирован  вопрос  установления  Правительством  РФ  особых  формул  расчета  пониженных
ставок  вывозных  таможенных  пошлин  на  нефть  сырую  с  особыми  физико-химическими
характеристиками, классифицируемую кодами ТН ВЭД ТС 2709 00 900 1 и 2709 00 900 3, размер
которых  в  соответствии  с  Постановлением  Правительства  РФ  №  276  от  29  марта  2013  г.
устанавливается в зависимости от сложившейся за период мониторинга средней цены на нефть
сырую марки Urals в следующем размере:

Котировка цены Urals (P), доллар США за

тонну

Ставка экспортной таможенной пошлины

≤365

>365

45,0% * (P

– 365)

Федеральным законом от 24 ноября 2014 г. №366-ФЗ и Постановлением Правительства РФ от 29
ноября 2014 г. №1274 вышеописанный порядок расчета пониженных ставок вывозных таможенных
пошлин  на  нефть  сырую  был  скорректирован.  В  соответствии  с  новым  порядком  расчет  ставок
производится следующим образом:
Ст = (Р – 182,5) х К – 56,57 – 0,14 х Р, где Р - цена на нефть "Юралс" (в долларах США за тонну), а К
- приростной коэффициент, равный 42% (в 2015 г.), 36% (в 2016 г.) и 30% (начиная с 2017 г.).
Постановлением  Правительства  №846  от  26  сентября  2013  г.  утвержден  порядок  подготовки
предложений о применении особых формул расчета ставок экспортных пошлин на нефть сырую и
мониторинга  обоснованности  их  применения,  в  том  числе  в  отношении  новых  проектов,
расположенных  на  территории  республики  Саха  (Якутия),  Иркутской  области,  Красноярского
края, севернее 65 градуса Ямало-Ненецкого автономного округа.
Приказом №868 от 3 декабря 2013 г. Минэнерго России утвердило форму заявления и методические
указания  по  проведению  анализа  обоснованности  применения  особых  формул  расчета  ставок
экспортных пошлин на нефть сырую.
в) В соответствии с  п.1.1 ст.35 Закона РФ от 21 мая 1993 г. №  5003-1 «О таможенном  тарифе»
для  нефти,  добытой  на  новом  морском  месторождении,  установлено  освобождение  от  уплаты
вывозной таможенной пошлины на срок до:

 31 марта 2032 г. - для месторождений, расположенных полностью в Азовском море или на 50% и

более своей площади в Балтийском море, Черном море (глубина до 100м), Печорском или Белом
море, Охотском море (южнее 55

с.ш.), Каспийском море;

 31 марта 2042 г. - для месторождений, расположенных на 50% и более своей площади в Черном

море (глубина более 100м), Охотском море (севернее 55

с.ш.), Баренцевом море (южнее 72

с.ш.);

185

 неограниченно - для месторождений, расположенных на 50% и более своей площади в Карском

море, Баренцевом море (севернее 72

с.ш.), восточной Арктике (море Лаптевых, Восточно-

Сибирское море, Чукотское море, Берингово море).

В  соответствии  с  пп.5  ст.11.1  НК  РФ  новым  морским  месторождением  признается  морское
месторождение,  дата  начала  промышленной  добычи  углеводородного  сырья  на  котором
приходится на период с 1 января 2016 г. При этом в случае, если по состоянию на 1 января 2014 г.
степень  выработанности  всех  видов  углеводородного  сырья  (за  исключением  попутного  газа)
морского  месторождения  составляет  менее  1%,  налогоплательщик  вправе  самостоятельно
принять решение об отнесении указанного месторождения к новому морскому месторождению.

Вывозная таможенная пошлина на нефтепродукты

В соответствии со статьей 3.1 Закона РФ от 21 мая 1993 г. № 5003-1 «О таможенном тарифе»,
ставка  вывозной  таможенной  пошлины  на  отдельные  категории  товаров,  выработанных  из
нефти,  устанавливается  Правительством  РФ.  Нефтепродукты,  экспортируемые  в  страны  СНГ,
являющиеся  членами  Таможенного  союза  (Казахстан,  Белоруссия),  не  облагаются  ввозной
таможенной  пошлиной.  С  1  января  2011  г.  также  отменены  ввозные  таможенные  пошлины  в
отношении нефтепродуктов, экспортируемых в Кыргызстан. С 13 ноября 2013 г. освобождены от
вывозных  таможенных  пошлин  поставки  нефтепродуктов  в  Таджикистан  в  пределах
индикативных балансов.
Постановлением  Правительства  РФ  от  29  марта  2013  г.  №  276  установлен  следующий  порядок
определения ставок вывозных таможенных пошлин на нефтепродукты:

Стнп  =  К  х  Стн,  где  Стн  –  ставка  вывозной  таможенной  пошлины  на  нефть  сырую,  а  К  -
расчетный коэффициент в отношении отдельной категории нефтепродуктов.

В  соответствии  с  Постановлением  Правительства  РФ  от  3  января  2014  г.  №2  на  2014  г  для
дизельного топлива был установлен расчетный коэффициент (К) в размере 0,65., для бензинов и
нафты – 0,90, для прочих светлых и темных нефтепродуктов – 0,66.

С  1  января  2015  г.  Федеральным  законом  от  24  ноября  2014  г.  №366-ФЗ  и  Постановлением
Правительства  РФ  от  29  ноября  2014  г.  №1274  установлены  следующие  коэффициенты  для
расчета ставок вывозных таможенных пошлин на нефтепродукты:

2015 г.

2016 г.

с 2017 г.

Легкие и средние
дистилляты

Дизельное топливо                0,48                                 0,4                                    0,3
Масла смазочные
Нафта

0,85

0,71

0,55

Бензин

0,78

0,61

0,3

Акциз на нефтепродукты

Налогоплательщиками  по  уплате  акциза  на  нефтепродукты  на  территории  РФ  являются
производители  нефтепродуктов.  Кроме  того,  налог  уплачивается  юридическими  лицами  при
ввозе подакцизных товаров на территорию РФ.
В  соответствии  со  статьей  193  НК  РФ  установлены  следующие  ставки  акцизов  на
нефтепродукты (рублей за тонну):

2014

2015

2016

2017

Бензин

Ниже класса 3

11 110

7 300

7 530

5 830

Класс 3

10 725

7 300

7 530

5 830

Класс 4

9 916

7 300

7 530

5 830

Класс 5

6 450

5 530

7 530

5 830

186

Прямогонный

11 252

11 300

10 500

9 700

Дизельное топливо

Ниже класса 3

6 446

3 450

4 150

3 950

Класс 3

6 446

3 450

4 150

3 950

Класс 4

5 427

3 450

4 150

3 950

Класс 5

4 767

3 450

4 150

3 950

Печное топливо

6 446

3 000

2 800

Моторные масла

8 260

6 500

6 000

5 400

Налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ)

a) В соответствии со статьей 342 НК РФ (в редакции Федерального закона от 24 ноября 2014 г.
№366-ФЗ) установлены следующие формулы для определения ставки НДПИ на нефть):

2014

2015

2016

2017

НДПИ на нефть (рублей за тонну)

493хКцхКвх

КзхКдхКдв

766хКц-Дм

857хКц-Дм

919хКц-Дм

Дм=530 х Кц х (1 – Кв х Кз х Кд х Кдв х Ккан)
Кндпи = 530 на 2015 г., 559 – с 2016 г.

Кц – коэффициент, характеризующий динамику мировых цен на нефть, определяется по следующей
формуле: Кц = (Ц – 15) х P / 261, где Ц – среднемесячная цена Urals на роттердамской и
средиземноморской биржах (доллар США/баррель) и P – среднемесячный курс рубля к доллару США.

Кв  –  коэффициент,  характеризующий  степень  выработанности  запасов  конкретного  участка  недр.
Данный коэффициент  предусматривает снижение  ставки НДПИ  на  нефть  для  участков  недр с  высокой
степенью  выработанности.  Степень  выработанности  запасов  определяется  как  N/V,  где  N  –  сумма
накопленной  добычи  нефти  на  конкретном  участке  недр,  а  V  –  начальные  извлекаемые  запасы  нефти
категорий А, В, С1 и С2 по конкретному участку недр на 1 января 2006 г. (в случае отсутствия запасов на
1 января 2006 г.  - V определяются на 1 января года, следующего за годом, в котором запасы нефти по
участку недр впервые поставлены на государственный баланс). В случае, если степень выработанности
запасов  конкретного  участка  недр  больше  или  равна  0,8  и  меньше  или  равна  1,  коэффициент  Кв
рассчитывается  по  формуле:  Кв  =  3,8  –  3,5  х  N/V.  В  случае  если  степень  выработанности  запасов
конкретного  участка  недр  превышает  1,  коэффициент  Кв  принимается  равным  0,3.  В  иных  случаях
коэффициент Кв принимается равным 1.
Кз – коэффициент, характеризующий величину запасов конкретного участка недр. Данный коэффициент
предусматривает снижение ставки НДПИ для малых участков недр. В случае если величина начальных
извлекаемых  запасов  нефти  (Vз  -  начальные  извлекаемые  запасы  нефти  категорий  А,  В,  С1  и  С2  по
конкретному участку недр на 1 января года, предшествующего году налогового периода) меньше 5 млн.
тонн и степень выработанности его запасов меньше или равна 0,05, коэффициент Кз рассчитывается по
формуле: Кз = 0,125 х Vз + 0,375.
Кд - коэффициент, характеризующий степень сложности добычи нефти. Его значение варьируется от 0,2
до 1 в зависимости от сложности добычи нефти из конкретной залежи:

 0,2 - при добыче нефти из конкретной залежи углеводородного сырья с утвержденным

показателем проницаемости не более 2 х 10-3 мкм2 и эффективной нефтенасыщенной толщиной
пласта по указанной залежи не более 10 метров;

 0,4 - при добыче нефти из конкретной залежи углеводородного сырья с утвержденным

показателем проницаемости не более 2 х 10-3 мкм2 и эффективной нефтенасыщенной толщиной
пласта по указанной залежи более 10 метров;

 0,8 - при добыче нефти из конкретной залежи углеводородного сырья, отнесенной к

продуктивным отложениям тюменской свиты в соответствии с данными государственного
баланса запасов полезных ископаемых;

 1 - при добыче нефти из прочих залежей углеводородного сырья.

Кдв - коэффициент, характеризующий степень выработанности конкретной залежи углеводородного
сырья. Данный коэффициент предусматривает снижение ставки НДПИ на нефть для залежей с высокой

187

степенью выработанности. Степень выработанности запасов определяется как Nдв/Vдв, где Nдв – сумма
накопленной  добычи  нефти  на  конкретной  залежи,  а  Vдв  –  начальные  извлекаемые  запасы  нефти
категорий  А,  В,  С1  и  С2  по  конкретной  залежи  на  1  января  года,  предшествующего  году  налогового
периода.  В  случае  если  степень  выработанности  запасов  конкретной  залежи  больше  или  равна  0,8  и
меньше или равна 1, коэффициент Кдв рассчитывается по формуле: Кдв = 3,8 – 3,5 х Nдв/Vдв. В случае,
если степень  выработанности запасов конкретной залежи  превышает 1, коэффициент  Кдв принимается
равным  0,3.  В  иных  случаях  коэффициент  Кдв  принимается  равным  1.  Для  залежей,  содержащих
трудноизвлекаемые запасы нефти, коэффициент Кв принимается равным 1.
Ккан  -  коэффициент,  характеризующий  регион  добычи  и  свойства  нефти.  Данный  коэффициент
предусматривает  снижение  ставки  НДПИ  на  нефть  на  участках  недр,  расположенных  полностью  или
частично в регионах со сложными природно-климатическими и геологическими условиями (в частности,
п-ов  Ямал  в  ЯНАО,  Иркутская  область,  Республика  Саха  (Якутия)).  Коэффициент  Ккан  принимается
равным  0  до  1-го  числа  месяца,  следующего  за  месяцем  наступления  хотя  бы  одного  из  следующих
условий: достижение предельного объема накопленной добычи нефти на участке недр (1) или истечение
предельно  установленного  срока  (2).  По  истечении  предельного  срока  применения  налоговой  льготы
Ккан принимается равным 1.
б)  В  соответствии  с  п.2.1  ст.342  и  п.6  ст.338  НК  РФ  для  нефти,  добытой  на  новом  морском
месторождении, установлены следующие адвалорные ставки НДПИ (в % от стоимости):

 30% до истечения 5 лет с даты начала промышленной добычи углеводородного сырья, но не

позднее 31 марта 2022 г. - для месторождений, расположенных полностью в Азовском море или
на 50% и более своей площади в Балтийском море

 15% до истечения 7 лет с даты начала промышленной добычи углеводородного сырья, но не

позднее 31 марта 2032 г. - для месторождений, расположенных на 50% и более своей площади в
Черном море (глубина до 100м), Японском, Печорском или Белом море, Охотском море (южнее
550 с.ш.), Каспийском море;

 10% до истечения 10 лет с даты начала промышленной добычи углеводородного сырья, но не

позднее 31 марта 2037 г. - для месторождений, расположенных на 50% и более своей площади в
Охотском море (севернее 550 с.ш.), в Черном море (глубина более 100м), Баренцевом море
(южнее 720 с.ш.);

 5% до истечения 15 лет с даты начала промышленной добычи углеводородного сырья, но не

позднее 31 марта 2042 г. - для месторождений, расположенных на 50% и более своей площади в
Карском море, Баренцевом море (севернее 720 с.ш.), восточной Арктике (море Лаптевых,
Восточно-Сибирское море, Чукотское море, Берингово море).

 Кроме того, налоговым законодательством установлена нулевая ставка налога в отношении

нефти, добытой из залежей, отнесенных к баженовским продуктивным отложениям, при условии
соблюдения требований НК РФ.

Эффективная ставка НДПИ на нефть ОАО «Газпром нефть»

6 мес.2015

6 мес. 2014

∆, %

Общеустановленная ставка НДПИ на нефть

6 972

6 109

14,1

Эффективная ставка НДПИ на нефть (с учетом
применения Кв и Кз)

6 545

5 824

12,4

Отклонение эффективной ставки НДПИ на нефть
от общеустановленной (руб./т.)

427

285

По итогам 6 месяцев 2015 г. эффективная ставка НДПИ на нефть составила 6 601 руб./т., что
на 371 руб./т. ниже средней общеустановленной ставки в соответствии с налоговым
законодательством. Данное отклонение обусловлено влиянием установленных налоговым
законодательством льгот по НДПИ на нефть, в том числе понижающих коэффициентов Кв, Кз,
Кд и Ккан.

НДПИ на природный газ и газовый конденсат

В соответствии со статьей 342 НК РФ (в редакции Федерального закона от 24 ноября 2014 г.
№366-ФЗ) установлены следующие ставки НДПИ на газ горючий природный и газовый конденсат:

2014

(01.01-30.06)

2014

(01.07-31.12)

2015

Природный газ (руб./ тыс. куб. м.)

471*

35 х Еут х Кс

35 х Еут х

Кс+Тг

188

700

Газовый конденсат (руб. / тонну)

647

42 х Еут х Кс

42хЕут х Кс х

Ккм

* Пониженная ставка НДПИ на газ установлена для налогоплательщиков, не являющихся
собственниками объектов Единой системы газоснабжения и не являющихся организациями, в
которых непосредственно и (или) косвенно участвуют собственники объектов Единой системы
газоснабжения и доля такого участия превышает 50%.

Еут - базовое значение единицы условного топлива, рассчитываемое налогоплательщиком в
зависимости от цены природного газа и газового конденсата, а также соотношения объемов
добычи указанных углеводородов.
Кс  -  коэффициент,  характеризующий  сложность  добычи  полезного  ископаемого  из  залежи
углеводородного  сырья.  Данный  коэффициент  предусматривает  снижение  ставки  НДПИ  на
природный  газ  и  газовый  конденсат  и  принимается  равным  минимальному  значению  из  5
понижающих  коэффициентов  -  Кр  (льгота  по  территориальному  признаку),  Квг  (льгота  для
выработанных  участков  недр),  Кгз  (льгота  для  залежей  с  глубиной  залегания  более  1,7  км),  Кас
(льгота  для  участков  недр  региональной  системы  газоснабжения)  и  Корз  (льгота  для  залежей,
отнесенных к туронским продуктивным отложениям).
Тг  -  показатель,  характеризующий  расходы  на  транспортировку  природного  газа  (согласно
информации ФСТ России на 2015 год принимается равным 0).
Ккм - корректирующий коэффициент, равный 4,4 на 2015 год.

Налоговые льготы
Действующим законодательством о налогах и сборах предусмотрены следующие виды налоговых
льгот, применяемых дочерними обществами Группы, (включая пониженные налоговые ставки и
понижающие коэффициенты к ставке НДПИ на нефть и природный газ):

Налоговые льготы, применяемые в 1
полугодии 2015 г.

Применимость к Группе

НДПИ на нефть

Понижающий коэффициент Кз к ставке НДПИ

ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз»
(Воргенское, Восточно-Вынгаяхинское, Северо-
Карамовское, Валынтойское, Южно-Пурпейское)
ООО «Живой исток» (Балейкинское)

Понижающий коэффициент Кв к ставке НДПИ

ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз»
(Пограничное, Холмогорское, Чатылкинское,
Муравленковское, Сугмутское)
ООО «Газпромнефть-Восток» (Западно-
Лугинецкий участок, Шингинское)
ОАО «Южуралнефтегаз» (Капитоновское)

Понижающий коэффициент Кд к ставке НДПИ

ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз»
(Вынгаяхинское, Еты-Пуровское, Западно-
Ноябрьское, Крайнее)
ООО «Газпромнефть-Хантос» (Приобское)
ООО «Арчинское» (Урманское, Арчинское)

Понижающий коэффициент Ккан к ставке НДПИ

Ставка 0 руб. при добыче нефти из залежей
баженовских продуктивных отложений

ООО «Заполярнефть» (Вынгапуровское,
Новогоднее)

ООО «Газпромнефть-Ангара» (Тымпучиканское,
Игнялинское)
ООО «Газпромнефть Новый Порт»
(Новопортовское)

ООО «Газпромнефть-Хантос» (Красноленинское)

189

Пониженная ставка НДПИ при добыче на новом
морском месторождении, расположенном на 50 и
более процентов своей площади в Печорском
море

ООО «Газпромнефть Шельф» (Приразломное)

НДПИ на газ
Понижающий коэффициент Кс к ставке НДПИ

ООО «Газпромнефть Новый Порт»
(Новопортовское)
ЗАО «Газпром нефть Оренбург» (Восточный
участок Оренбургского НГКМ)

Налог на прибыль организаций
Применение пониженной ставки в размере 16%
(льгота 4% в соответствии с региональным
законодательством ХМАО)

ООО «Газпромнефть-Хантос»
ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз»

Применение пониженной ставки в размере 15,5%
(льгота 4,5% в соответствии с региональным
законодательством ЯНАО)

ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз»

Налог на имущество
Освобождение от налога на имущество по
инвестиционным проектам в ХМАО, заявленным
до 01.01.2011 г. (в соответствии с региональным
законодательством ХМАО)

ООО «Газпромнефть-Хантос»

Применение пониженной ставки в размере 1,1% в
отношении имущества, созданного/
приобретенного при реализации инвестиционных
проектов в ЯНАО (в соответствии с
региональным законодательством ЯНАО)

ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз»
ООО «Заполярнефть»

Освобождение от налога на имущество в
отношении имущества, созданного/
приобретенного при реализации инвестиционных
проектов в Оренбургской области (в соответствии
с региональным законодательством
Оренбургской области)

ЗАО «Газпром нефть Оренбург»

Транспортировка  нефти и нефтепродуктов

Политика в отношении транспортных тарифов определяется государственными органами для
того,  чтобы  обеспечить  баланс  интересов  государства  и  всех  участников  процесса
транспортировки.  Транспортные  тарифы  естественных  монополий  устанавливаются
Федеральной  службой  по  тарифам  Российской  Федерации  («ФСТ»).  Тарифы  зависят  от
направления транспортировки, объема поставок, расстояния до пункта назначения и нескольких
других  факторов.  Изменения  тарифов  зависят  от  инфляции,  прогнозируемой  Министерством
экономического  развития  Российской  Федерации,  потребностей  владельцев  транспортной
инфраструктуры в капитальных вложениях, прочих макроэкономических факторов, а также от
окупаемости  экономически  обоснованных  затрат,  понесенных  естественными  монополиями.
Тарифы  пересматриваются  ФСТ  не  реже  одного  раза  в  год,  включая  тарифы  на  погрузочно-
разгрузочные работы, перевалку, перевозку и другие тарифы.
В  таблице  ниже  указаны  средние  затраты  на  транспортировку  тонны  нефти  на  экспорт,  до
заводов  Эмитента,  а также  средние  затраты  на транспортировку тонны  нефтепродуктов  на
экспорт от заводов Группы

(руб./т.)

6 мес. 2015 6 мес. 2014

∆, %

190

Нефть

Экспорт

Трубопроводный

1 709

1 702

0,4

СНГ

Трубопроводный

1 182

1 168

1,3

Транспортировка на НПЗ

ОНПЗ

444

514

(13,5)

МНПЗ

1 117

1 024

9,0

Ярославский НПЗ

1 027

1 069

(3,9)

Нефтепродукты

Экспорт с ОНПЗ

Бензин

2 771

2 336

18,6

Мазут

4 528

3 986

13,6

Дизельное топливо

4 190

3 302

26,9

Экспорт с МНПЗ

Бензин

1 901

1 643

15,7

Мазут

2 369

1 460

62,3

Дизельное топливо

1 971

1 854

6,3

Экспорт с Ярославского НПЗ

Бензин

1 388

1 133

22,5

Мазут

1 826

1 742

4,8

Дизельное топливо

1 744

1 473

18,4

4.8. Конкуренты эмитента

«Газпром  нефть»  и  ее  дочерние  общества  представляют  собой  вертикально  интегрированную
нефтяную  компанию  (ВИНК),  основными  видами  деятельности  которой  являются  разведка,
разработка, добыча и реализация нефти и газа, а так же производство и сбыт нефтепродуктов.
Доказанные запасы углеводородов по классификации PRMS-SPE Компании превышают 1,443 млрд
т  н.  э.,  что  ставит  «Газпром  нефть»  в  один  ряд  с  20  крупнейшими  нефтяными  компаниями
мира.
Компания осуществляет свою деятельность в крупнейших нефтегазоносных регионах России:
Ханты-Мансийском  и  Ямало-Ненецком  автономных  округах,  Томской,  Омской,  Оренбургской,
Тюменской,  Иркутской  областях,  Республике  Саха  (Якутия).  Основные  перерабатывающие
мощности  Компании  находятся  в  Омской,  Московской  и  Ярославской  областях,  а  также  в
Сербии. Кроме того, «Газпром нефть» реализует проекты в области добычи за пределами России
– в Ираке, Венесуэле и других странах.

География  поставок  нефти  ОАО  «Газпром  нефть»  достаточно  обширна.  Нефть,  в  основном,
поставляется на переработку на собственные заводы – Омский и Московский НПЗ,  по договорам
процессинга на НПЗ компании, в уставном капитале которых ОАО «Газпром нефть» имеет долю
(ЯНОС)  и  на  экспорт,  в    страны  Европы  и  Средиземноморского  бассейна,  страны  ближнего
зарубежья  (Беларусь,  Казахстан).  Основными  конкурентами  Эмитента  при  поставках
российской  нефти  на  внешний  рынок  являются  российские  вертикально-интегрированные
нефтяные компании ОАО «ЛУКОЙЛ», ОАО «Сургутнефтегаз», ОАО «НК «Роснефть».

Основные  перерабатывающие  мощности  компании  находятся  в  Омской,  Московской  и
Ярославской областях, а также в Сербии.
География  поставок  нефтепродуктов,  произведенных  ОАО  «Газпром  нефть»,  привязана  к
регионам расположения НПЗ, а также концентрируется в регионах сбытовой деятельности, где
Эмитент  располагает  собственной  инфраструктурой  нефтепродуктообеспечения  (нефтебазы,
АЗС)  с  учетом  емкости  рынка  и  уровня  платежеспособного  спроса.  Все  это  позволяет
максимально  реализовать  конкурентные  преимущества  по  сравнению  с  другими  участниками
рынка.
Продажа  нефтепродуктов  на  внутреннем  рынке  проводится  во  все    федеральные  округа.
Основными  конкурентами  Общества  при  поставке  нефтепродуктов  на  внутреннем  и  внешнем
рынках  являются  российские  вертикально-интегральные  компании  ОАО  «НК  «ЛУКОЙЛ»,  ОАО

191

«Сургутнефтегаз»,  ОАО «НК «Роснефть», ОАО «Татнефть».
Эмитент  занимается  реализацией  сырой  нефти  на  внешнем  рынке  через  100%  дочернюю
компанию Gazprom Neft Trading GmbH. В данной области Эмитент сталкивается с общими для
российских  компаний  проблемами,  связанными  с  недооценненостью  и  конкурентоспособностью
российского  углеводородного  сырья.  Здесь  основными  конкурирующими  поставщиками  товара
являются страны Ближнего и Среднего Востока, Северной Европы и Северо-Западной Африки, а
также  крупнейшие  иностранные  нефтяные  концерны.  Основными  иностранными  концернами,
оперирующими  на  внешнем  рынке  являются  такие  нефтяные  компании  как  Shell,  BP,  TOTAL,
Saudi Aramco, Exxon Mobil, Chevron, ERG,  NIOC, PDV, Pemex и другие.

ОАО «Газпром  нефть»  входит  в  число  лидирующих  отечественных  нефтяных  компаний  в
области добычи углеводородов и переработки нефтепродуктов. По объемам добычи углеводородов
в  2014  г.  «Газпром  нефть»  занимает  4-е  место  в  России.  По  темпам  роста  добычи  среди
крупнейших  ВИНК  России  Компания  находится  на  1-м  месте,  по  итогам  2014  года  прирост
составил 6,4 %.

ОАО  «Газпром  нефть»  занимает  3-е  место  по  объемам  переработки  нефтепродуктов  среди
российских  нефтяных  компаний.  На  долю  «Газпром  нефти»  приходится  13,7  %  общего  объема
переработки  нефтепродуктов  в  России.  «Газпром  нефть»  также  входит  в  число  крупнейших
экспортеров сырой нефти с долей в 3,9% от общего экспорта российской нефти по системе АК
«Транснефть».

Основу будущего роста Компании составляют новые  добычные проекты — «Ямал», «Мессояха»,
«Новый  Порт»  и  «Приразломное»,  —  способные  обеспечить  рост  добычи  до  2025  г.  При  этом
наработанный  опыт  по  стабилизации  добычи  на  зрелых  месторождениях  и  освоению
комплексных  технологий  разработки  месторождений  снижает  зависимость  от  западных
подрядчиков  и  незаменимых  технологических  решений.  Выгодное  расположение  и  модернизация
НПЗ, сильные рыночные позиции и высокие темпы роста продаж в премиальных сегментах рынка
—  все  эти  факторы,  наряду  с  высокой  операционной  эффективностью,  обеспечивают
значительные  конкурентные  преимущества  для  Компании,  создавая  существенный  потенциал
роста ее стоимости на долгосрочный период.

V. Подробные сведения о лицах, входящих в состав органов

управления эмитента, органов эмитента по контролю за его

финансово-хозяйственной деятельностью, и краткие сведения о

сотрудниках (работниках) эмитента

5.1. Сведения о структуре и компетенции органов управления эмитента

Полное описание структуры органов управления эмитента и их компетенции в соответствии с уставом
(учредительными документами) эмитента:

ОБЩЕЕ СОБРАНИЕ АКЦИОНЕРОВ
Высшим органом управления Общества является Общее собрание акционеров.

К компетенции Общего собрания акционеров относятся:
1)  внесение  изменений  и  дополнений  в  Устав  Общества  или  утверждение  Устава  Общества  в
новой редакции;
2) реорганизация Общества;
3) ликвидация Общества, назначение ликвидационной комиссии и утверждение промежуточного
и окончательного ликвидационных балансов;
4) избрание членов Совета директоров Общества и досрочное прекращение их полномочий;
5)  определение  количества,  номинальной  стоимости,  категории  (типа)  объявленных  акций  и
прав, предоставляемых этими акциями;
6) увеличение уставного капитала Общества путем увеличения номинальной стоимости акций,
а  также  путем  размещения  дополнительных  акций  по  закрытой  подписке  и  в  иных  случаях,
когда принятие такого решения Федеральным законом «Об акционерных обществах» отнесено к
компетенции Общего собрания;

192

7)  уменьшение  уставного  капитала  Общества  путем  уменьшения  номинальной  стоимости
акций, путем приобретения Обществом части акций в целях сокращения их общего количества,
а также путем погашения приобретенных или выкупленных Обществом акций;
8) избрание членов Ревизионной комиссии Общества и досрочное прекращение их полномочий;
9) утверждение аудитора Общества;
10)  выплата  (объявление)  дивидендов  по  результатам  первого  квартала,  полугодия,  девяти
месяцев финансового года;
11) утверждение годовых отчетов, годовой бухгалтерской отчетности, в том числе отчетов о
прибылях и об убытках (счетов прибылей и убытков) Общества, а также распределение прибыли
(в  том  числе  выплата  (объявление)  дивидендов,  за  исключением  прибыли,  распределенной  в
качестве  дивидендов  по  результатам  первого  квартала,  полугодия,  девяти  месяцев  финансового
года) и убытков Общества по результатам финансового года;
12) определение порядка ведения Общего собрания акционеров;
13) дробление и консолидация акций;
14) принятие решений об одобрении сделок в случаях, предусмотренных статьей 83 Федерального
закона «Об акционерных обществах»;
15)  принятие  решений  об  одобрении  крупных  сделок  в  случаях,  предусмотренных  статьей  79
Федерального закона «Об акционерных обществах»;
16)  приобретение  Обществом  размещенных  акций  в  случаях,  предусмотренных  Федеральным
законом «Об акционерных обществах»;
17)  принятие  решения  об  участии  в  финансово-промышленных  группах,  ассоциациях  и  иных
объединениях коммерческих организаций;
18) утверждение внутренних документов, регулирующих деятельность органов Общества;
19)  решение  иных  вопросов,  предусмотренных  Федеральным  законом  «Об  акционерных
обществах».
Вопросы, отнесенные  к компетенции Общего собрания  акционеров,  не  могут быть  переданы на
решение  Совету  директоров  Общества,  за  исключением  вопросов,  предусмотренных
Федеральным законом «Об акционерных обществах».
Вопросы, отнесенные  к компетенции Общего собрания  акционеров,  не  могут быть  переданы на
решение исполнительным органам Общества.

СОВЕТ ДИРЕКТОРОВ

Совет  директоров  Компании  осуществляет  общее  руководство  деятельностью  Компании,  за
исключением решения вопросов, отнесенных федеральными законами и уставом к компетенции
общего собрания акционеров.

К компетенции Совета директоров Общества относятся следующие вопросы:
1)  определение  приоритетных  направлений  деятельности  Общества,  утверждение
перспективных  планов  и  основных  программ  деятельности  Общества,  в  том  числе  годового
бюджета и инвестиционных программ Общества;
2)  созыв  годового  и  внеочередного  Общих  собраний  акционеров,  за  исключением  случаев,
предусмотренных пунктом 8 статьи 55 Федерального закона «Об акционерных обществах»;
3) утверждение повестки дня Общего собрания акционеров;
4)  определение  даты  составления  списка  лиц,  имеющих  право  на  участие  в  Общем  собрании
акционеров,  и  другие  вопросы,  отнесенные  к  компетенции  Совета  директоров  Общества  в
соответствии  с  положениями  главы  VII  Федерального  закона  «Об  акционерных  обществах»,  и
связанные с подготовкой и проведением Общего собрания акционеров;
5)  принятие  решения  об  увеличении  уставного  капитала  Общества  путем  размещения
дополнительных  акций  в  пределах  количества  и  категорий  (типов)  объявленных  акций,  за
исключением  случаев,  когда  принятие  такого  решения  Федеральным  законом  «Об  акционерных
обществах» отнесено к компетенции Общего собрания акционеров;
6)  размещение  Обществом  облигаций  и  иных  эмиссионных  ценных  бумаг  в  случаях,
предусмотренных Федеральным законом «Об акционерных обществах»;
7)  определение  цены  (денежной  оценки)  имущества,  цены  размещения  и  выкупа  эмиссионных
ценных бумаг в случаях, предусмотренных Федеральным законом «Об акционерных обществах»;
8)  приобретение  размещенных  Обществом  акций,  облигаций  и  иных  ценных  бумаг  в  случаях,
предусмотренных Федеральным законом «Об акционерных обществах»;
9) образование исполнительных органов Общества и определение срока их полномочий, досрочное
прекращение полномочий исполнительных органов;
10)  рекомендации  по  размеру  выплачиваемых  членам  Ревизионной  комиссии  Общества
вознаграждений и компенсаций и определение размера оплаты услуг аудитора;

193

11) рекомендации по размеру дивиденда по акциям и порядку его выплаты;
12) использование резервного фонда и иных фондов Общества;
13)  утверждение  внутренних  документов  Общества,  за  исключением  внутренних  документов,
утверждение  которых  отнесено  Федеральным  законом  «Об  акционерных  обществах»  к
компетенции  Общего  собрания  акционеров,  а  также  иных  внутренних  документов  Общества,
утверждение  которых  отнесено  настоящим  Уставом  к  компетенции  исполнительных  органов
Общества;
14) создание филиалов и открытие представительств Общества и их ликвидация;
15)  одобрение  крупных  сделок  в  случаях,  предусмотренных  главой  X  Федерального  закона  «Об
акционерных обществах»;
16)  одобрение  сделок,  предусмотренных  главой  XI  Федерального  закона  «Об  акционерных
обществах»;
17) установление порядка совершения сделок;
18)  установление  порядка  взаимодействия  с  хозяйственными  обществами  и  организациями,
акциями и долями которых владеет Общество;
19) принятие решений об участии и о прекращении участия Общества в других организациях, за
исключением случаев, предусмотренных подпунктом 17 пункта 15.1 и подпунктом 15 пункта 25.6
настоящего Устава;
20)  принятие  в  соответствии  с  порядком  совершения  сделок  решений  о  совершении  сделок  на
сумму свыше 450 000 000 (Четырехсот пятидесяти миллионов) рублей с активами в форме акций
(долей,  паев)  других  организаций  и  по  внесению  Обществом  вкладов  в  имущество  других
организаций;
21)  утверждение  регистратора  Общества  и  условий  договора  с  ним,  а  также  расторжение
договора с ним;
22)  назначение  аудиторских  проверок  деятельности  Общества,  в  том  числе  независимыми
аудиторами;
23)  согласование  назначения  и  освобождения  от  должности  заместителей  Генерального
директора,  главного  бухгалтера  и  начальника  подразделения  внутреннего  аудита  (контроля)
Общества;
24)  согласование  участия  Генерального  директора  и  членов  Правления  Общества  в  органах
управления других организаций;
25) назначение Секретаря Совета директоров;
26) иные вопросы, предусмотренные Федеральным законом «Об акционерных обществах».
Вопросы, отнесенные к компетенции Совета директоров Общества, не могут быть переданы на
решение исполнительным органам Общества.

КОЛЛЕГИАЛЬНЫЙ ИСПОЛНИТЕЛЬНЫЙ ОРГАН - ПРАВЛЕНИЕ

Правление Общества является коллегиальным исполнительным органом Общества и действует
на  основании  настоящего  Устава,  а  также  утверждаемого  Общим  собранием  акционеров
Положения о Правлении Общества.

К компетенции Правления Общества относится:
1)  организация  контроля  за  реализацией  решений  Общего  собрания  акционеров  и  Совета
директоров Общества;
2)  разработка  для  представления  Совету  директоров  Общества  перспективных  планов  и
основных программ деятельности Общества, в том числе годового бюджета и инвестиционных
программ Общества, подготовка отчетов об их выполнении, а также разработка и утверждение
текущих планов деятельности Общества;
3)  организация  контроля  за  выполнением  перспективных  и  текущих  планов  и  программ
Общества, реализацией инвестиционных, финансовых и иных проектов Общества;
4)  утверждение  правил,  обеспечивающих  надлежащую  организацию  и  достоверность
бухгалтерского  учета  в  Обществе  и  своевременное  представление  ежегодного  отчета  и  другой
финансовой  отчетности  в  соответствующие  органы,  а  также  сведений  о  деятельности
Общества, предоставляемых акционерам и кредиторам;
5)  утверждение  внутренних  документов  Общества  по  вопросам,  относящимся  к  компетенции
Правления;
6) разработка предложений об участии и прекращении участия Общества в других организациях
(в  том  числе  зарубежных),  об  открытии  и  прекращении  деятельности  филиалов,
представительств Общества для представления Совету директоров Общества;
7)  решение  иных  вопросов  текущей  деятельности  Общества,  внесенных  на  его  рассмотрение
Генеральным директором Общества.

194

ЕДИНОЛИЧНЫЙ ИСПОЛНИТЕЛЬНЫЙ ОРГАН - ГЕНЕРАЛЬНЫЙ ДИРЕКТОР

Генеральный директор является единоличным исполнительным органом Общества

Генеральный директор:
1)  без  доверенности  действует  от  имени  Общества,  в  том  числе  представляет  его  интересы,
совершает сделки от имени Общества и распоряжается имуществом Общества, руководствуясь
внутренними  документами  Общества,  регулирующими  порядок  совершения  сделок  и  порядок
взаимодействия  с  хозяйственными  обществами  и  организациями,  акциями  и  долями  которых
владеет Общество;
2)  выдает  доверенности  на  право  представительства  от  имени  Общества,  в  том  числе
доверенности с правом передоверия;
3)  утверждает  штаты  Общества,  его  филиалов  и  представительств,  определяет  формы,
системы и размер оплаты труда;
4)  по  согласованию  с  Советом  директоров  назначает  и  освобождает  от  должности
заместителей  Генерального  директора,  главного  бухгалтера  и  начальника  подразделения
внутреннего аудита (контроля) Общества;
5) осуществляет прием и увольнение работников Общества;
6)  издает  приказы,  распоряжения  и  дает  указания,  обязательные  для  исполнения  всеми
работниками Общества;
7) утверждает внутренние документы Общества, регулирующие его текущую деятельность, за
исключением  внутренних  документов  по  вопросам  деятельности  Общества,  утверждение
которых  отнесено  в  соответствии  с  настоящим  Уставом  к  компетенции  Общего  собрания
акционеров, Совета директоров и Правления;
8)  утверждает  положения  о  филиалах  и  представительствах  Общества,  назначает  и
освобождает от должности руководителей филиалов и представительств;
9) организует выполнение решений Общего собрания акционеров, Совета директоров и Правления
Общества, исполнение обязательств перед бюджетом и контрагентами;
10) открывает счета в банках;
11) организует контроль за использованием материальных, финансовых и трудовых ресурсов;
12) утверждает перечень сведений, содержащих коммерческую тайну и иную конфиденциальную
информацию Общества;
13)  обеспечивает  соблюдение  требований  действующего  законодательства  при  осуществлении
хозяйственной деятельности Общества;
14) принимает решения о предъявлении от имени Общества претензий и исков к юридическим и
физическим  лицам,  реализует  права  акционера  (участника)  хозяйственных  обществ  и  других
организаций, в которых участвует Общество;
15) принимает решения об участии и о прекращении участия Общества в других организациях, в
случаях,  если  такое  решение  влечет  совершение  сделки  на  сумму  не  более  450  000  000
(Четырехсот  пятидесяти  миллионов)  рублей  или  связано  с  реорганизацией  или  ликвидацией
организации,  балансовая  стоимость  активов  которой  составляет  не  более  450  000  000
(Четырехсот пятидесяти миллионов) рублей;
16) принимает в соответствии  с  порядком  совершения  сделок решения  о совершении сделок на
сумму не более 450 000 000 (Четырехсот пятидесяти миллионов) рублей;
17) решает иные вопросы текущей деятельности Общества.

Эмитентом утвержден (принят) кодекс корпоративного управления либо иной аналогичный
документ
Сведения о кодексе корпоративного поведения либо аналогичном документе:
Кодекс корпоративного поведения принят в 1998 году. Новая редакция Кодекса утверждена
годовым общим собранием акционеров 09.06.2011 г. (Протокол от 14.06.2011 № 0101/01). Текст
документа размещен на сайте эмитента по адресу: http://ir.gazprom-neft.ru/corporate-governance/

Устав и внутренние документы эмитента, регулирующие деятельность органов управления,
размещены на сайте эмитента по адресу:

http://ir.gazprom-neft.ru/corporate-governance/internal-

regulations/

Во 2 квартале 2015 г. Общим собранием акционеров были внесены изменения в Положение о
Ревизионной комиссии ОАО «Газпром нефть» (Протокол № 0101/01 от 09.06.2015 г.).

5.2. Информация о лицах, входящих в состав органов управления эмитента

195

5.2.1. Состав совета директоров (наблюдательного совета) эмитента

ФИО: Миллер Алексей Борисович
(председатель)
Год рождения: 1962

Образование:
Высшее
Все должности, занимаемые данным лицом в эмитенте и других организациях за последние 5 лет и в
настоящее время в хронологическом порядке, в том числе по совместительству

Период

Наименование организации

Должность

по

2001

н/вр

ОАО "Газпром"

Председатель Правления

2002

н/вр

ОАО "Газпром"

Заместитель Председателя
Совета директоров

2003

н/вр

Банк ГПБ (АО)

Председатель Совета
директоров

2003

н/вр

ОАО "СОГАЗ"

Председатель Совета
директоров

2005

н/вр

ОАО "Газпром нефть"

Председатель Совета
директоров

2007

н/вр

Негосударственный пенсионный фонд
"Газфонд"

Председатель Совета фонда

2007

н/вр

ОАО "Газпром-Медиа Холдинг"

Председатель Совета
директоров

2008

н/вр

Shtockman Development AG

Председатель Совета
директоров

2010

н/вр

Gazprom Neft International S.A.

Председатель
Наблюдательного совета

2012

н/вр

ОАО "Росипподромы"

Председатель Совета
директоров

2012

2013

South Stream Transport Services AG

Член Совета директоров

2012

2013

ОАО "Росгеология"

Председатель Совета
директоров

2012

2015

South Stream Transport B.V.

Член Совета директоров

2013

н/вр

Некоммерческое партнерство по развитию
международных исследований и проектов в
области энергетики "Глобальная энергия"

Член Наблюдательного
совета

2013

н/вр

Ассоциация производителей оборудования
"Новые технологии газовой отрасли"

Председатель Правления

Доли участия в уставном капитале эмитента/обыкновенных акций не имеет

Доли участия лица в уставном (складочном) капитале (паевом фонде) дочерних и зависимых обществ
эмитента

Лицо указанных долей не имеет

Сведения о характере любых родственных связей с иными лицами, входящими в состав органов
управления эмитента и/или органов контроля за финансово-хозяйственной деятельностью эмитента:

Указанных родственных связей нет

Сведений о привлечении такого лица к административной ответственности за правонарушения в
области финансов, налогов и сборов, рынка ценных бумаг или уголовной ответственности (наличии

196

судимости) за преступления в сфере экономики или за преступления против государственной власти:

Лицо к указанным видам ответственности не привлекалось

Сведений о занятии таким лицом должностей в органах управления коммерческих организаций в
период, когда в отношении указанных организаций было возбуждено дело о банкротстве и/или
введена одна из процедур банкротства, предусмотренных законодательством Российской Федерации о
несостоятельности (банкротстве):

Лицо указанных должностей не занимало

Сведения об участии (член комитета, председатель комитета) в работе комитетов совета директоров
(наблюдательного совета) с указанием названия комитета (комитетов):

Лицо указанных должностей не занимало

Сведения о членах совета директоров (наблюдательного совета), которых эмитент считает
независимыми:

Лицо не является независимым членом Совета директоров

ФИО: Голубев Валерий Александрович
Год рождения: 1952

Период

Наименование организации

Должность

по

2005

н/вр

ОАО "Центргаз"

Председатель Совета
директоров

2005

н/вр

ОАО "Волгограднефтемаш"

Председатель Совета
директоров, член Совета
директоров

2006

н/вр

ОАО "Газпром"

заместитель председателя
Правления

2006

2014

ЗАО "Газпром зарубежнефтегаз"

член Совета директоров,
Председатель Совета
директоров

2006

н/вр

НП "Российское газовое общество"

Первый вице-президент,
член Наблюдательного
совета

2006

н/вр

ТОО "КазРосГаз"

член Наблюдательного
совета

2006

2013

ЗАО "Каунасская термофикационная
электростанция"

член Правления

2007

н/вр

АО "Молдовагаз"

Председатель
Наблюдательного совета

2007

н/вр

ООО "Международный газотранспортный
консорциум"

член Совета Участников

2007

н/вр

ОАО "Мосэнерго"

член Совета директоров

2007

2013

ООО "Газпромтранс"

Председатель Совета
директоров

2007

2014

АО "Лиетувос Дуйос"

Председатель Правления,
член Правления

ПАО «Газпром нефть». Ежеквартальный отчёт за 2 квартал 2015 года - часть 12