ПАО «Газпром нефть». Ежеквартальный отчёт за 4 квартал 2018 года

117

Уставом не предусмотрен.

4. Полное фирменное наименование: Общество с ограниченной ответственностью
«Газпромнефть-Хантос»
Сокращенное фирменное наименование: ООО «Газпромнефть-Хантос»

Место нахождения г. Ханты-Мансийск
ИНН: 8618006063
ОГРН: 1058600001118

Признак  осуществления  эмитентом  контроля  над  организацией,  в  отношении  которой  он  является
контролирующим  лицом:  право  распоряжаться  более  50  процентов  голосов  в  высшем  органе
управления подконтрольной эмитенту организации.
Вид контроля: прямой контроль.
Доля эмитента в уставном капитале подконтрольной организации, %: 100.
Доля подконтрольной организации в уставном капитале эмитента, %: 0.
Доля обыкновенных акций эмитента, принадлежащих подконтрольной организации, %: 0.
Описание  основного  вида  деятельности  общества:  Геологоразведка,  добыча,  транспортировка  и
переработка нефти и газа.

Состав Совета директоров (наблюдательного совета) общества:

ФИО

Доля участия

лица в уставном

капитале

эмитента, %

Доля

принадлежащих

лицу

обыкновенных

акций эмитента,

Билинчук Александр Васильевич

Ненадышина Виктория Вячеславовна

Михеев Александр Васильевич

Доктор Сергей Анатольевич

Яковлев Вадим Владиславович (председатель)

0,001051526

Единоличный исполнительный орган общества:

ФИО

Доля участия

лица в уставном

капитале

эмитента, %

Доля

принадлежащих

лицу

обыкновенных

акций эмитента,

Кан Алексей Геннадиевич

Состав коллегиального исполнительного органа общества: Коллегиальный исполнительный орган
Уставом не предусмотрен.

5. Полное фирменное наименование: Общество с ограниченной ответственностью
«Газпромнефть-Региональные продажи»
Сокращенное фирменное наименование: ООО «Газпромнефть-Региональные продажи»

Место нахождения Российская Федерация, г. Санкт-Петербург
ИНН: 4703105075
ОГРН: 1084703003384

118

Вид контроля: прямой контроль.
Доля эмитента в уставном капитале подконтрольной организации, %: 99,99.
Доля подконтрольной организации в уставном капитале эмитента, %: 0.
Доля обыкновенных акций эмитента, принадлежащих подконтрольной организации, %: 0.
Описание основного вида деятельности общества: оптовая торговля моторным топливом, включая
авиационный бензин.

Состав Совета директоров (наблюдательного совета) общества:

ФИО

Доля участия

лица в уставном

капитале

эмитента, %

Доля

принадлежащих

лицу

обыкновенных

акций эмитента,

Крылов Александр Владимирович (председатель)

Илюшина Елена Сергеевна

Куликов Федор Александрович

Шурыгин Александр Владимирович

Шепельский Дмитрий Олегович

Ползик Виталий Сергеевич

Бобров Алексей Владимирович

Калько Мария Алексеевна

Кузьмич Всеволов Михайлович

Единоличный исполнительный орган общества:

ФИО

Доля участия

лица в уставном

капитале

эмитента, %

Доля

принадлежащих

лицу

обыкновенных

акций эмитента,

Ледовских Валерий Анатольевич

Состав коллегиального исполнительного органа общества: Коллегиальный исполнительный орган
Уставом не предусмотрен.

6. Полное фирменное наименование: Общество с ограниченной ответственностью «ГПН -
Инвест»
Сокращенное фирменное наименование: ООО «ГПН - Инвест»

Место нахождения: г. Санкт-Петербург
ИНН: 7728678933
ОГРН: 5087746602510

Признак  осуществления  эмитентом  контроля  над  организацией,  в  отношении  которой  он  является
контролирующим  лицом:  право  распоряжаться  более  50  процентов  голосов  в  высшем  органе
управления  подконтрольной  эмитенту  организации,  право  назначать  (избирать)  единоличный
исполнительный орган подконтрольной эмитенту организации.
Вид контроля: прямой контроль.
Доля эмитента в уставном капитале подконтрольной организации, %: 100.
Доля подконтрольной организации в уставном капитале эмитента, %: 0.
Доля обыкновенных акций эмитента, принадлежащих подконтрольной организации, %: 0.
Описание основного вида деятельности общества: инвестиционная деятельность.

Состав Совета директоров (наблюдательного совета) общества: Совет директоров не предусмотрен

119

Уставом Общества.

Единоличный исполнительный орган общества:

ФИО

Доля участия

лица в уставном

капитале

эмитента, %

Доля

принадлежащих

лицу

обыкновенных

акций эмитента,

Жолобов Евгений Владимирович

7. Полное фирменное наименование: Акционерное общество «Газпромнефть-Московский НПЗ»
Сокращенное фирменное наименование: АО «Газпромнефть-МНПЗ»

Место нахождения: Российская Федерация, г. Москва
ИНН: 7723006328
ОГРН: 1027700500190

Признак  осуществления  эмитентом  контроля  над  организацией,  в  отношении  которой  он  является
контролирующим  лицом:  право  распоряжаться  более  50%  процентов  голосов  в  высшем  органе
управления подконтрольной эмитенту организации.
Вид контроля: прямой контроль.
Доля эмитента в уставном капитале подконтрольной организации, %: 100.
Доля обыкновенных акций, принадлежащих эмитенту, %: 100.
Доля подконтрольной организации в уставном капитале эмитента, %: 0.
Доля обыкновенных акций эмитента, принадлежащих подконтрольной организации, %: 0.
Описание  основного  вида  деятельности  общества:  переработка,  транспортировка,  хранение
углеводородного сырья и продуктов его переработки.

Состав Совета директоров (наблюдательного совета) общества:

ФИО

Доля участия

лица в уставном

капитале

эмитента, %

Доля

принадлежащих

лицу

обыкновенных

акций эмитента,

Чернер Анатолий Моисеевич (председатель)

Ненадышина Виктория Вячеславовна

Константинов Владимир Константинович

Панов Александр Васильевич

Антонов Михаил Леонидович

Единоличный исполнительный орган общества:

ФИО

Доля участия

лица в уставном

капитале

эмитента, %

Доля

принадлежащих

лицу

обыкновенных

акций эмитента,

Зубер Виталий Игоревич

120

8. Полное фирменное наименование: Акционерное общество «Газпромнефть - Омский НПЗ»
Сокращенное фирменное наименование: АО «Газпромнефть - ОНПЗ»

Место нахождения: Российская Федерация, г. Омск
ИНН: 5501041254
ОГРН: 1025500508956

Признак  осуществления  эмитентом  контроля  над  организацией,  в  отношении  которой  он  является
контролирующим  лицом:  право  распоряжаться  более  50%  процентов  голосов  в  высшем  органе
управления подконтрольной эмитенту организации.
Вид контроля: прямой контроль.
Доля эмитента в уставном капитале подконтрольной организации, %: 100.
Доля обыкновенных акций, принадлежащих эмитенту, %: 100.
Доля подконтрольной организации в уставном капитале эмитента, %: 0.
Доля обыкновенных акций эмитента, принадлежащих подконтрольной организации, %: 0.
Описание  основного  вида  деятельности  общества:  оказание  услуг  по  переработке,  производству  и
реализации продуктов нефтепереработки, химии и нефтехимии.

Состав Совета директоров (наблюдательного совета) общества:

ФИО

Доля участия

лица в уставном

капитале

эмитента, %

Доля

принадлежащих

лицу

обыкновенных

акций эмитента,

Антонов Михаил Леонидович

Константинов Владимир Константинович

Ненадышина Виктория Вячеславовна

Чернер Анатолий Моисеевич (председатель)

Единоличный исполнительный орган общества

ФИО

Доля участия

лица в уставном

капитале

эмитента, %

Доля

принадлежащих

лицу

обыкновенных

акций эмитента,

Белявский Олег Германович

Полное фирменное наименование: Общество с ограниченной ответственностью

«Газпромнефть-Корпоративные продажи»
Сокращенное фирменное наименование: ООО «Газпромнефть-Корпоративные продажи»

Место нахождения Российская Федерация, г. Санкт-Петербург
ИНН: 5259033080
ОГРН: 1025202831532

121

Доля подконтрольной организации в уставном капитале эмитента, %: 0.
Доля обыкновенных акций эмитента, принадлежащих подконтрольной организации, %: 0.
Описание основного вида деятельности общества: эксплуатация нефтезаправочных комплексов и
нефтебаз.

Состав Совета директоров (наблюдательного совета) общества:

ФИО

Доля участия

лица в уставном

капитале

эмитента, %

Доля

принадлежащих

лицу

обыкновенных

акций эмитента,

Крылов Александр Владимирович (председатель)

Шурыгин Александр Владимирович

Илюшина Елена Сергеевна

Шепельский Дмитрий Олегович

Ползик Виталий Сергеевич

Куликов Федор Александрович

Бобров Алексей Владимирович

Калько Мария Алексеевна

Кузьмич Всеволов Михайлович

Белякова Яна Сергеевна

Единоличный исполнительный орган общества:

ФИО

Доля участия

лица в уставном

капитале

эмитента, %

Доля

принадлежащих

лицу

обыкновенных

акций эмитента,

Гузеев Дмитрий Геннадьевич

10. Полное фирменное наименование: Общество с ограниченной ответственностью «Газпром
нефть шельф»
Сокращенное фирменное наименование: ООО «Газпром нефть шельф»

Место нахождения: г. Санкт-Петербург
ИНН: 7725610285
ОГРН: 5077746978315

Признак  осуществления  эмитентом  контроля  над  организацией,  в  отношении  которой  он  является
контролирующим  лицом:  право  распоряжаться  более  50%  процентов  голосов  в  высшем  органе
управления подконтрольной эмитенту организации.
Вид контроля: прямой контроль.
Доля эмитента в уставном капитале подконтрольной организации, %: 100.
Доля подконтрольной организации в уставном капитале эмитента, %: 0.
Доля обыкновенных акций эмитента, принадлежащих подконтрольной организации, %: 0.
Описание  основного  вида  деятельности  общества:  добыча  нефти  и  газа,  проведение
геологоразведочных работ по поиску и доразведке месторождений углеводородного сырья.

Состав Совета директоров (наблюдательного совета) общества:

122

ФИО

Доля участия

лица в уставном

капитале

эмитента, %

Доля

принадлежащих

лицу

обыкновенных

акций эмитента,

Яковлев Вадим Владиславович

0,001051526

Чигай Сергей Евгеньевич

Гильфанов Ралиф Рашитович

Патрушев Андрей Николаевич (председатель)

Янкевич Алексей Викторович

Илюхина Елена Анатольевна

Единоличный исполнительный орган общества:

ФИО

Доля участия

лица в уставном

капитале

эмитента, %

Доля

принадлежащих

лицу

обыкновенных

акций эмитента,

Гильфанов Ралиф Рашитович

11.

Полное фирменное наименование: Общество с ограниченной ответственностью

«Газпромнефть - Центр»
Сокращенное фирменное наименование: ООО «Газпромнефть - Центр»

Место нахождения: г. Москва
ИНН: 7709359770
ОГРН: 1027739602824

Признак осуществления эмитентом контроля над организацией, в отношении которой он является
контролирующим лицом: право распоряжаться более 50% процентов голосов в высшем органе
управления подконтрольной эмитенту организации.
Вид контроля: прямой контроль.
Доля эмитента в уставном капитале подконтрольной организации, %: 99,93331.
Доля подконтрольной организации в уставном капитале эмитента, %: 0.
Доля обыкновенных акций эмитента, принадлежащих подконтрольной организации, %: 0.
Описание основного вида деятельности общества: Розничная торговля моторным топливом.

Состав Совета директоров (наблюдательного совета) общества:

ФИО

Доля участия

лица в уставном

капитале

эмитента, %

Доля

принадлежащих

лицу

обыкновенных

акций эмитента,

Крылов Александр Владимирович (председатель)

Илюшина Елена Сергеевна

Бобров Алексей Владимирович

Куликов Федор Александрович

Шепельский Дмитрий Олегович

Шурыгин Александр Владимирович

123

Ползик Виталий Сергеевич

Калько Мария Алексеевна

Кузьмич Всеволов Михайлович

Белякова Яна Сергеевна

Единоличный исполнительный орган общества:

ФИО

Доля участия

лица в уставном

капитале

эмитента, %

Доля

принадлежащих

лицу

обыкновенных

акций эмитента,

Кузьменков Олег Владимирович

12. Полное фирменное наименование: Общество с ограниченной ответственностью
«Газпромнефть - Ямал»
Сокращенное фирменное наименование: ООО «Газпромнефть - Ямал»

Место нахождения: г. Салехард
ИНН: 8901001822
ОГРН: 1118903004989

Признак  осуществления  эмитентом  контроля  над  организацией,  в  отношении  которой  он  является
контролирующим  лицом:  право  распоряжаться  более  50%  процентов  голосов  в  высшем  органе
управления  подконтрольной  эмитенту  организации,  право  назначать  (избирать)  единоличный
исполнительный орган подконтрольной эмитенту организации.
Вид контроля: прямой контроль.
Доля эмитента в уставном капитале подконтрольной организации, %: 90.
Доля подконтрольной организации в уставном капитале эмитента, %: 0.
Доля обыкновенных акций эмитента, принадлежащих подконтрольной организации, %: 0.
Описание  основного  вида  деятельности  общества:  добыча  нефти  и  газа,  проведение
геологоразведочных работ по поиску и доразведке месторождений углеводородного сырья.

Состав Совета директоров (наблюдательного совета) общества: Совет директоров не предусмотрен
Уставом Общества.

Единоличный исполнительный орган общества:

ФИО

Доля участия

лица в уставном

капитале

эмитента, %

Доля

принадлежащих

лицу

обыкновенных

акций эмитента,

Овечкин Алексей Васильевич

13. Полное фирменное наименование: Акционерное общество «Многофункциональный комплекс
Лахта Центр»
Сокращенное фирменное наименование: АО «МФК Лахта Центр»

Место нахождения: Россия, город Санкт-Петербург
ИНН: 7838392359

124

ОГРН: 1077847623677

Признак осуществления эмитентом контроля над организацией, в отношении которой он является
контролирующим лицом: право распоряжаться более 50% процентов голосов в высшем органе
управления подконтрольной эмитенту организации.
Вид контроля: прямой контроль.
Доля эмитента в уставном капитале подконтрольной организации, %: 100.
Доля подконтрольной организации в уставном капитале эмитента, %: 0.
Доля обыкновенных акций эмитента, принадлежащих подконтрольной организации, %: 0.
Описание основного вида деятельности общества: Сдача внаем собственного нежилого
недвижимого имущества.

Состав Совета директоров (наблюдательного совета) общества:

ФИО

Доля участия

лица в уставном

капитале

эмитента, %

Доля

принадлежащих

лицу

обыкновенных

акций эмитента,

Дюков Александр Валерьевич (председатель)

0.00535724

Караев Абдулла Эльдарович

Дыбаль Александр Михайлович

Бобков Александр Артурович

Илюхина Елена Анатольевна

Единоличный исполнительный орган общества:

ФИО

Доля участия

лица в уставном

капитале

эмитента, %

Доля

принадлежащих

лицу

обыкновенных

акций эмитента,

Илюхина Елена Анатольевна

3.6. Состав, структура и стоимость основных средств эмитента, информация о планах по
приобретению, замене, выбытию основных средств, а также обо всех фактах обременения
основных средств эмитента

Не указывается в отчете за 4 квартал.

125

Раздел IV. Сведения о финансово-хозяйственной деятельности

эмитента

4.1. Результаты финансово-хозяйственной деятельности эмитента

Не указывается в отчете за 4 квартал.

4.2. Ликвидность эмитента, достаточность капитала и оборотных средств

Не указывается в отчете за 4 квартал.

4.3. Финансовые вложения эмитента

Не указывается в отчете за 4 квартал.

4.4. Нематериальные активы эмитента

Не указывается в отчете за 4 квартал.

4.5. Сведения о политике и расходах эмитента в области научно-технического развития, в
отношении лицензий и патентов, новых разработок и исследований

Не указывается в отчете за 4 квартал.

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 12 месяцев 2018 года добыча нефти в России составила 555,838 млн тонн, что на 1,6%
выше показателя за 12 месяцев 2017 года.

За 2018 год российские нефтяные компании пробурили 1066,9 тыс. м разведочных скважин, что на
8% выше показателя прошлого года. Проходка в эксплуатационном бурении за январь-декабрь 2018
года составила 27634,6 тыс. м, что на 0,1% ниже показателя за январь-декабрь 2017 года.

Доля скважин, дающих продукцию, составила в конце декабря 2018 года 87,4% от
эксплуатационного фонда, доля неработающих скважин составила 12,6%, что на 1,4 п.п. ниже, чем
в конце декабря 2017 года. За 12 месяцев 2018 года введено в эксплуатацию 7946 новых нефтяных
скважин, что на 239 скважин меньше аналогичного показателя за 12 месяцев 2017 года.

Переработка нефти

По итогам 2018 года первичная переработка нефти в России выросла на 2,5% г/г до 286,990 млн
тонн, глубина переработки нефти увеличилась на 2,1 п.п. г/г до 83,4%. Производство автобензинов в
январе-декабре 2018 года увеличилось на 0,6%, дизтоплива выросло на 0,8%, а производство мазута
сократилось на 9,3% относительно показателей аналогичного периода 2017 года.

Экспорт нефти

По  данным  ЦДУ  ТЭК,  за  4  квартала  2018  года  экспорт  российской  нефти  относительно  4
кварталов  2017  года  не  изменился  и  составил  256,069  млн  тонн,  доля  экспорта  в  общей  добыче
нефти  в  России  составила  46,1%  (за  4  квартала  2017  года  –  46,8%).  За  январь-декабрь  2018  года
экспорт нефти из России в дальнее зарубежье составил 258,197 млн тонн, что на 0,1% ниже уровня
января-декабря  2017  года,  в  том  числе  по  системе  ПАО  «Транснефть»  213,123  млн  тонн,  минуя
систему  ПАО  «Транснефть»  −  45,074  млн  тонн.  В  страны  ближнего  зарубежья  в  2018  году  было
поставлено 18,034 млн тонн нефти, из них в Белоруссию – 17,998 млн тонн (в 2017 году – 17,998 млн
тонн), остальные поставки были в Узбекистан (0,036 млн т).

Основные показатели развития нефтяной отрасли России в 2013-2018 годах

126

Наименование показателя

Отчетный период

2013

2014

2015

2016

2017

2018

Добыча нефти, млн т

523,3

526,7

534

547,5

546,8

555,8

Изменение к предыдущему году, %

1,0

0,6

1,4

2,5

-0,1

1,6

Проходка в бурении, тыс. м

21 657

20 771

22 883

25 594

28 636

28 701

в т.ч. разведочное бурение

817

994

817,7

914,0

987,5

1 066,9

эксплуатационное бурение

20 840

19 777

22 065

24 680

27 648

27 634

Эксплуатационный фонд скважин,
тыс. ед.

166,0

168,3

170,2

173,1

175,3

177,4

Фонд скважин, дающих продукцию,
тыс. ед.

144,1

146,3

148,7

151,5

150,8

155,0

Неработающий фонд скважин, в %
от эксплуатационного фонда

13,2

13,1

12,6

12,5

14,0

12,6

Ввод новых скважин, ед.

6 454

6 065

6 292

7 141

8 184

7 976

Переработка нефти, млн т

272,7

288,9

282,4

279,4

280,0

287,0

Изменение к предыдущему году, %

2,6

5,9

-2,2

-1,1

0,2

2,5

Глубина переработки нефти, %

71,2

72,3

74,2

79,0

81,3

83,4

Производство автобензинов, млн т

38,7

38,3

39,2

40,0

39,2

39,5

Экспорт нефти, млн т

234,9

223,4

242,5

252,9

256,0

256,1

Изменение к предыдущему году, %

-2,0

-4,9

8,5

4,3

1,2

0,0

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

108,27

97,84

51,39

42,12

53,29

70,10

Источник: ЦДУ ТЭК

Мнения органов управления эмитента относительно представленной информации не совпадают: Нет.

Член совета  директоров (наблюдательного совета) эмитента  или член коллегиального исполнительного
органа  эмитента  имеет  особое  мнение  относительно  представленной  информации,  отраженное  в
протоколе  собрания  (заседания)  совета  директоров  (наблюдательного  совета)  эмитента  или
коллегиального  исполнительного  органа,  на  котором  рассматривались  соответствующие  вопросы,  и
настаивает на отражении такого мнения в ежеквартальном отчете: Нет.

4.7. Анализ факторов и условий, влияющих на деятельность эмитента

Основные факторы, влияющие на результаты деятельности Эмитента, включают:



Изменение рыночных цен на нефть и нефтепродукты;



Изменение курса российского рубля к доллару США и инфляцию;



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 эмитента.

Цены на нефтепродукты на мировом рынке прежде всего определяются уровнем мировых цен на
нефть, спросом и предложением нефтепродуктов и уровнем конкуренции на различных рынках.
Динамика цен на международном рынке, в свою очередь, оказывает влияние на цены на внутреннем
рынке. Ценовая динамика различна для различных видов нефтепродуктов.

4 кв.

3 кв.

12 месяцев

2018

∆, %

2018

2017

∆, %

(долл. США/барр.)

Международный рынок

(долл. США/барр.)

67,76

75,27

(10,0)

Нефть "Brent"

71,16

54,09

31,6

67,30

74,27

(9,4)

Нефть "Urals" (ср. Med и NWE)

69,86

52,94

32,0

(долл. США/т.)

607,77

732,73

(17,1)

Бензин Premium (ср. NWE)

674,67

557,58

21,0

543,06

645,89

(15,9)

Нафта (ср. Med и NWE)

595,99

477,10

24,9

647,52

667,20

(2,9)

Дизельное топливо (ср. NWE)

641,23

493,65

29,9

631,53

662,43

(4,7)

Газойль 0,1% (ср. Med)

632,07

483,49

30,7

394,45

415,73

(5,1)

Мазут 3,5% (ср. NWE)

387,07

290,96

33,0

(руб./т.)

Внутренний рынок

(руб./т.)

43 352

42 704

1,5

Высокооктановый бензин

41 724

36 820

13,3

41 761

37 128

12,5

Низкооктановый бензин

37 249

31 931

16,7

127

45 734

42 455

7,7

Дизельное топливо

41 070

32 619

25,9

17 070

15 785

8,1

Мазут

14 319

9 594

49,2

Источник: Platts (международный рынок), Кортес (внутренний рынок).

Изменение курса российского рубля к доллару США и инфляция

4 кв.

3 кв.

месяцев

2018

2017

1,80

0,40 Изменение Индекса потребительских цен (ИПЦ),

4,30

2,50

66,48

65,53

Средний курс рубля к доллару США за период, руб.

62,71

58,35

65,59

62,76

Курс рубля к доллару США на начало периода, руб.

57,60

60,66

69,47

65,59

Курс рубля к доллару США на конец периода, руб.

69,47

57,60

0,06

0,05 Изменение курса рубля к доллару США за период,

0,21

(0,05)

Налогообложение

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

4 кв.

3 кв.

12 месяцев

2018

∆, %

2018

2017

∆, %

(долл.

США/т.)

Экспортная таможенная пошлина

(долл.

США/т.)

141,53

134,83

5,0

Нефть

128,48

86,74

48,1

42,43

40,43

4,9

Светлые нефтепродукты

38,52

25,99

48,2

42,43

40,43

4,9

Дизельное топливо

38,52

25,99

48,2

42,43

40,43

4,9

Бензин

38,52

25,99

48,2

77,83

74,13

5,0

Нафта

70,62

47,67

48,1

141,53

134,83

5,0

Темные нефтепродукты

128,48

86,74

48,1

Налог на добычу полезных
ископаемых

12 541

14 026

(10,6)

Нефть (руб./т.)

12 455

8 134

53,1

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 г.

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», 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% х (P – 109,50)

146,00< P ≤182,50

12,78 + 45% х (P – 146,00)

>182,50

29,20 + 30% х (P – 182,50) на 2017-2018 гг.

нефть*

х (29,20 + 30% х (P – 182,50)) с 2019 г.

* К

нефть

=0,833 на 2019 г., 0,667 на 2020 г., 0,5 на 2021 г., 0,333 на 2022 г., 0,167 на 2023 г., 0 - с 2024 г.

Нефть, экспортируемая в Казахстан, не облагается вывозной таможенной пошлиной на нефть.
От вывозных таможенных пошлин освобождается нефть, экспортируемая в Киргизию и
Беларуссию в пределах индикативных балансов.

б) В соответствии с Федеральным законом от 03.08.2018 №305-ФЗ Правительство РФ вправе
принять решение об установлении заградительной ставки вывозной таможенной пошлины на
нефть сырую, рассчитываемую в следующем порядке:

Котировка цены Urals (P), доллар США за

тонну

Максимальная ставка экспортной

таможенной пошлины

128

Указанный порядок применяется в течение 6 месяцев начиная с месяца, следующего за изменением
уровня цен на нефть сырую за 3 последовательных месяца более чем на 15%.

в)  В  соответствии  с  Федеральным  законом  от  3  декабря  2012  г.№239-ФЗ  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  от  29  марта  2013  г.  №276
устанавливается в зависимости от сложившейся за период мониторинга средней  цены  на нефть
сырую марки Urals в следующем размере:

Ст = (Р – 182,5) х К – 56,57 – 0,14 х Р, где Р - цена на нефть "Urals" (в долларах США за тонну), а К -
приростной коэффициент, равный 30% с 2017г.

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 650 с.ш. 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.

Федеральным законом от 03.08.2018 №305-ФЗ уточнен порядок применения особых формул расчета
ставок экспортных пошлин на нефть с особыми физико-химическими характеристиками,
добытой в границах географических объектов, поименованных в пп.4 п.5 ст.3.1 Закона РФ от 21 мая
1993 г. № 5003-1 «О таможенном тарифе». С 1 января 2019 г. льгота применяется до достижения
установленных объемов нефти, вывезенной с применением особых формул расчета ставок
экспортных пошлин, по каждому такому географическому объекту.

г) 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 550 с.ш.), в российской части дна
Каспийского моря;



31 марта 2042 г. - для месторождений, расположенных на 50% и более своей площади в
Черном море (глубина более 100м), Охотском море (севернее 550 с.ш.), Баренцевом море
(южнее 720 с.ш.);



неограниченно - 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).

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.

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.  При  этом  от  вывозных  таможенных  пошлин
освобождаются  нефтепродукты,  экспортируемые  в  Таджикистан,  Белоруссию,  Армению  и
Киргизию 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.

Установлены следующие коэффициенты для расчета ставок вывозных таможенных пошлин на
нефтепродукты:

≤ 182,50

P > 182,50

29,20 + 45% х (P – 182,50)

129

с 2017 г.

Легкие и средние дистилляты

0,3

Дизельное топливо
Масла смазочные

Нафта

0,55

Бензин

0,3

В  соответствии  с  Федеральным  законом  от  03.08.2018  №  305-ФЗ  Правительство  РФ  вправе
принять  решение  об  установлении  заградительной  ставки  вывозной  таможенной  пошлины  на
отдельные  категории  нефтепродуктов,  в  размере,  равном  60%  величины  вывозной  таможенной
пошлины на нефть сырую. Указанный порядок применяется в течение 6 месяцев начиная с месяца,
следующего за изменением уровня цен на нефть сырую за 3 последовательных месяца более чем на
15%.

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 (в редакции Федерального закона от 03.08.2018 №301-ФЗ)
установлены следующие ставки акцизов на нефтепродукты рублей за тонну:

2017 г.

2018 г.

2019 г.

2020 г.

2021 г.

01.01.-31.05

01.06.-31.12

Бензин

Ниже класса 5

13 100

Класс 5

10 130

11 213

8 213

12 314

12 752

13 262

Прямогонный

13 100

13 912

14 720

15 533

Дизельное топливо

6 800

7 665

5 665

8 541

8 835

9 188

Моторные масла

5 400

5 616

5 841

Средние дистилляты

7 800

8 662

6 665

9 241

9 535

9 916

Федеральным законом от 03.08.2018 №301-ФЗ с 1 января 2019 г. введен новый подакцизный товар –
нефтяное сырье. Налогоплательщиками акциза признаются организации, имеющие свидетельство
о  регистрации  лица,  совершающего  операции  по  переработке  нефтяного  сырья  на  собственных
производственных  мощностях  либо  иной  организации,  оказывающей  им  услуги  по  переработке.
Ставка акциза на нефтяное сырье определяется по следующей  формуле:

А

НС

= ((Ц

нефть

x 7,3 - 182,5) x 0,3+ 29,2) x Р x С

ПЮ

x К

корр

x К

рег;

нефть

- средний уровень цен нефти «Юралс» на мировых рынках;

Р – средний курс доллара США к рублю РФ;

С

ПЮ

- удельный коэффициент, характеризующий корзину продуктов переработки нефтяного сырья;

корр

– равен 0,167 на 2019 г., 0,333 на 2020 г., 0,5 на 2021 г., 0,667 на 2022 г., 0,833 на 2023 г., 1 с 2024

г.;

К

рег

- коэффициент, характеризующий региональные особенности рынков продуктов переработки.

В отношении производственных мощностей, расположенных в Омской области, К

рег

равен 1,05.

При исчислении акциза на нефтяное сырье предусмотрена возможность применения налогового
вычета. Вычетам подлежат суммы акциза, умноженные на коэффициент 2, и увеличенные на
величину К

ДЕМП

130

ДЕМП

= ((Д

АБ

+ Ф

АБ

) x V

АБ

+ (Д

ДТ

+ Ф

ДТ

) x V

ДТ

) x К

КОМП;

АБ

, V

ДТ

- объемы автомобильного бензина (дизельного топлива) класса 5, произведенные из

направленного на переработку нефтяного сырья и реализованные на территории РФ.

К

КОМП

- равен 0,6 на 2019 г., 0,5 начиная с 1 января 2020 г.

АБ

, Д

ДТ

– разница между средней ценой экспортной альтернативы для автомобильного бензина

АИ-92 (дизельного топлива) класса 5 и условной средней оптовой цены реализации автомобильного
бензина АИ-92 (дизельного топлива) класса 5 на территории РФ.

Ф

АБ

, Ф

ДТ

- компенсационная надбавка для автомобильного бензина (дизельного топлива), равная:



0, если значение Д

АБ

(Д

ДТ

) менее или равно 0 или



АБ

=5 600 и Ф

ДТ

= 5 000, если значение Д

АБ

(Д

ДТ

) больше нуля.

Налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ)

a) В соответствии со статьей 342 НК РФ (в редакции Федерального закона от 03.08.2018 №301-ФЗ)
установлены следующие формулы для определения ставки НДПИ на нефть:

С 2017 г.

НДПИ на нефть

919 х Кц - Дм

Дм=Кндпи х Кц х (1 – Кв х Кз х Кд х Кдв х Ккан)-Кк на 2017-2018 гг.

Дм=Кндпи х Кц х (1 – Кв х Кз х Кд х Кдв х Ккан) – Кк – КМАН х СВН – КАБДТ с 2019 г.

Кндпи = 559

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  всех  категорий  по  конкретному  участку  недр  на  1  января  2006  г.  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.  Для  участка  недр,
содержащего в себе залежь (залежи) нефти, значение коэффициента Кд для которой составляет
менее 1, 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  всех
категорий  по  конкретному  участку  недр  на  1  января  года,  предшествующего  году  налогового
периода) меньше 5 млн. тонн и степень выработанности его запасов на 1 января 2012 г. (либо на 1
января года выдачи лицензии, если лицензия выдана после 1 января 2012 г.)  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.

131

Кдв  -  коэффициент,  характеризующий  степень  выработанности  конкретной  залежи
углеводородного  сырья.  Кдв  применяется  для  участков  недр,  на  которых  имеются  залежи  с
коэффициентом  Кд  <  1.  Данный  коэффициент  предусматривает  снижение  ставки  НДПИ  на
нефть  для  залежей  с  высокой  степенью  выработанности.  Степень  выработанности  запасов  для
залежи  с  Кд  <  1  определяется  как  Nдв/Vдв,  где  Nдв  –  сумма  накопленной  добычи  нефти  на
конкретной залежи, а Vдв  – начальные извлекаемые  запасы нефти всех категорий 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 иных залежей данного
участка (коэффициент Кд для которых равен 1) коэффициент Кдв принимается равным значению
коэффициента Кв, определяемому для всего участка недр.

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  срока
применения налоговой льготы Ккан принимается равным 1.

Кк устанавливается равным 357 на 2018 г. и 428 руб. на 2019-2021 гг.
К

МАН

= ЭП x Р x К

корр

- ФМ

ЭП - коэффициент, рассчитываемый в следующем порядке:

Котировка цены Ural (P), доллар США за

тонну

ЭП, доллар США за тонну

≤109,50

109,50 < P ≤ 146,00

35% х (P – 109,50)

146,00< P ≤182,50

12,78 + 45% х (P – 146,00)

>182,50

29,20 + 30% х (P – 182,50)

P - средний курс доллара США к рублю РФ.

К

корр

– равен 0,167 на 2019 г., 0,333 на 2020 г., 0,5 на 2021 г., 0,667 на 2022 г., 0,833 на 2023 г., 1 с 2024 г.

ФМ - коэффициент, характеризующий наступление особых обстоятельств, применяется в случае,
если в течение месяца действует решение Правительства РФ о введении заградительной ставки
вывозной таможенной пошлины на нефть сырую (подробнее в пункте б) раздела «Вывозная
таможенная пошлина на нефть сырую»).

С

ВН –

равен

0,1 при добыче нефти с вязкостью не менее 10 000 мПа·с (в пластовых условиях). В иных

случаях С

ВН

равен 1.

АБДТ

= Н

АБ

x И

АБ

+ Н

ДТ

x И

ДТ

АБ

- коэффициент, характеризующий надбавку за автомобильный бензин, равный 125 на 2019 г. и

105 с 2020 г.

ДТ

- коэффициент, характеризующий надбавку за дизельное топливо, равный 110 на 2019 г. и 92 с

2020 г.

АБ

и И

ДТ

- бинарный коэффициент для автомобильного бензина (дизельного топлива), равный 0

при значении Д

АБ

(Д

ДТ

) не более 0. При Д

АБ

(Д

ДТ

)

более 0, И

АБ

(И

ДТ

) принимает значение 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):

132



30% до истечения 5 лет с даты начала промышленной добычи углеводородного сырья -
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  -
для  месторождений,  расположенных  на  50%  и  более  своей  площади  в  Черном  море
(глубина  до  100  м),  Японском,  Печорском  или  Белом  море,  Охотском  море  (южнее  550
с.ш.), в российской части дна Каспийского моря;



10% до истечения 10 лет с даты начала промышленной добычи углеводородного сырья  -
для  месторождений,  расположенных  на  50%  и  более  своей  площади  в  Охотском  море
(севернее  550  с.ш.),  в  Черном  море  (глубина  более  100  м),  Баренцевом  море  (южнее  720
с.ш.);



5% до истечения 15 лет с даты начала промышленной добычи углеводородного сырья  -
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 льготная ставка налога в отношении
нефти, добытой из залежей, отнесенных к баженовским продуктивным отложениям, при условии
соблюдения требований НК РФ.

Эффективная ставка НДПИ на нефть по Группе Газпром нефть

4 кв.

3 кв.

12 месяцев

2018

∆, %

2018

2017

∆, %

12 541

14 026 (10,6)

Общеустановленная ставка НДПИ на
нефть

12 455

8 134

53,1

10 849

11 484

(5,5)

Эффективная ставка НДПИ на нефть (с
учетом применения Кв, Кз, Кд, Кдв и
Ккан)

10 354

6 825

51,7

1 692

2 542

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

2 101

1 309

13,5%

18,1%

Отклонение эффективной ставки НДПИ
на нефть от общеустановленной (%)

16,9%

16,1%

По итогам 12 месяцев 2018 г. эффективная ставка НДПИ на нефть составила 10  354 руб./т., что
на  2  101  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, Кдв и Ккан.

НДПИ на природный газ и газовый конденсат

В соответствии со статьей 342 НК РФ (в редакции Федерального закона от 03.08.2018 №301-ФЗ)
установлены следующие ставки НДПИ на газ горючий природный и газовый конденсат:

Природный газ (руб./ тыс. куб. м.)

35 х Еут х Кс + Тг

Газовый конденсат (руб. / тонну)

42 х Еут х Кс х Ккм+ 0,75 х К

МАН

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. Данный
коэффициент  предусматривает  снижение  ставки  НДПИ  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 ФАС России на 2017-2018 гг. принимается равным 0).

ПАО «Газпром нефть». Ежеквартальный отчёт за 4 квартал 2018 года - часть 8