НАК „НАФТОГАЗ УКРАЇНИ“. Річний звіт (2015 рік) - 8

ОПЕРАЦІЙНА ДІЯЛЬНІСТЬ

забезпечує постачання нафти з родовищ 
Укрнафти на Кременчуцький НПЗ. 

Зниження рівня завантаження вітчизняних 
НПЗ відбулося через високу конкуренцію з 
боку білоруських, російських та прибалтій-
ських НПЗ. Нафтопереробні підприємства 
даних країн в умовах безмитного імпорту 
нафтопродуктів на територію України знахо-
дяться в більш вигідному становищі перед 
нафтопереробними підприємствами Украї-
ни. Основними перевагами іноземних НПЗ 
є відсутність російського експортного мита 
при імпорті сировини (для НПЗ Білорусі) та 
технологічна розвиненість білоруських і при-
балтійських НПЗ, яка дозволяє забезпечувати 
високий відсоток виходу світлих нафтопродук-
тів з російської нафти сорту Urals. 

Недофінансування капітальних 

інвестицій

Багаторічне недофінансування необхідних ро-
біт із забезпечення надійності об’єктів системи 
магістральних нафтопроводів протягом 2000-
2014 років призвело до суттєвого фізичного 
і морального зношування нафтопроводів та 
технологічного обладнання. Рівень зношення 
основних фондів на кінець 2015 року склав 
64%. 

Внаслідок політики попереднього керівництва 
Укртранснафти кошти, одержані від діяльності 
системи магістральних нафтопроводів, вико-
ристовувались для фінансування інших видів 
діяльності, а капітальні інвестиції здійснюва-
лись лише у випадках критичної необхідності. 

Через недофінансування інвестиційних 
програм протягом 2000-2014 років потреба 
в капітальних інвестиціях на 2016-2021 роки 
складає близько 10 млрд грн. Поточний розмір 
капітальних вкладень є недостатнім: у 2015 
році цей показник склав 233 млн грн. 

Залишається відкритим питання повернення 
технологічної нафти, яка знаходиться на збері-
ганні в резервуарних ємкостях ПАТ «Укртатна-
фта», ПАТ «НПК-Галичина» та ПАТ «Нафтохімік 
Прикарпаття».

Протягом минулих років було виведено з 
експлуатації для ремонту або проведення 
експертного обстеження резервуари загаль-
ною номінальною місткістю 381 тис куб. м (35% 
від номінальної місткості), внаслідок чого у 
2014 році компанія була вимушена розмістити 

частину технологічної нафти в резервуарах 
інших підприємств, що спричинило невиправ-
дані витрати Укртранснафти. 

Непрозорість та низька 

операційна ефективність

Одним з найважливіших напрямів діяльності 
Укртранснафти в 2015 році стало вдоскона-
лення операційної діяльності, завдяки чому 
процедури управління спростились і стали 
прозорішими.

У 2015 році, вперше за багато років, було 
проведено незалежний аудит Укртранс нафти 
міжнародною аудиторською компанією 
ПрАТ «Делойт енд Туш ЮСК». Вперше оцінка 
технологічної нафти була відображена за спра-
ведливою вартістю, крім того, була здійснена 
переоцінка вартості основних засобів (остан-
ній раз оцінка основних засобів здійснювалась 
у 2009 році).

П’ЯТЬ СТРАТЕГІЧНИХ 
ВЕКТОРІВ РОЗВИТКУ 

25 листопада 2015 року, за результатами про-
ведення відкритого конкурсу, новим керівни-
ком Укртранснафти було призначено Миколу 
Гавриленка.

Відповідно до поточних викликів в роботі 
підприємства, нове керівництво працює над 
досягненням низки короткострокових та дов-
гострокових цілей:

• 

Нарощування обсягів транзиту нафти до 
ЄС

Нарощування обсягів транзиту нафти до ЄС є 
одним із ключових стратегічних напрямів ро-
боти Укртранснафти. Наразі компанія вивчає 
можливість створення нових транспортних 
маршрутів для залучення додаткових обся-
гів транзиту нафти, серед яких і добудова 
трубопроводу «Одеса-Броди» до Адамово 
(Польща), який дозволяє інтегрувати україн-
ський трубопровід з нафтопровідною систе-
мою Польщі і почати постачання каспійської 
нафти до країн Східної Європи.

Розглядається можливість створення нового 
маршруту транзиту нафти для потреб Сло-
ваччини, Чехії та Угорщини через систему 
«Одеса-Броди-Дружба», яка є технологічно 
з’єднаною і готовою до подібних транспорту-

вань. Потенційний ефект від збільшен-
ня обсягів транзиту нафти до ЄС може 
становити понад 6 млрд грн на рік.

• 

Зниження збитковості сегмента 
транспортування нафти 

Зупинка українських НПЗ безпосеред-
ньо впливає на діяльність компанії. На 
сьогодні з шести НПЗ України працює 
лише Кременчуцький НПЗ, який пере-
робляє до 2 млн т на рік нафти вітчизня-
ного видобутку. Укртранснафта планує 
сприяти збільшенню обсягів транспор-
тування нафти до вітчизняних НПЗ.

Послуги з транспортування нафти 
споживачам України надаються відпо-
відно до діючих тарифів, затверджених 
НКРЕКП. Наразі тарифи не покривають 
витрат на транспортування нафти та 
експлуатацію системи. В планах компа-
нії розробити та сприяти затвердженню 
нової методики розрахунку тарифів 
транспортування нафти. Потенційний 
ефект від зниження збитковості сегмен-
та транспортування нафти становитиме 
мінімум 405 млн грн на рік.

• 

Диверсифікація бізнесу з метою 
підвищення прибутковості та ефек‑
тивності власної діяльності

Основними напрямами зусиль 
Укртранс нафти щодо диверсифікації 
бізнесу буде оптимізація наявного 
портфеля непрофільного бізнесу, 

участь у проекті створення системи мі-
німальних запасів нафти і нафтопродук-
тів (Директива №2009/119/ЄС), а також 
розвиток МНТ «Південний»: перевалка 
світлих та темних нафтопродуктів та 
перевалка нафти на авто– та залізнич-
ний транспорт. Потенційний ефект від 
диверсифікації бізнесу оцінюється у 
понад 0,9 млрд грн на рік.

• 

Досягнення операційної доскона‑
лості 

Планом дій Укртранснафти передбаче-
но запровадити сучасні системи обліку 
нафти та раннього виявлення випад-
ків втручання в роботу магістральних 
нафтопроводів, вдосконалити ефектив-
ність та енергоефективність ремонтів, 
підвищити прозорість бізнес-процесів 
(впровадити єдину корпоративну ERP 
систему, оптимізувати організаційну 
структуру та вдосконалити процеси 
закупівель), розробити та впровадити 
сучасну концепцію відбору, розвитку 
та мотивації персоналу. Потенційний 
ефект оцінюється на рівні 225 млн грн 
на рік.

• 

Впровадження нових стандартів 
прозорості

Протягом 2016–2021 років Укртранс-
нафта плпнує розпочати публікацію 
річної фінансової звітності за МСФЗ, 
запровадити функцію GR (Government 

Relations) та PR (Public Relations), що 
дозволить відстоювати необхідні зміни 
до законодавства та підвищити рівень 
довіри населення до компанії, вдоско-
налить систему внутрішнього контролю 
та управління ризиками. Потенційний 
ефект – підвищення рівня довіри до 
компанії та запобігання шахрайству.

Очікується, що загальний потенційний 
ефект від реалізації програми у 2021 
році дозволить збільшити обсяг транзи-
ту нафти до 35 млн т, обсяг транспорту-
вання на вітчизняні НПЗ – до 7 млн т та 
обсяг перевалки  – до 3 млн т.  

Фінансові результати

Серед найбільших досягнень компанії у 
2015 році варто відзначити переведен-
ня основних грошових надходжень та 
розрахунків до державних банківських 
установ, підвищення тарифів на послу-
ги з транспортування нафти магістраль-
ними нафто проводами для локальних 
споживачів та ухвалення рішення про 
спрямування на виплату дивідендів 
за 2014 рік 1,2 млрд грн (75% чистого 
прибутку Укртранснафти за результата-
ми фінансово-господарської діяльності 
у 2015 році). Зазначена сума дивідендів 
перевищує всі оплачені компанією 
суми дивідендів у цілому, починаючи 
з моменту створення Укртранснафти 
у 2001 році. 

29,8

25,2

17,2

17,6

16,9

16,8

3,5

3,3

3,3

3,1

2,7

2,5

8,7

7,5

3,7

2,5

1,5

1,6

2010

2011

2012

2013

2014

2015

* 2015 рік – тільки бензини та дизельне паливо

Джерела: Нафтогаз, Міністерство енергетики та вугільної промисловості України, Держстат

Видобування нафти та газового конденсату

Транспортування нафти (включаючи транзит)

Виробництво нафтопродуктів*

Видобування та транспортування нафти, 

виробництво нафтопродуктів в Україні, млн т

114

115

ОПЕРАЦІЙНА ДІЯЛЬНІСТЬ

Родовища ПАТ «Укрнафта»

нафтові
нафтовогазоконденсатні
газоконденсатні

УКРГАЗВИДОБУВАННЯ

Укргазвидобування є найбільшою 
газовидобувною компанією в Україні, а 
також другим підприємством за обсягом 
виробництва нафти та конденсату: частка 
компанії у загальному видобутку газу 
складає 73%, нафти та конденсату – 21%. 

Cтаном на початок 2016 року експлуатацій-
ний фонд товариства складався з 2 482 га-
зових та газоконденсатних свердловини, 
196 нафтових свердловин. Парк бурових 
установок налічує 81 одиницю, в тому числі 
дві бурові в зоні АТО. 

В розробці знаходилося 140 родовищ 
вуглеводнів, які розташовані у Харківській, 
Полтавській, Сумській, Донецькій, Дніпро-
петровський, Луганській, Львівській, Івано- 
Франківській, Волинській, Чернівецькій та 
Закарпатській областях. Ступінь виснажен-
ня початкових видобувних запасів газу на 
початок 2016 року по родовищах товари-
ства склав 73%. Детальніше щодо виробни-
цтва газу див. в розділі Видобування газу. 

Основним переробним підприємством 
в структурі Укргазвидобування є Шебе-

линське відділення переробки газового 
конденсату та нафти. Крім того, компанія 
володіє наступними переробними потуж-
ностями: Юліївська установка комплексної 
підготовки газу та Тимофіївська установка 
поглибленого вилучення вуглеводнів, які 
виробляють скраплений газ; технологічний 
цех стабілізації конденсату Базилівщина, 
який виробляє скраплений газ та стабіль-
ний газовий конденсат; Яблунівське відді-
лення з переробки газу, яке виробляє скра-
плений газ, стабільний газовий конденсат 
та сухий відбензинений газ; Орховицька 
установка, яка виробляє бітуми. 

Укргазвидобування є найбільшим вироб-
ником скрапленого газу (суміші про-
пан-бутанової технічної, СПБТ) в Україні. 
У  2015 році компанія виробила 172 тис. т 
скрапленого газу, що на 8% менше показ-
ника 2014 року. 

Товариством також вироблено 177 тис. т 
автомобільного бензину (на 13,6% менше 
показників 2014 року), 108 тис. т дизель-
ного палива (на 8,5% менше показників 
2014 року). Зменшення обсягів вироб-
ництва пов’язано із зменшенням обсягів 
власного видобутку сировини.  Реалізація 

ВИДОБУВАННЯ  

НАФТИ

Підприємство

%, що 

належить 

Нафтогазу

Сира нафта  

та газоконденсат

Нафтопродукти

1

Скраплений газ

обсяг

%

2

обсяг

% від 

виробни-

цтва

% від 

викори-

стання

обсяг

% від 

виробни-

цтва

% від 

викори-

стання

Укргазвидобування

100%

512

21%

286

18%

4%

173

44%

16%

Укрнафта

50%+1 

акція

1671

68%

    -

    -

    -

154

39%

14%

Укртатнафта

 3

43%

    -

    -

1300

82%

18%

55

14%

5%

Разом

2182

89%

1586

100%

22%

382

97%

35%

Примітки

1. Бензини автомобільні та дизельне паливо

2. % від загального видобутку, виробництва, використання в Україні

3. Не консолідується у фінансовій звітності групи Нафтогаз за 2015 рік

Видобуток сирої нафти та газоконденсату, виробництво нафтопродуктів та скрапле-

ного газу підприємствами, в яких Нафтогаз є власником або співвласником,  

у 2015 році, 

тис. т.

116

117

ОПЕРАЦІЙНА ДІЯЛЬНІСТЬ

Укргазвидобування задовільняє 
близько 5% попиту на нафтопродук-
ти, а також близько 17% попиту на 
скраплений газ в Україні. Компанія 
має власну мережу АЗС в Харківській 
області, яка налічує 18 станцій. У 2015 
році в цій мережі Укргазвидобування 
реалізувало приблизно 5% обсягу 
вироблених нафтопродуктів. Решту 
нафтопродуктів у 2015 році компанія 
реалізувала на аукціонах (публічних 
торгах) чи за прямими договорами. 
З червня 2015 року до 31 березня 
2016 року нафтопродукти, виробле-
ні Укргазвидобуванням, підлягають 
реалізації через роздрібну мережу 
автозаправних станцій Укргазвидобу-
вання, на аукціонах (публічних торгах) 
чи тендерах (виключно для потреб Мі-
ноборони, МВС, СБУ, Служби зовніш-
ньої розвідки та інших центральних 
органів виконавчої влади, які здійсню-
ють керівництво військовими форму-
ваннями), або за рішенням Кабінету 
Міністрів України.

УКРНАФТА 

Нафтогаз є мажоритарним акціо-
нером Укр нафти та володіє 50% + 1 
акцією статутного капіталу товари-
ства. 22 липня 2015 року на загальних 
зборах акціонерів головою правління 
Укрнафти було обрано громадяни-
на Великобританії Марка Роллінса. 

За відповідне рішення проголосувало 
99,97% присутніх на зборах акціоне-
рів. 

Марк Роллінс приступив до виконан-
ня своїх обов’язків наприкінці верес-
ня 2015 року.

РЕЗУЛЬТАТИ 
2015 РОКУ

Зміна менеджменту

Однією з важливих подій 2015 року 
була зміна керівництва компанії. 
26 листопада наглядова рада звільни-
ла від виконання обов'язків усіх членів 
правління. На наступному засіданні 
наглядової ради (8 грудня) було за-
тверджено нову структуру правління, 
а також умови трудових договорів з 
новими членами правління. Зараз 
посади членів правління обіймають 
кваліфіковані фахівці з міжнародним 
досвідом. 

Виплата дивідендів

У 2015 році компанія в повному 
обсязі виконала зобов'язання з ви-
плати дивідендів за 2011-2014 роки 
перед мажоритарним акціонером. 
До державного бюджету сплачено 
2,41 млрд грн.

Також, незважаючи на важку еконо-
мічну ситуацію, різке падіння світових 
цін на наф ту, в 2015 році Укрнафта 
увійшла в першу десятку найбільших 
платників податків України, заплатив-
ши понад 5,3 млрд грн податкових 
платежів.

Видобування

Укрнафта є однією з найбільших нафто-
газовидобувних компаній країни: частка 
компанії у загальному видобутку нафти 
та конденсату становить 67,9%, при-
родного газу – 7,6%. Станом на кінець 
2015 року Укрнафта експлуатувала 
1 941 нафтову та 177 газових свердло-
вин. Парк бурових установок налічував 
58 одиниць.  Товариство здійснювало 
експлуатацію родовищ, які розташовані 
у Полтавській, Чернігівській,  Сумській, 

Харківській, Дніпропетровській, Львів-
ській, Івано-Франківській та Черні-
вецькій областях. Ступінь виснаження 
початкових видобувних запасів нафти 
на  початок 2016 року сягнув приблизно 
84%, початкових видобувних запа-
сів газу – 71%. У 2015 році видобуток 
Укрнаф тою нафти з конденсатом змен-
шився на 11,5% порівняно з 2014 роком 
та становив 1671 тис. т, природного 
газу – 1503 млн куб. м, що на 13,5% мен-
ше, ніж у 2014 році. Спад виробництва 
обумовлений природним виснаженням 
родовищ і відсутністю інвестицій у мо-
дернізацію виробничих потужностей.

Переробка

Згідно з вимогами законодавства, Укр-
нафта реалізує видобуту нафту та кон-
денсат на аукціонах. Єдиним нафтопе-
реробним заводом, що зараз працює 
в Україні, є Кременчуцький НПЗ, який 
входить до групи Укртатнафта (43% ак-
цій в групі належить Нафтогазу). 
Укрнафта переробляє наф товий газ на 
трьох власних газопереробних заво-
дах: Качанівському, Гнідинцівсь кому 
та Долинському. Всього у 2015 році 
було вироблено 154 тис. т скрапле-

ного газу, що на 5,3% менше, ніж за 
попередній рік.

Реалізація

Укрнафта володіє однією з найбільших 
мереж автозаправних станцій в Україні: 
підприємству належать понад 500 АЗС 
у більшості регіонів країни. Частка 
продажу бензину та дизельного палива 
через мережу АЗС Укрнафти у 2015 році 
становила 17,3%, скрапленого газу – 
9,6% від загального обсягу роздрібної 
реалізації цих видів палива в Україні. 
Укрнафта реалізує скраплений газ влас-
ного виробництва. Бензин та дизельне 
паливо підприємство закуповує в інших 
постачальників. 

ПЛАНИ НА 2016 РІК

У 2015 році компанії не вдалося пога-
сити податкову заборгованість перед 
державним бюджетом і борг перед 
міноритарними акціонерами Укрнафти. 
Разом з тим, під час зміни керівництва 
відбулося суттєве збільшення дебітор-
ської заборгованості та передплат, ви-
даних за нафтопродукти, на суму більш 
ніж 9 млрд грн. Висновок незалежного 
аудитора щодо консолідованої фінансо-

вої звітності за 2015 рік містить заува-
ження стосовно визнання та оцінки цієї 
суми станом на 31 грудня 2015 року. 

Невирішеним залишається також 
питання спірних 10,1 млрд куб. м газу 
між Нафтогазом та Укрнафтою. Газ, про 
який йдеться, було видобуто Укрнафтою 
у 2006-2011 роках та за рішенням уряду 
спрямовано на споживання населен-
ням. Згідно з законодавством, чинним 
на той час, Укрнафта мала продавати 
весь товарний газ власного видобутку 
Нафтогазу за ціною, встановленою дер-
жавним регулятором НКРЕ, для подаль-
шої реалізації цього газу населенню. 
Починаючи з 2005 року менеджмент 
Укрнафти ухилявся від оформлення 
договорів купівлі-продажу з Нафтогазом, 
мотивуючи свою відмову низьким рів-
нем цін, встановлених НКРЕ. Нафтогаз 
неодноразово висловлював готовність 
оформити обсяги газу Укрнафти, пере-
дані для споживання населенням, за 
цінами, встановленими державним ре-
гулятором у відповідні періоди. За цими 
цінами вартість зазначених обсягів газу 
складає 3,75 млрд грн, що відображено в 
окремій фінансовій звітності Нафтогазу.

Для розв'язання ситуації, що склала-
ся, в 2016 році керівництво  Укрнафти 
звернулося до наглядової ради з про-
позицією ініціювати процес досудової 
санації. Цей крок дозволить компанії 
реструктуризувати накопичену історич-
ну заборгованість, яку компанія визнає 
і планує виплатити в повному обсязі. 
План санації передбачає узгодження 
графіку погашення податкового боргу 
та погашення заборгованості перед ін-
шими кредиторами. Санація дозволить 
зупинити нарахування штрафів, пені 
та відсотків на цю історичну заборгова-
ність на період виконання плану пога-
шення боргів. Наглядова рада доручила 
голові правління Укрнафти Марку Рол-
лінсу провести переговори з найбіль-
шим кредитором компанії – Державною 
фіскальною службою України – та отри-
мати позицію податківців щодо можли-
востей погашення податкового боргу 
товариства, зокрема реструктуризації 
боргу в рамках процедури санації. 

Виробничі 

показники

Одиниці 

виміру

2015

2014

Різниця, 

%

Видобуток нафти 
з конденсатом 
(основна і спільна 
діяльність)

тис. т

1,671

1,888

-11,5%

Видобуток газу 
(основна і спільна 
діяльність)

млн куб. м

1,503

1,737

-13,5%

Виробництво 
скрапленого газу

тис. т

154

163

-5,5%

Реалізація мотор-
ного палива

тис. т

594

677

-12,3%

118

119

ВИДОБУВАННЯ

НАФТИ І ГАЗУ 

ЗА КОРДОНОМ

ПРОЕКТ ALAM EL SHAWISH 
WESTERN DESERT 

Проект реалізується з 2007 року в рамках 
концесійної угоди на проведення нафто-
вої розвідки та експлуатації між Нафто-
газом, Арабською Республікою Єгипет 
і Єгипетською Генеральною Нафтовою 
Корпорацією (ЄГНК). З 2012 року проект 
здійснює спільне підприємство Petrosannan 
Company, утворене Нафтогазом і ЄГНК 
з рівними частками в статутному капіталі.

26 листопада 2015 року підписано Договір 
про продаж газу між Нафтогазом та ЄГНК, 
що дозволило компанії отримувати кошти 
за газ, постачання якого розпочалось у 
вересні 2014 року.

Протягом 2015 року завершено спору-
дження 6 свердловин. Пройдено бурінням 
19 384 погонні метри, що на 5% переви-
щує показник 2014 року. Середньодобова 
швидкість проходки свердловин склала 
54,3 метра. 

Виробництво товарної нафти з конденса-
том склало 2,330 млн барелів (318 тис. т), 
що на 20,7% більше, ніж у 2014 році. 

Виробництво комерційного газу склало 
192 млн куб. м, що на 378% більше, ніж у 
2014 році.

За весь період проекту станом на 1 січня 
2016 року пробурено 49 свердловин, з них 
37 виявились продуктивними. Видобуто 
7,686 млн барелів нафти (1,046 млн т) та 
243 млн куб. м газу.

У 2015 році розпочато спорудження 
міжпромислового трубопроводу від родо-
вища HG до родовища Е6 довжиною 18 км 
(станом на червень 2016 року знаходиться 
на стадії випробувань). З метою оптимізації 
витрат на виробниче обладнання розпо-
чато підготовчі роботи зі спорудження ще 
двох міжпромислових трубопроводів, які 
дозволять задіяти установку підготовки 
нафти HG для обслуговування одразу чоти-
рьох родовищ.

Станом на 1 січня 2015 року компанією 
Ryder Scott проведено незалежну оцінку 
запасів/ресурсів вуглеводнів філії Нафтогазу 
в Єгипті. Загальні видобувні запаси (підтвер-
джені та вірогідні – 2Р) становили 1132 тис. т 
(8,2 млн барелів) нафти та 599,6 млн куб. м 
газу. 

У 2015 році Нафтогаз продовжив розвивати свої закордонні інвестиційні проекти, 
а саме проект Alam El Shawish Western Desert в західній пустелі, та інвестиційні 
проекти в межах блоків South Wadi El‑Mathareeth та Wadi El‑Mathareeth у східній 
пустелі Єгипту. 

ІНВЕСТИЦІЙНІ  
ПРОЕКТИ SOUTH  
WADI EL MAHAREETH  
ТА WADI EL  
MAHAREETH

Інвестиційні проекти реалізуються в 
рамках підписаних 07.02.2012. Конце-
сійних угод на проведення пошуку та 
подальшої розробки родовищ вугле-
воднів між Арабською Республікою 
Єгипет (далі АРЄ), GANOUB EL-WADI 
HOLDING PETROLEUM COMPANY та 
дочірнім підприємством «Закордон-
нафтогаз» Національної акціонерної 
компанії «Нафтогаз України» по блоках 
Wadi El Mahareeth та South Wadi El 
Mahareeth, розташованих у Східній 
пустелі АРЄ.

Нині інвестиційний проект знаходиться 
на першому етапі геологорозвідуваль-
них робіт, основною метою яких є по-
шук та розвідка родовищ вуглеводнів.

ПРОТЯГОМ 2015 РОКУ ВІДПОВІДНО 

ДО УМОВ КОНЦЕСІЙНИХ УГОД 

ВИКОНАНО:

– геодезичну розбивку сейсморозвідувальних ліній

– реєстрацію 62 2D сейсморозвідувальних ліній (3 450 км ліній 
сейсмоприймачів, 2 988 км ліній пунктів ініціації,  
48 714 пунктів ініціації)

– вивчення зони малих швидкостей методом перших вступів

– обробку наявних 2D сейсмічних досліджень за попередні 
роки (1 306 пог. км)

– інтерпретацію наявних геолого-геофізичних матеріалів 
(власними силами)

– роботи з вивчення зони малих швидкостей методом Up-
holes

245

Disouq (500 square kilometres)

RWE Dea (OP, 50 percent)

EGPC (50 percent)

Awarded: May 2011

Expires: May 2031

248 

Shushan (153 kilometres squared)

Apache Oil Egypt (OP, 67 percent)

Sinopec (33 percent)

Awarded: May 2005

Expired/Renewal: May 2014

249

West Kanayis 

(1,524 square kilometres)

Apache Oil Egypt (OP, 67 percent)

Sinopec (33 percent)

Awarded: May 2005

Expired/Renewal: May 2014

250 

North Tarek (311 square kilometres)

Apache Oil Egypt (OP, 67 percent)

Sinopec (33 percent)

Awarded: May 2005

Expired/Renewal: May 2014

252

East Kanayes (72 square kilometres) 

IEOC (OP, 50 percent)

EGPC (50 percent)

Awarded: March 2012

Expired/Renewal: March 2032

253

El Fayum (1920 square kilometres)

(El Fayum West)

Merlon Petroleum El Fayum 

Company (OP, 100 percent)

Awarded: July 2004

Expires: July 2016

254

West Wadi El Rayan 1, 2 and 3 

(4,200 square kilometres) 

Petro Fayoum Company 

(OP, 100 percent)

Awarded: October 2009

Expires: January 2033

255

Komombo (50 square kilometres) 

Dana Gas Egypt (OP, 25 percent)

EGPC (50 percent)

Sea Dragon Energy (25 percent)

Awarded: December 2007

Expires: December 2027

259 

West Kalabsha 

(298 square kilometres) (A, B and C)

Khalda Petroleum (OP, 100 percent)

Awarded: November 2008

Expires: November 2028

261

Siwa (6,320 square kilometres)  

Apache Oil Egypt (OP 33.5 percent)

Tharwa Petroleum (50 percent)

Sinopec (16.5 percent)

Awarded: June 2004

Expired/Renewal: June 2012

264

Theqah (1,760 square kilometres)

(North & North West)

IEOC (OP, 50 percent)

Tharwa Petroleum (50 percent)

Awarded: July 2004

Expired/Renewal: July 2012

265 

Burullus Offshore 

(400 square kilometres) 

BP Egypt (OP, 100 percent)

Awarded: June 2005

Expired/Renewal: June 2014

266

West Burullus Offshore 

(800 square kilometres)

Gaz de France Exploration Egypt –

GDF Suez (OP, 50 percent)

Dana Petroleum (50 percent)

Awarded: September 2005

Expired/Renewal: September 2013

267

El Burg Offshore 

(1,000 square kilometres) 

(Offshore 1 and Offshore 2)

BG Egypt (OP, 70 percent)

Petronas Carigali Overseas 

(30 percent)

Awarded: July 2005

Expired/Renewal: July 2013

268

North El Burg Offshore 

(617 square kilometres) 

BP Egypt (OP, 50 percent)

IEOC (50 percent)

Awarded: June 2005

Expired/Renewal: June 2012

269

West El Manzala 

(527 square kilometres) 

Dana Gas Egypt (OP, 100 percent)

Awarded: June 2005

Expired/Renewal: June 2012

270

West El Qantara 

(421 square kilometres) 

Dana Gas Egypt (OP, 100 percent)

Awarded: June 2005

Expired/Renewal: June 2012

277 

North Tineh Offshore 

(2,400 square kilometres) 

BP Egypt (OP, 100 percent)

Awarded: November 2009

Expired/Renewal: November 2012

278 

South East El Mansoura 

(2,175 square kilometres) 

Melrose Petroleum (OP, 100 percent)

Awarded: June 2005

Expired/Renewal: June 2014

280

North El Diyur (12 square kilometres)

Diyur Petroleum (OP, 100 percent)

Awarded: February 2006

Expires: February 2026

281

East Obaiyed (244 square kilometres) 

IEOC (OP, 100 percent)

Awarded: February 2005

Expired/Renewal: February 2014

282 

West Sitra (17 square kilometres) 

Sitra Petroleum Company 

(OP, 100 percent)

Shell Egypt (0 percent*)

Awarded: November 2012

Expires: November 2032

283 

Alam El Shawish West 

(296 square kilometres)

Alam Al Shawish Petroleum 

Company (OP, 100 percent)

Awarded: February 2009

Expires: February 2029

284

Alam El Shawish East 

(165 square kilometres)

Naftogaz Ukrainy (OP, 100 percent)

Awarded: December 2006

Expired/Renewal: December 2013

285

Abu Sannan 

(1,130 square kilometres)

Kuwait Energy (OP, 50 percent)

Dover Investments (28 percent)

Beach Petroleum (22 percent)

Awarded: June 2006

Expired/Renewal: June 2012

286

Alamein – Yidma 

(582 square kilometres)

El Hamra Oil Company 

(OP, 100 percent)

Awarded: November 1963

Expires: August 2030

287

Alamein – Yidma 

(582 square kilometres)

Apache (OP, 100 percent)

Awarded: 2013

289

North El Amyria 

(1,000 square kilometres)

RWE Dea (OP, 100 percent)

Awarded: July 2006

Expires: July 2015

290

South Siwa 

(25,000 square kilometres)

Al Thani Corp Ltd (OP, 100 percent)

Awarded: January 2007

Expired/Renewal: December 2013

291

West Komombo 

(23,640 square kilometres) 

Energean Egypt (OP, 70 percent)

Karl Thomson Energy (20 percent)

Groundstar Resources (10 percent)

Awarded: September 17 2006

Expired/Renewal: September 17,

2014

299

South Alamein 

(1,423 square kilometres) (A and C)

TransGlobe Egypt – Cepsa 

(OP, 100 percent)

Awarded: April 2007

Expired/Renewal: April 2014

300 

East Badr El Din 

(82.5 square kilometres) 

Apache Oil Egypt (OP, 67 percent)

Sinopec (33 percent)

Awarded: April 2006

Expired/Renewal: April 2014

301

East Ghazalat 

(366 square kilometres)

Vegas Oil & Gas (OP, 50 percent)

Transglobe Egypt (50 percent)

North Petroleum (0 percent*)

Awarded: June 2007

Expired/Renewal: October 2014

302

West Obayed (910 square kilometres)

Vegas Oil & Gas (OP, 70 percent)

Hellenic Petroleum (30 percent)

Awarded: June 2007

Expired/Renewal: June 2014

303

East Lagia (2,989 square kilometres)

Vegas Oil & Gas (OP, 100 percent)

Awarded: November 2012

Expires: November 2015

304

Block 12 El Qa’a Plain 

(1,824 square kilometres) 

(Block 1 and 2)

Dana Petroleum (OP, 27.5 percent)

Petroceltic International 

(37.5 percent)

Beach Energy (25 percent)

Awarded: November 2012

Expires: November 2016

311

North El Maghara 

(2,334 square kilometres)

National Petroleum Company 

(OP, 100 percent)

Awarded: July 2007

Expired/Renewal: July 2013

318

Hallif (17.9 square kilometres)

HBS International Egypt 

(OP, 100 percent)

Awarded: April 2007

Expired/Renewal: April 2013

319

East Abu Sennan 

(640 square kilometres)

Tharwa Petroleum (OP, 100 percent)

Awarded: April 2007

Expired/Renewal: April 2013

322

Abu Qir (West, North Abu Qir) 

(300 square kilometres)

Abu Qir Petroleum Company 

(OP, 100 percent)

Edison International (0 percent*)

Awarded: February 1974

Expires: January 15 2029

326

El Ghazaliyat – Block 11 

(7,137 square kilometres)

RAK Gas (OP, 20 percent)

Arabiyya Lel Istithmaraat 

(80 percent)

Awarded: June 2009

Expires: December 2015

327

North Gamasa Offshore Block 

(281 square kilometres) 

(Block 1a and 1b)

BG Egypt (OP, 100 percent)

Awarded: April 2009

Expired/Renewal: April 2012 

329

North Damietta Offshore 

(1,604 square kilometres) (a and b)

BP Egypt (OP, 33.33 percent)

Shell Egypt (33.33 percent)

Petronas Carigali Overseas 

(33.33 percent)

Awarded: February 2010

Expired/Renewal: February 2013

330

South Idko Onshore 

(1,575 square kilometres)

Petroceltic International 

(OP, 75 percent)

Edison International (25 percent)

Awarded: January 2014

Expires: January 2017

331

South Desouq Onshore 

(1,275 square kilometres) 

Sea Dragon Energy (OP, 100 percent)

Awarded: April 2013

332

North El Arish Offshore – Block 6

(2,980 square kilometres) 

Dana Gas Egypt (OP, 100 percent)

Awarded: April 2013

Expires: April 2017

333

North El Arish Offshore 

(2,980 square kilometres)

Edison International 

(OP, 100 percent)

Awarded: April 2013

Expires: April 2017

334 

Shorouk Offshore 

(3,765 square kilometres) 

IEOC (OP, 100 percent)

Awarded: April 2013

335

North Tennin Offshore 

(5,195 square kilometres) (a and b)

BP Egypt (OP, 100 percent)

Awarded: April 2013

336 

North El Max Offshore 

(4,680 square kilometres) (a and b)

BP Egypt (OP, 100 percent)

Awarded: April 2013

338

West Dakhla 1 

(15,368 square kilometres) 

Dana Petroleum (OP, 100 percent)

Awarded: December 2013

Expires: December 2017

339 

West Dakhla 2 

(15,322 square kilometres)

Dana Petroleum (OP, 100 percent) 

Awarded: December 2013

Expires: December 2017

340

Northwest Gindi 

(1,955 square kilometres)

Edison International 

(OP, 100 percent)

Awarded: September 2014

341

Northwest Sitra 

(1,946 square kilometres)

Transglobe (OP, 100 percent)

Awarded: September 2013

Expires: September 2020

342

Southwest Meleiha 

(2,058 square kilometres)

Eni (OP, 100 percent)

Awarded: September 2014

343

Southwest Alamein 

(2,888 square kilometres)

HBS International (OP, 100 percent)

Awarded: November 2014

344

North Ghazalat 

(25 square kilometres)

HBS International Egypt 

(OP, 100 percent)

Awarded: July 2011

Expires: July 2036

345

North El Salhiya Onshore 

(1,527 square kilometres)

Dana Gas Egypt (OP, 100 percent)

Awarded: September 2014

Expires: September 2021

346

North El Mahala Onshore 

(1,028 kilometres)

Total E&P Egypte (OP, 100 percent)

Awarded: September 2014

347

El Matariya Onshore 

(1,028 square kilometres)

BP (OP, 50 percent)

Dana Gas Egypt (50 percent)

Awarded: September 2014

Expires: September 2021

348

North Port Fouad Offshore 

(3,397 square kilometres)

Edison International (OP, 50 percent)

Petroceltic (50 percent)

Awarded: September 2014

349

Karawan Offshore 

(4,565 square kilometres)

Eni (OP, 50 percent)

BP (50 percent)

Awarded: January 2015

350

North Leil Offshore 

(5,105 square kilometres)

Eni (OP, 100 percent)

Awarded: January 2015

*Participating in a joint venture that

forms the operating company.

Source: 

EGPC, Egypt Oil & Gas

 

Александрія

Luxor

Aswan

339

290

341

342

261

195

195

195

132

213

250

249

212

252 106

286

287

225

225

299

146

45

51

204

140

195

207

281

195

195

101/137

259

259

217

133

344

344

54/88/123

54/88/123

344

41/208

214

220

217

282

52/89/123

206

216

300

343

318

230

283

28/29/112/139

104

285

319

241

231

218

340

181

253

332

333

348

334

349

350

335

202

201

228

240

322

289

172

228

330

245

0

149

235

278

331

346

234

311

345

270

269

194

347

327

244

265

167/191

266

268

267

166

162

264

329

198

8/75/127

336

304

303

104

215

215

291

255

326

254

253

280

205

205

205

206

101/137

219

206

301

220

248

182

338

1

131

302

138

248

199

168

264

277

239

7

8

9

10

Kilometres

0

100

50

25

Mediterranean Sea

Каїр 

EGYPT

Єгипет

LIBYA

LIBYA

SUDAN

SUDAN

SAUDI ARABIA

SAUDI ARABIA

JORDAN

JORDAN

SYRIA

SYRIA

LEBANON

LEBANON

Dakhla Oasis

Kharga Oasis

See reverse side for details.

A

B

C

1
2

3

4
5
6

7
8
9

10

132 
68
257
194
286
191
11,680
10,900
15,745
14,270

West Gabal El Zeit (reverse)
Southeast Ras El Ush (reverse)
Northeast Geisum (reverse)
North Magawish (reverse)
Northwest Shadwan (reverse)
Northwest Sea Bird (reverse) 
North Al Baraka
South Al Baraka (a, b and c)
Southeast Qena
Kharit 

Name

m

k

.o

N

2 

GANOUB EL WADI HOLDING PETROLEUM COMPANY 

2014 BIDDING ROUND

Name

m

k

.o

N

2 

GENERAL PETROLEUM COMPANY 

2015 BIDDING ROUND

A
B
C

3

6

 r

d

u

S

7

 a

m

r

a

t

a

M

5

2

ls

A

Maritime border

National border

Disputed border

National capital 
City

Exploration lease

Development lease
Restricted area
Bidding area

304

3

f 

A

B

C

A

3

EGYPT 2015 CONCESSIONS AND LICENCES

CONCESSIONS/LICENCES

0

Abu Madi (197 square kilometres)

Petrobel Belayim Petroleum 

Company (OP, 100 percent)

Awarded: July 1977

Expired/Renewal: December 2013 

1

El Gelf El Kebeir Concession

Ganoub El Wadi Holding Petroleum

Company

8/75/127

El Qaraa (186 square kilometres)

Nile Delta Oil Company 

(OP, 100 percent)

International Egyptian Oil Company

(IEOC) (0 percent*)

Awarded: January 1991

Expires: January 2021

28/29/112/139

Merged Khalda Operating Leases

Khalda Petroleum Company 

(OP, 100 percent)

41

Meleiha (654 square kilometres)

[East A, East B]

Agiba Petroleum Company 

(OP, 100 percent)

Awarded: August 1986

Expires: August 2016

45

West Razzak

Agiba Petroleum Company 

(OP, 100 percent)

Awarded: December 1989

Expires: December 2019

51

East Alamein (100 square kilometres)

Alamein Petroleum Company 

(OP, 100 percent)

Awarded: February 1984

Expired/Renewal: February 2014

52/89/123 

Sitra (322 square kilometres) 

Sitra Petroleum Company 

(OP, 100 percent)

Shell Egypt (0 percent*)

Awarded: December 1985

Expires: December 2015

54/88/123

Badr El Din (107 square kilometres) 

Badr El-Din Petroleum 

(OP, 100 percent)

Awarded: January 1983

Expires: January 2013, September

2017

101/137

West Qarun (46.2 square kilometres)

Oasis Petroleum Company 

(OP, 100 percent)

Sahara Petroleum (0 percent*)

Awarded: July 1993

Expired/Renewal: July 2013

106 

South Razzak 

(355 square kilometres)

Khalda Petroleum (OP, 100 percent)

Awarded: July 1975

Expires: December 2024

131

Obaiyed West 

(555 square kilometres)

Obaiyed Petroleum Company 

(OP, 100 percent)

Awarded: November 1994

Expired/Renewal: January 2015

132

Matruh (900 square kilometres)

Khalda Petroleum (OP, 100 percent)

Awarded: November 1994

Expires: December 2022

133

Ras Qattara 

(331 square kilometres) 

Ras Qattara Petroleum Company 

(OP, 100 percent)

IEOC (0 percent*)

Awarded: January 1993

Expired/Renewal: June 2027

138 

Umbaraka (420 square kilometres)

Khalda Petroleum (OP, 100 percent)

Awarded: December 1963

Expired/Renewal: December 2013

140

Ras Kanayis (208 square kilometres)

(A and B)

Khalda Oil Company 

(OP, 100 percent)

Awarded: December 1992

Expired/Renewal: December 2012

146

Burg El Arab (80 square kilometres)

(North and South)

Burg El Arab Petroleum 

(OP, 100 percent)

Awarded: December 1996

Expires: December 2016

149

East Delta (North and South)

(79.8 square kilometres)

Petrodelta Company 

(OP, 100 percent)

Awarded: October 1994

Expires: June 2026

162

Port Said North 

(950 square kilometres)

PetroSaid Petroleum Company 

(OP, 100 Percent)

IEOC (0 percent*)

Awarded: February 1994

Expires: February 2014

166

Offshore North Sinai 

(371 square kilometres)

North Sinai Petroleum Company 

(OP, 100 percent)

Awarded: April 1998

Expires: April 2018

167

Baltim East (267 square kilometres)

(Baltim North, 

North East 1 and 2, South)

Mediterranean Gas Company 

(OP, 100 percent)

Awarded: January 1996

Expires: January 2016

168 

El Temsah (175 square kilometres) 

PetroTemsah Petroleum Company

(OP, 100 percent)

IEOC (0 percent*)

Awarded: March 1996

Expires: March 2026

172

North Alexandria 

(274 square kilometres) 

BP Egypt (OP, 30 percent)

Egyptian General Petroleum 

Corporation (EGPC) (50 percent)

RWE Dea (20 percent)

Awarded: April 2003

Expires: April 2023

181

Qarun (80 square kilometres) 

Apache (OP, 100 percent)

Awarded: August 1995

Expires: August 2015

182

West Abu El Gharadig 

(50.8 square kilometres)

Raml Petroleum Company 

(OP, 100 percent)

Awarded: December 1996

Expires: December 2016

191

Baltim (84.4 square kilometres) 

IEOC (OP, 50 percent)

EGPC (50 percent)

Awarded: March 2013

Expired/Renewal: March 2029

194

El Manzala Offshore 

(630 square kilometres)

BG Egypt (OP, 50 percent)

Dana Petroleum (50 percent)

Awarded: July 2005

Expired/Renewal: July 2013

195

Khalda (980 square kilometres)

Khalda Petroleum (OP, 100 percent)

Awarded: April 1981

Expires: November 2016

198

East Delta Deep Marine 

(365 square kilometres)

Deep Marine (OP, 100 percent)

Awarded: October 2007

Expires: October 2027

199

Ras El Barr (184 square kilometres)

(Seth)

Pharaonic Petroleum Company 

(OP, 100 percent)

BP (0 percent*)

Awarded: July 1997

Expires: July 2017

201

Rosetta – North East, South West,

West (295 square kilometres)

Rashid Petroleum Company 

(OP, 100 percent)

BG Group (0 percent*)

Awarded: July 1997

Expires: July 2017

202

West Delta Deep Marine 

(1,676 square kilometres) 

Burullus Gas (OP, 100 percent)

Awarded: February 1999

Expires: June 2027

204 

Ras El Hekma (22 square kilometres)

Khalda Petroleum (OP, 100 percent)

Awarded: January 2002 

Expired/Renewal: January 2022

205

East Bahariya 

(37.8 square kilometres)

Qarun Petroleum (OP, 100 percent)

Apache (0 percent*)

Awarded: June 2003

Expires: June 2023

206

Northeast Abu El Gharadig 

(161 square kilometres) 

Tiba Petroleum Company 

(OP, 100 percent)

Awarded: April 2004

Expires: April 2024

207

North East Obayed 

(801 square kilometres)

Shell Egypt (OP, 100 percent)

Awarded: November 2012

Expires: November 2015

208

Meleiha Deep Drilling 

(654 square kilometres)

IEOC (OP, 76 percent)

Lukoil (24 percent)

Awarded: August 1986

Expires: August 2016

210

Wadi El Mahareeth 

(11,427 square kilometres) 

Naftogaz Ukrainy (OP, 100 percent)

Awarded: February 2012

211

Wadi El Mahareeth South 

(9,316 square kilometres) 

Naftogaz Ukrainy (OP, 100 percent)

Awarded: February 2012

212

North Alamein (West Mediterranean

Sea Block 1) (20 square kilometres)

Khalda Petroleum Company 

(OP, 100 percent)

Awarded: September 1998

Expires: September 2018

213

North Matruh 

(798 square kilometres)

Shell Egypt (OP, 100 percent)

Awarded: November 2012

Expires: November 2015

214 (Ghazalat), 

Ghazalat (45.8 square kilometres) 

(A and B)

HBS International Egypt 

(OP, 100 percent)

Awarded: July 2011

Expires: July 2036

215

East Beni Suief 

(7,625 square kilometres)

Apache Oil Egypt (OP, 33.5 percent)

Dana Petroleum (50 percent)

Sinopec (16.5 percent)

Awarded: June 1996

Expired/Renewal: June 2012

216

Badr El Din-1 (107 square kilometres)

Badr El Din Petroleum Company 

(OP, 100 percent)

Awarded: January 1983

Expired/Renewal: January 2013

217

South Ghazalat A, B and C 

(1,883 square kilometres)

TransGlobe Egypt (OP, 100 percent)

Awarded: November 2013

Expires: November 2016

218

East Ras Qattara 

(4,326 square kilometres)

Petroshahd (OP, 0 percent*)

Sipetrol (50.5 percent)

Kuwait Energy (49.5 percent)

Awarded: 2004

Expires: 2024

219

North Alam El Shawish 

(2,164 square kilometres)

Shell Egypt (OP, 100 percent)

Awarded: November 2012

Expires: November 2015

220

South Dabaa 

(204 square kilometres) 

(1, 2, 3, 7, 9, 10)

South Dabaa Petroleum Company

(OP, 100 percent)

Awarded: February 1999

Expires: February 2019

225

East Yidma 

(4,326 square kilometres)

INA-Industrija Nafte 

(OP, 100 percent)

Renegotiated: 2012

Approved: October 2013

228

North Idku A and B 

(300 square kilometres) 

North Idku Petroleum Company 

(OP, 100 percent)

Awarded: November 2005

Expires: November 2025

230

North Ras Qattara 

(18 square kilometres)

Apache Oil Egypt (OP, 23.45  percent)

IPR TransOil (15 percent)

Sinopec (11.55 percent)

EGPC (50 percent)

Awarded: July 2007

Expires: July 2027

231

North Bahariya East and West 

(119 square kilometres)

North Bahariya Petroleum Company

(OP, 100 percent)

Sahara Petroleum (0 percent*)

Awarded: August 2005

Expires: August 2025

234

El Qantara (3.5 square kilometres)

Qantara Petroleum Company 

(OP, 100 percent)

Awarded: June 2003

Expires: June 2023

235 

El Mansoura 

(2,175 square kilometres) 

Petroceltic (OP, 100 percent)

Awarded: June 2013

Expired/Renewal: June 2033

239

North Bardawil 

(13 square kilometres)

Petrobardawil Petroleum Company

(OP, 100 percent)

Awarded: March 2006

Expires: March 2026

240

West Mediterranean Deep Water

(210 square kilometres)

BP Egypt (OP, 40 percent)

EGPC (50 percent)

RWE Dea (10 percent)

Awarded: October 2007

Expires: October 2027

241

El Diyur (15 square kilometres)

Diyur Petroleum (OP, 100 percent)

Awarded: July 2005

Expires: July 2025

241

El Diyur (14,115 square kilometres)

IPR Group (OP, 100 percent)

Awarded: May 2000

Expires: May 2020

244

West Baltim Offshore 

(804 square kilometres)

IEOC (OP, 100 percent)

Awarded: June 2004

Expired/Renewal: June 2013

00X_PULL OUT MAP_Front_EGYPT_2015.qxp_Layout 1  02/03/15  17:23  Page C

Ліцензійні ділянки

Нафтогазу

Ліцензійні ділянки

Нафтогазу

(ДП «Закордоннафтогаз»)

Оренда на розвідку

Умовні позначення
Ділянки

Оренда на розробку
Зона обмежень
Ділянки для аукціону

120

121

ОПЕРАЦІЙНА ДІЯЛЬНІСТЬ

НАСЛІДКИ 

ЗБРОЙНОЇ АГРЕСІЇ 

СИТУАЦІЯ НА СХОДІ 
УКРАЇНИ ТА У АР КРИМ 

Бойові дії на сході України, що розгорну-
лися у 2014 році та, на жаль, продовжують-
ся у 2015 та 2016 роках, мають серйозні 
наслідки для української економіки та су-
спільства. Постраждали сотні тисяч людей, 
зруйновано міста та підприємства. Зазнали 
значних збитків і підприємства групи На-
фтогаз, що опинилися у зоні антитерорис-
тичної операції (АТО): виробничі об’єкти та 
інфраструктура підприємств магістральних 
трубопроводів Укртрансгазу, Укртрансна-
фти, підприємств Укргазвидобування. 

У 2015 році сума чистих збитків, пов’язаних 
зі збройною агресією РФ та відображених 
у консолідованій фінансовій звітності На-
фтогазу, склала 1,6 млрд грн. Сума збитків 
включає, зокрема втрату запасів, знецінен-
ня дебіторської заборгованості, а також 
списання ПДВ. Крім того, внаслідок окупації 
АР Крим компанія втратила ресурс газу 
власного видобутку – Чорноморнафтогаз, 
де видобувалося близько 2,0 млрд куб. м 
на рік. 

СТАБІЛЬНЕ ПОСТАЧАННЯ 
ГАЗУ УКРАЇНСЬКИМ 
СПОЖИВАЧАМ

Нафтогаз робить все можливе, аби зберегти 
цілісність газотранспортної системи України 
в надзвичайно складних умовах, коли було 
втрачено контроль над частиною майна, що 
опинилося на неконтрольованих Україною 
територіях у Донецькій та Луганській областях, 
а також на території окупованого Криму. Нафто-
газу вдається забезпечувати стабільне поста-
чання газу споживачам України практично у 
кожному населеному пункті, що знаходиться на 
контрольованій українською владою терито-
рії. Компанія також виконує свої зобов’язання 
перед європейськими споживачами, забезпе-
чуючи безперебійний транзит російського газу 
до країн ЄС. 

Працівники групи Нафтогаз, які працюють на 
газових об’єктах компанії в Донецькій та Луган-
ській областях, особливо на територіях поблизу 
лінії зіткнення, щодня, ризикуючи власним 
життям та здоров’ям, забезпечують постачання 
газу для українських споживачів. Вони також 
відновлюють роботу газової інфраструктури, 

В надзвичайно 

складних умовах, 

що склалися внаслідок 

збройної агресії 

на сході України 

та окупації АР Крим, 

Нафтогаз забезпечує 

стабільну роботу 

газотранспортної 

системи України та 

надійне постачання 

газу мільйонам 

споживачів в Україні 

та в інших країнах 

Європи 

пошкодженої внаслідок бойових дій, 
ліквідують аварії. 

МАТЕРІАЛЬНІ ЗБИТКИ 
КОМПАНІЇ НА СХОДІ 
УКРАЇНИ

1

 

Внаслідок бойових дій у Донецькій та 
Луганській областях Нафтогаз зазнав 
значних матеріальних збитків.

• 

З червня 2015 року припинилося 
надходження інформації про стан 
об’єктів газової інфраструктури у зоні 
АТО. Вартість майна Укртрансгазу, 
яке використовувалося для транспор-
тування та розподілу природного 
газу і до якого немає безпечного та 
безперешкодного доступу, становить 
близько 296 млн грн. 

• 

Кондрашівська установка комплек-
сної підготовки газу Сєвєродонець-
кого цеху з видобутку нафти, газу і 
конденсату, що є власністю газопро-

1

Всю інформацію надано станом на 

31 грудня 2015 року

мислового управління «Шебелинка-
газвидобування» (підприємства Укр-
газвидобування), та яка знаходиться 
у зоні проведення АТО, відрізана 
від електропостачання. Щодобові 
втрати видобутку природного газу 
ГПУ «Шебелинкагазвидобування» 
у зв’язку з проведенням АТО станов-
лять близько 600 тис. куб. м. 

• 

Значно пошкоджено інфраструктуру 
магістральних нафтопроводів філії 
«Придніпровські магістральні нафто-
проводи»: технологічне та допоміж-
не обладнання, будівлі та споруди, 
автотранспорт Лінійної виробничої 
диспетчерської станції «Лисичанськ» 
(смт Вовчоярівка, Попаснянський 
район, Луганська область).

• 

Залишаються захопленими неза-
конними військовими формування-
ми 9 із 15 автомобільних газонапов-
нювальних компресорних станцій, 
розташованих у зоні АТО.

• 

У зв’язку з неможливістю здійснювати 
господарську діяльність на тимчасово 
неконтрольованій території,  зупинена 

ВІДНОВЛЕННЯ 

ПІДПРИЄМСТВАМИ 

НАФТОГАЗУ 

ГАЗОПОСТАЧАННЯ 

У ЗОНІ АТО

За період від початку АТО у квітні 

2014 року до грудня 2015 року 

на контрольованій Україною 

території Донецької області, в 

тому числі Маріуполі, працівники 

підприємств Нафтогазу ліквідували 

1658 пошкоджень газопроводів, 

відновили газопостачання у 

227 населених пунктах, у тому числі 

у 79 731 приватному будинку та 

3 934 багатоквартирних будинках. 

Всього – для 251 640 абонентів, 

24 підприємств і 36 комунально-

побутових об’єктів (у тому числі шкіл, 

дитсадків, лікарень).

У Луганській області (дані по 

контрольованій Україною території) 

ліквідували 594 пошкодження 

газопроводів, відновили роботу 

117 газорозподільних пунктів, 

відновили газопостачання у 331 з 

334 відключених від газопостачання 

населених пунктах, для 

226 417 абонентів (173 209 приватних 

будинків, 53 208 багатоквартирних 

будинків) та 109 підприємств.

122

123

ОПЕРАЦІЙНА ДІЯЛЬНІСТЬ

Напрямки поставок газу з Росії

52%

СУДЖА

НА СЛОВАЧЧИНУ

22%

ВАЛУЙКИ

НА РУМУНІЮ

РЕГІОНАЛЬНА

ГАЗОПРОВІДНА МЕРЕЖА, 

ЯКА ЗНАХОДИТЬСЯ В ЗОНІ АТО,

НІКОЛИ НЕ ВИКОРИСТОВУВАЛАСЯ

ДЛЯ ТРАНЗИТУ ГАЗУ ДО ЄС

12%

ПИСАРІВКА

14%

СОХРАНІВКА

0%

ПРОХОРІВКА

0%

ПЛАТОВЕ

АТО

Локальні структури: виявлені та підготовлені
Газові та нафтові родовища

Структури, ліцензії

на дослідження та розробку

яких належать Нафтогазу

Структури та  родовища,

ліцензії на дослідження

та розробку яких належать

Чорноморнафтогазу

Газопроводи

Платформи, блок-кондуктори

Ізобати

Лінія розмежування акваторій

МОЛДОВА

ОДЕСА

ХЕРСОН

СКАДОВСЬК

СЕВАСТОПОЛЬ

СІМФЕРОПОЛЬ

РОСІЯ

РУМУНІЯ

ЧОРНЕ МОРЕ

Схема розміщення нафтогазових родовищ 
та перспективних ділянок українського сектору Чорного та Азовського морів

СКЛАД 

ВИРОБНИЧОЇ БАЗИ 

ЧОРНОМОРНАФТОГАЗУ:

• 

18 вуглеводневих родовищ, 10 
з яких перебувають в експлуатації;

• 

11 морських газовидобувних 
стаціонарних платформ і бло-
ків-кондукторів з розміщеним на 
них технологічним устаткуванням, 
засобами контролю та зв'язку; 

• 

4 плавучі самопіднімальні бурові 
установки «Сиваш», «Таври-
да», В-312 «Петро Годованець», 
В-319 «UKRAINE»;

• 

технологічний флот у складі 24 
одиниць плавзасобів (22 – знахо-

дяться в порту Чорноморськ, 2 – 
за кордоном), серед яких – судна 
постачання, кранові, буксирні, 
аварійно -рятувальні, протипожеж-
ні, водолазні та інші;

• 

спеціалізований порт із причаль-
ним фронтом довжиною 1700 м 
з добре захищеною акваторією, 
судноремонтним комплексом і ді-
лянкою підводно-технічних робіт;

• 

берегова виробнича база забезпе-
чення морських робіт та облаш-
тування морських родовищ, що 
включає комплекс з виготовлення 
металоконструкцій, платформ, 
секцій морських газопроводів, ре-
монтно-механічні цехи, складські 

приміщення, вантажно-розванта-
жувальні засоби;

• 

газотранспортна система Чор-
номорнафтогазу, пов'язана з 
газотранспортною системою ма-
терикової України, включає понад 
1196 км магістральних газопрово-
дів, у тому числі 286 км морських;

• 

підземне сховище газу активною 
ємкістю першої черги 1 млрд куб. м 
і повною ємкістю 3 млрд куб. м, 
пов'язане з газотранспортною 
системою;

• 

45 газорозподільних станцій;

• 

2 автомобільні газонаповнювальні 
компресорні станції.

діяльність 5 із 8 АЗС «Укрнафта» у Луганській 
області. 

НАСЛІДКИ ВТРАТИ  
КОНТРОЛЮ НАД 
АКТИВАМИ  
В АР КРИМ

ПАТ «ДАТ «Чорноморнафтогаз» (далі та в інших 
розділах цього звіту – Чорноморнафтогаз) є ви-
робничим підприємством з видобутку, зберіган-
ня і транспортування нафти та газу, 100% акцій 
якого належать Нафтогазу. До окупації АР Крим 
Російською Федереацією Чорноморнафтогаз 
здійснював повний комплекс робіт, починаючи 

з пошуку та розвідки нових родовищ і закінчую-
чи видобуванням та постачанням вуглеводневої 
продукції кінцевим споживачам. 

Чисельність працівників Чорноморнафтогазу 
в 2014 році становила близько 4,6 тис. чоло-
вік. Станом на 01.01.2014 сумарний розмір 
активів Чорноморнафтогазу становив близько 
15 млрд грн.

Окупація АР Крим  

та втрата контролю 

У зв’язку з тимчасовою втратою контролю над 
територією АР Крим Чорноморнафтогаз позбув-
ся всіх своїх виробничих потужностей та газових 
родовищ на півострові та шельфі. 

Згідно з вимогами 

міжнародних 

стандартів фінансової 

звітності Нафтогаз 

визнав збитки, 

пов’язані з втратою 

контролю над майном 

на території АР Крим, 

на суму 13,8 млрд грн 

у своїй консолідованій 

фінансовій звітності 

за 2014 рік

124

125

СОЦІАЛЬНА ТА ЕКОЛОГІЧНА

ВІДПОВІДАЛЬНІСТЬ

Корпоративна соціальна відповідальність

Персонал

Корпоративна етика

Безпека праці

Розвиток місцевих громад

Екологія та безпека

Енергоефективність

Відповідальність перед споживачами

УКРАЇНА ПРОДОВЖУЄ ДОСТУПНІ 

ЮРИДИЧНІ ТА ДИПЛОМАТИЧНІ 

ДІЇ ЗАРАДИ ВІДНОВЛЕННЯ 

КОНТРОЛЮ НАД АКТИВАМИ 

В АР КРИМ ТА ОТРИМАННЯ 

ВІДШКОДУВАННЯ ЗАЗНАНИХ 

ЗБИТКІВ

• 

 13 березня 2014 року Міністерство юстиції України 
подало міждержавну заяву проти Російської Феде-
рації щодо визнання окупації Криму незаконною, 
компенсації збитків, завданих цією окупацією, фіксації 
порушень конституційних прав громадян, які були 
вчинені в ході окупації і в подальшій діяльності окупа-
ційної влади.

• 

12 червня 2014 року Урядовий уповноважений у 
справах Європейського суду з прав людини направив 
до Європейського суду з прав людини доповнення до 
вищевказаної міждержавної заяви, яке стосувалося 
нових масових фактів порушення Російською Федера-
цією прав, гарантованих Конвенцією про захист прав 
людини і основоположних свобод.

• 

20 листопада 2014 року Міністерство юстиції України 
направило ще одне доповнення, до якого додано 
перелік з майже 4000 суб’єктів господарювання, 
майно яких знаходиться на тимчасово окупованій 
території та було «націоналізоване» самопроголоше-
ними органами влади АР Крим, або діяльність яких 
контролюється органами влади Російської Федерації. 
До зазначеного переліку увійшло і Державне акціо-
нерне товариство «Чорноморнафтогаз».

• 

25 листопада 2014 року Європейський суд з прав 
людини комунікував справу «Україна проти Росії» з 
вимогою до Уряду Російської Федерації надати комен-
тарі щодо прийнятності вищевказаної міждержавної 
заяви у строк до 25 березня 2015 року.

• 

23 березня 2015 року Європейський суд з прав лю-
дини повідомив сторони у справі про задоволення 
клопотання Російської Федерації про відстрочку до 
25 вересня 2015 року для надання коментарів.

• 

29 вересня 2015 року Європейський суд з прав люди-
ни продовжив термін для надання пояснень Росією 
за позовами щодо анексії Криму та агресії на Донбасі 
до 31 грудня 2015 року.

• 

13 травня 2016 року Європейський суд з прав людини 
повідомив, що міждержавна заява «Україна проти Ро-
сії» перебуває на стадії розгляду Європейським судом 
питання щодо її прийнятності.

• 

14 вересня 2016 року Україна ініціювала арбітражне 
провадження проти Російської Федерації відповід-
но до конвенції ООН з морського права (UNCLOS), 
з метою захисту своїх прав в прилеглих до Криму 
морських зонах.

У березні 2014 року незаконна влада окупованого Криму ухвали-
ла рішення про націоналізацію майна Чорноморнафтогазу, яке 
згодом було внесено до статутного капіталу незаконно створеної 
компанії Кримське республіканське підприємство (КРП) «Чєрно-
морнєфтєгаз». 

Націоналізація незаконною владою окупованого Криму активів 
Чорноморнафтогазу є порушенням норм міжнародного права. 
Відтак, у квітні 2014 року новостворений Чєрноморнєфтєгаз було 
включено до санкційних списків країн Європейсь кого Союзу, Спо-
лучених Штатів Америки, Канади, Норвегії, Швейцарії, Австралії, 
Японії та Ліхтенштейну.   

У серпні 2014 Чорноморнафтогаз був перереєстрований у  Києві. 
Підприємство працює над відновленням правовстановчих доку-
ментів, перереєстрацією спеціальних дозволів на користування 
надрами на території півострова та на шельфі, перереєстрацією 
плавзасобів Чорноморнафтогазу в Одеському морському торго-
вельному порту, а також бере участь у судово-претензійній роботі. 

Наразі компанія контролює Стрілкове газове родовище, розміще-
не на Арабатській стрілці, що знаходиться поблизу с. Стрілкове 
Генічеського району Херсонської області та здійснює видобуток 
газу відповідно до договору про спільну діяльність з ПрАТ «Пласт». 

Дії для відновлення контролю 

та відшкодування збитків

Завдяки спільним зусиллям Нафтогазу, Чорноморнафтогазу та 
Посольства України в Мексиці Україна домоглася зняття арешту з 
краново-монтажного судна Титан-2. 

На виконання постанови Кабміну від 19.08.2015 №605

1

 щодо 

захисту майнових прав та інтересів України у зв’язку із тимчасо-
вою окупацією частини території України, наприкінці 2015 року 
Нафтогаз уклав угоду з американською юридичною компанією 
Covington & Burling LLP для забезпечення захисту прав та інтересів 
України під час врегулювання спорів, пов’язаних із втратою або 
неможливістю використання компанією майна та неотриманням 
доходів на території АР Крим та м. Севастополя. 

Згідно з угодою компанія Covington & Burling LLP представлятиме 
інтереси групи Нафтогаз у міжнародних судових інститутах з ме-
тою відновлення контролю над активами, втраченими внаслідок 
російської окупації Криму, і відшкодування всіх завданих збитків.

У лютому 2016 року Російській Федерації було вручене офіційне 
письмове повідомлення Нафтогазу про інвестиційний спір, викли-
каний незаконним захопленням Російською Федерацією інвести-
цій групи Нафтогаз на території Криму, в рамках двосторонньої 
угоди про взаємний захист інвестицій між Росією та Україною.

1

 Детальніше – дивіться текст Постанови №605 «Деякі питання 

діяльності Національної акціонерної компанії «Нафтогаз Укра-
їни» http://zakon3.rada.gov.ua/laws/show/605-2015-%D0%BF

126

Безпека праці

Група Нафтогаз інвестує у підвищення 
рівня безпеки робочих місць своїх пра-
цівників та вживає необхідних заходів 
для зниження виробничого травматиз-
му з урахуванням найкращих міжнарод-
них практик.

Розвиток місцевих громад 

та благодійність

Група Нафтогаз реалізує соціальні 
програми з розвитку інфраструктури, 
підтримки лікарень, дитсадків та шкіл, 
а також  сприяє розвитку культури та 
спорту. 

Бізнес-етика 

Група Нафтогаз впроваджує сучасні 
норми корпоративної етики та прагне 
укріпити репутацію групи як відпові-
дального роботодавця для співробіт-
ників, як надійного ділового партнера 
та прозорої й відкритої компанії для 
українського суспільства.  

Взаємодія із 

зацікавленими сторонами

Група Нафтогаз дотримується системного 
підходу до взаємодії із зацікавленими 
сторонами: акціонерами та інвесторами, 
співробітниками компанії, місцевими 
громадами, органами місцевого само-
врядування, бізнес-спільнотою, фінан-
сово-кредитними установами, органами 
державної влади, контролюючими орга-
нами, підрядниками та постачальниками, 
представниками наукової спільноти, ЗМІ.

Відповідальність перед 

споживачами

Група Нафтогаз забезпечує надійне та 
безпечне постачання природного газу 
споживачам. 

Далі у розділі «Корпоративна соціальна 
відповідальність» наведено детальну 
інформацію про те, що саме робить гру-
па Нафтогаз по кожному з пріоритетних 
напрямків КСВ.

Ми визначили для себе пріоритетні напрямки 
діяльності у сфері корпоративної соціальної 
відповідальності (КСВ), зважаючи на масштаб 
впливу групи Нафтогаз на соціальну, еко-
номічну та екологічну сфери, враховуючи 
специфіку діяльності наших підприємств, а 
також з урахуванням питань, важливих для 
зацікавлених сторін. Ми також взяли до уваги 
досвід міжнародних компаній та рекомендації 
міжнародних стандартів у сфері КСВ. 

Зважаючи на те, що група Нафтогаз є одним 
з найбільших роботодавців України, турбо-
та про співробітників, створення гідних та 
безпечних умов праці для них, а також їх 
професійний розвиток – це один з найголов-
ніших пріоритетів для нас. Також важливим 
для компанії є зменшення впливу виробничих 
підприємств на навколишнє середовище, адже 
їх діяльність має істотний вплив на повітря, 
водні та земельні ресурси. Розуміючи те, що 
на підприємствах групи Нафтогаз працює зна-
чна частина мешканців міст та селищ, де ми 
здійснюємо діяльність, а газ, що транспорту-
ють підприємства групи Нафтогаз, отримують 
мільйони українців по всій території країни, ми 
забезпечуємо соціальний розвиток місцевих 
громад та України в цілому. 

ПРІОРИТЕТНІ НАПРЯМКИ 
ДІЯЛЬНОСТІ ГРУПИ 
НАФТОГАЗ У СФЕРІ 
КОРПОРАТИВНОЇ 
СОЦІАЛЬНОЇ 
ВІДПОВІДАЛЬНОСТІ

Добробут та розвиток 

персоналу

Група Нафтогаз піклується про добробут 
своїх працівників, забезпечує гідний рівень 
оплати праці та підвищує рівень соціальної 
захищеності, а також сприяє їх професійному 
розвитку.

Охорона навколишнього 

середовища та 

енергоефективність

Група Нафтогаз реалізує проекти, спрямовані 
на зменшення впливу діяльності підприємств 
групи на навколишнє середовище, а також 
на підвищення енергоефективності виробни-
цтва. Крім того, ми сприяємо розвитку еколо-
гічної культури серед наших працівників та 
в українському суспільстві.

ДІЯЛЬНІСТЬ ГРУПИ 

НАФТОГАЗ У СФЕРІ 

КОРПОРАТИВНОЇ 

СОЦІАЛЬНОЇ 

ВІДПОВІДАЛЬНОСТІ 

ҐРУНТУЄТЬСЯ 

НА НАСТУПНИХ 

ПРИНЦИПАХ: 

дотримання 

прав людини та 

вимог чинного 

законодавства 

України

інтеграція принципів 

соціальної 

відповідальності 

у щоденну діяльність 

компанії

управління  

нефінансовими 

ризиками

слідування кращим 

практикам у сфері 

КСВ

урахування інтересів 

зацікавлених сторін

оцінка ефективності 

діяльності 

компанії у сфері 

КСВ та її  постійне 

вдосконалення

інформаційна 

прозорість, 

відкритість та  

підзвітність

Група Нафтогаз є однією з найбільших компаній України. Ми усвідомлюємо 
суспільну значимість результатів нашої роботи для економіки країни та 
українського суспільства і вважаємо, що наша діяльність у сфері корпоративної 
соціальної відповідальності – це наш внесок у сталий розвиток України.

КОРПОРАТИВНА 

СОЦІАЛЬНА 

ВІДПОВІДАЛЬНІСТЬ

СОЦІАЛЬНА ТА ЕКОЛОГІЧНА ВІДПОВІДАЛЬНІСТЬ

128

129