НАК „НАФТОГАЗ УКРАЇНИ“. Річний звіт (2015 рік) - 12

7,5 млрд грн за рахунок нарахованого резерву на покриття 
можливих штрафів, пені та відсотків по Укрнафті у зв’язку з 
несвоєчасною сплатою рентної плати, податку на прибуток, 
ПДВ та дивідендів. 

Формування загального негативного результату діяльності 
групи в 2015 році в розмірі ‑36,3 млрд грн при отриманому 
валовому прибутку в сумі 8,5 млрд грн було спричинено:

1. 

збитком від курсових різниць – 19,9 млрд грн, який 
понесла група через девальвацію гривні: заборгованість 
групи в іноземній валюті на початок 2015 року склада-
ла майже 3,0 млрд дол. При цьому курс долара зріс з 
15,77 грн/дол. на початку року до 24,00 грн/дол. у грудні 
2015 року, що призвело до нарахування групою збитків, 
пов’язаних з переоцінкою та сплатою заборгованості в 
іноземних валютах; 

2. 

фінансовими витратами – 10,9 млрд грн, основну суму з 
яких склали відсотки за користування кредитами;

3. 

нарахуванням забезпечень під судові справи та інші за‑
безпечення – 7,9 млрд грн (дивись пояснення вище);

4. 

іншими витратами, зменшеними на інші доходи – 
6,0  млрд грн, в т.ч. втратами на окупованих територіях – 
2,1 млрд грн, нарахованими штрафами та пені – 1,5 млрд грн, 
збільшення в резервах, нарахованих на дебіторську заборго-
ваність та інші оборотні активи, – 1,4 млрд грн тощо.

АНАЛІЗ БАЛАНСУ  
(ЗВІТУ ПРО ФІНАНСОВИЙ СТАН)

Активи 

Активи групи станом на 31.12.15 склали 669,7 млрд грн (з яких 
розподілено між сегментами 651,9 млрд грн), 

що на 153,60 млрд грн 

або на 30% більше, ніж активи станом на 31.12.14. 

Зростання активів групи відбулось за рахунок:

• 

збільшення необоротних активів з 471,9 млрд грн до 
581,8 млрд грн (+24%), в основному за рахунок проведен-
ня переоцінки основних засобів. Порівняно з останньою 
оцінкою, що проводилась в 2014 році, ключовими факто-
рами росту вартості активів стали:

• 

подорожчання металопродукції, в тому числі труб та 

металоконструкцій;

• 

зростання цін на паливно-мастильні матеріали;

• 

збільшення розміру заробітної плати будівельно-мон-
тажних спеціалістів;

• 

підвищення цін на обладнання як вітчизняного, так і 
імпортного виробництва (наприклад, газоперекачу-
вальних агрегатів, видобувного обладнання, будівель-
ної техніки);

Концесійна угода містить такі умови:

• 

Компанія відшкодовуватиме для себе щокварталу 
усі витрати на розвідку і розробку у межах 25% усіх 
нафтопродуктів, добутих і накопичених з усіх виробни-
чих ділянок та не використаних у нафтових операціях 
(компенсаційна частина);

• 

решта 75% вироблених нафтопродуктів розподіляються 
між компанією та ЄГНК залежно від обсягів виробни-
цтва. Частка компанії знаходиться у межах від 15% до 
19% (дохідна частина);

• 

ЄГНК стає власником усіх активів компанії, придбаних 
і тих, що належать їй у межах Концесійної угоди.

Дохід від реалізації нафти, видобутої в Єгипті в 
2015 році виріс на 0,03 млрд грн порівняно з 2014 ро-
ком 

та склав 0,3 млрд грн. Збільшення доходу сегмен-

та відбулось за рахунок збільшення обсягів видобутку 
нафти (+0,06 млрд грн.) та зростання курсу долара від-
нос до гривні (+0,14 млрд грн). При цьому за рахунок 
зменшення ціни реалізації нафти дохід зменшився на 
0,17 млрд грн. 

Результат сегменту в 2015 році був негативним – 
2,1 млрд грн, тоді як за 2014 рік група отримала прибуток – 
0,3 млрд грн. До погіршення результату сегменту призвело 
включення результатів діяльності Укрнафти. Збитковість 
реалізації нафти Укрнафти стала, в першу чергу, наслідком 
світового падіння цін на нафту та діючого порядку нараху-
вання рентної плати за фіксованими ставками без враху-
вання фактичного рівня ціни на нафту. З серпня 2014 року 
було запроваджено ставку рентної плати 45% для покладів, 
що повністю або частково залягають на глибині до 5 000 
м, коли ціна на нафту «Urals» складала 107 дол. за барель. 
В 2015 році, коли середня по року ціна на нафту складала 
51 дол. за барель, незмінність ставок рентної плати призвела 
до збитковості сегмента «Виробництво сирої нафти і газового 
конденсату», а також призвела до формування операційно-
го грошового потоку Укрнафти в обсязі, недостатньому для 
зупинення падіння видобутку нафти. Зменшення грошо-
вого потоку від операційної діяльності та дії попереднього 
менеджменту Укрнафти призвели до несвоєчасної сплати 
товариством податкових зобов’язань, в першу чергу, по рент-

ній платі, та як наслідку донарахування штрафних санкцій з 
боку податкових органів та відповідному збільшенню витрат 
сегменту на суму нарахованого забезпечення під можливі 
штрафи та пені, нараховані на суму податкового боргу.

Запровадження диференціації ставок рентної плати за 
користування надрами для видобування нафти та/або 
конденсату залежно від фактичного рівня світових цін на 
нафту «Urals» сприятиме покращенню результатів діяльно-
сті сегменту та забезпечить формування джерел необхід-
них для фінансування заходів щодо зупинення падіння та 
збільшення обсягів видобутку нафти і конденсату в Україні.

ФОРМУВАННЯ ЧИСТОГО ЗБИТКУ

В 2015 році група суттєво (в 2,44 раза) скоротила чистий 
збиток в порівнянні з минулим роком та вперше за останні 
4 роки (з 2011 року) отримала валовий прибуток в сумі 
8,5 млрд грн.

Основними причинами, які забезпечили покращення фі‑
нансового результату порівняно з 2014 роком стали:

• 

підвищення операційної ефективності групи та як на‑
слідок збільшення валового прибутку на 15,2 млрд грн, 
в тому числі: по нерегульованих сегментах на 14,0 млрд 
грн («Транспортування та розподіл природного газу» та 
«Переробка сирої нафти і газового конденсату») та по ре-
гульованих сегментах на 1,2 млрд грн («Виробництво газу» 
та «Продаж та постачання газу»);

• 

зменшення заборгованості групи в валюті, що при‑
звело до зменшення втрат від курсових різниць на 
19,3 млрд грн:  заборгованість у валюті на початок 
2015 року складала близько 3 млрд дол., а на початок 
2014 року – близько 7 млрд грн;

• 

зменшення втрат на окупованих територіях на Схо‑
ді України та в Криму 24,6 млрд грн, в тому числі 
13,7 млрд грн – втрати від припиненої діяльності (Чорно-
морнафтогаз) та 10,9 млрд грн – втрати інших підприємств 
групи, крім Чорноморнафтогазу, на окупованих територіях 
на сході України та в Криму.

З іншого боку, в 2015 році

 порівняно з 2014 роком зросли 

забезпечення під судові справи та інші забезпечення на 

Фактори зменшення збитку групи в 2015 році, млрд грн

13,7

-36,3

52,1

Чистий

збиток

2015

-88,4

Чистий збиток

2014

* видобування та постачання газу    ** в основному транзит, переробка нафти та газового конденсату

Втрати 

від припиненої

діяльності

19,3

Зменшення втрат

від курсових 

різниць

10,9

Зменшення втрат

на окупованих 

територіях

та АР Крим

14,0

Збільшення 

валового 

прибутку

нерегульованих 

сегментів

1,2

Зменшення збитків

регульованих 

сегментів

0,5

Інші

зміни

7,5

Збільшення резервів

на судові справи

та інших резервів

Фактори формування чистого збитку у 2015 році

22,6

Транспортування 

та розподіл газу

-18,0

Реалізація 

газу

3,9

Інші

сегменти

8,5

Загальний валовий

прибуток

-19,9

Чисті втрати

від курсових 

різниць

-10,9

Фінансові

витрати

-7,9

Резерви на судові справи

 та інші резерви

-6,0

Інші витрати, 

зменшені

на інші доходи

-36,3

Чистий

збиток

Оборотні активи, млрд грн

Необоротні активи, млрд грн

44,1

Оборотні активи 

2014

471,9

Необоротні активи 

2014

19,0

Збільшення обсягу газу 

у ПГС на 4 млрд куб. м 

та середньої ціни

3,0

З урахуванням

ПАТ «Укрнафта»

(нафтопродукти)

та інші запаси

116,0

Переоцінка

Зміна методу обліку інвестицій 

в ПАТ «Укрнафта» та інше

6,1

Збільшення

дебіторської

заборгованості

(газ та транзит)

12,0

Включаючи дебіторську

заборгованість

ПАТ «Укрнафта»

7,3

Грошові кошти

та залишки на

банківських рахунках

-3,6

Інше

-6,1

87,9

Оборотні

активи 

2015

581,8

Необоротні

активи 

2015

Активи за сегментами*, млрд грн

Регульовані

сегменти
Зберігання газу

Реалізація газу

Видобуток газу

Нерегульовані

сегменти
Інші

Транспортування
сирої нафти

Транспортування
та розподіл газу

221,7

2013

32%

13%

14%

8%

5%

28%

498,5

29%

6%

9%

4%

4%

48%

2014

651,9

28%

6%

12%

6%

4%

44%

2015

Активи групи, млрд грн

Необоротні активи

Оборотні активи

2014

2015

516

471,9

581,8

44,1

87,9

669,7

*без урахування нерозподілених активів та інвестицій:  
у 2013 році – 16,2 млрд грн, 2014 році – 17,5 млрд грн,  
2015 році – 17,8 млрд грн

АНАЛІЗ ФІНАНСОВОЇ ЗВІТНОСТІ

178

179

Зобов'язання

Зобов’язання групи станом на 31.12.15 склали 219,2 млрд грн, 
що на 60,1 млрд грн або на 38% більше, ніж зобов’язання станом 
на 31.12.14. 

Зростання зобов’язань групи відбулось за рахунок:

• 

збільшення довгострокових зобов’язань з 97,1 млрд грн до 
125,0 млрд грн (+29%), в основному за рахунок збільшення 
відкладених податкових зобов’язань через переоцінку майна 
та збільшення заборгованості за довгостроковими позиками, 
деномінованими в валюті, через підвищення курсу;

• 

зростання поточних зобов’язань протягом 2015 року на 52% 
з 62,0 млрд грн до 94,3 млрд грн в основному за рахунок нара-
хованих резервів та збільшення кредиторської заборгованості 
через відображення показників Укрнафти.

Позики

Зобов'язання групи за позиками станом на 31.12.15 склали 71,8 
млрд грн (на 31.12.14: 61,3 млрд грн).

В 2015 році менеджмент групи забезпечив:

• 

погашення кредитів на суму 11,5 млрд грн;

• 

рефінансування кредитів у вітчизняних банках на суму 17,8 
млрд грн;

• 

залучення кредитних ресурсів в сумі 3,3 млрд грн від 
міжнародних фінансових інституцій за значно нижчими 
відсотковими ставками, ніж на вітчизняному ринку. В 
2015 році було підписано кредитну угоду з ЄБРР на суму 
300 млн дол. Зазначені кошти призначені для закупівлі 
близько 1,5 млрд куб. м газу на західному кордоні України, в 
2015 році використано 48,7 млн дол. Крім того, між ком-
панією та Світовим банком досягнуто домовленості щодо 
організації фінансування у вигляді 

відкриття акредитивних/кредитних ліній комерційних 
банків під гарантії МБРР в розмірі до 500 млн дол. 

Однак через девальвацію гривні приріст зобов’язань за 
валютними кредитами склав 18,8 млрд грн.

Таким чином, якщо в доларовому еквіваленті заборгова‑
ність за кредитами у 2015 році зменшилась на 23%, то з 
урахуванням девальвації національної валюти заборго‑
ваність по кредитах в гривні в 2015 році зросла на 17%.

  

Робочий капітал

Забезпечення фінансування робочого капіталу в 2015 році 
стало одним з найважливіших завдань керівництва групи. 
Бізнес-модель Нафтогазу до 2014 року (оплата за імпорто-
ваний газ по факту поставки, фінансування операційної 
діяльності за рахунок отриманих авансів, накопичення боргів 
споживачів, зменшення залишків газу в ПСГ тощо) суттєво 

• 

зміна макроекономічної ситуації (девальвація наці-
ональної валюти, що призвела до зростання цін на  
продукцію у гривневому виразі);

• 

зміна прогнозів розвитку нафтогазового ринку (в тому 
числі затвердження тарифів на транзит згідно сти-
мулюючого тарифоутворення НКРЕКП та використання 
прискореної амортизації у тарифах, зростання цін на 
вуглеводні для населення та для Укргазвидобування, 
зниження ставок ренти на природний газ).

• 

зростання оборотних активів протягом 2015 року майже 
вдвічі з 44,1 млрд грн до 87,9 млрд грн в основному за 
рахунок збільшення запасів (зростання обсягу газу в ПСГ), 
збільшення дебіторської заборгованості та залишків ко-
штів на рахунках підприємств групи (детальніше дивіться 
розділ «Робочий капітал»).

Частка активів, які належать до регульованих сегментів, 
в 2015 році збільшилась з 44% станом на 31.12.14. до 46% 
станом на 31.12.15. Основною причиною збільшення частки 
активів, які належать до регульованих сегментів, стала перео-
цінка основних засобів у сегменті «Виробництво природного 
газу». Частка активів по цьому сегменту зросла з 9% до 12%.

Капітальні інвестиції 

Капітальні інвестиції групи в 2015 році зросли на 76% від‑
носно до 2014 року та склали 6,5 млрд грн. Пріоритетним 
напрямком капітальних інвестицій групи є видобуток при‑
родного газу. В 2015 році витрати по сегменту «Виробництво 
природного газу» склали 4,2 млрд грн або 64% від загального 
обсягу капітальних інвестицій. По відношенню до 2015 року 
обсяг капітальних інвестицій по сегменту «Видобуток природ-
ного газу» виріс на 1,6 млрд грн або в 1,6 раза. Основний на-
прямок капітальних вкладень в межах сегменту «Виробництво 
природного газу» - розвідувальне та експлуатаційне буріння. 
Підняття ціни реалізації природного газу для Укргазвидобуван-
ня в 2015 році дозволило збільшити розмір власних ресурсів 

підприємства на фінансування капітальних вкладень майже 
вдвічі по відношенню до 2014 року, однак не забезпечило 
навіть мінімального розміру фінансових ресурсів для фінансу-
вання видобутку, який би забезпечив стабілізацію видобутку 
газу на рівні 2014 року (детальніше дивіться розділ «Формуван-
ня фінансових результатів по сегментах. Регульовані сегменти. 
Сегмент виробництва природного газу»). Збільшення капіталь-
них інвестицій в видобуток газу в порівнянні з компаніями-а-
налогами в 2015 році стало наслідком зменшення інвестицій, в 
першу чергу, по російських газовидобувних компаніях (в 2014 
році обсяг капітальних інвестицій у видобуток становив 2,3 
млн дол./б.н.е. та був найменшим з усіх компаній-аналогів).

 Сегмент «Транспортування і розподіл природного газу» - дру-
гий за обсягом напрямок фінансування капітальних вкладень 
групою. В 2015 році обсяг фінансування капітальних вкладень 
у цьому сегменті склав 1,1 млрд грн або 17% від загального 
розміру капітальних інвестицій (в 2014 році: обсяг капітальних 
інвестицій складав 0,3 млрд грн або 8% від загального обсягу ін-
вестицій). Незважаючи на суттєве зростання обсягу капітальних 
вкладень в сегменті «Транспортування і розподіл природного 
газу» в 2015 році показники групи, як і в 2014 році, залишаються 
найнижчими серед інших газотранспортних компаній світу.

З переходом до стимулюючого тарифоутворення на основі 
RAB-методології у групи виникатимуть зобов’язання щодо 
щорічного інвестування в газотранспортну систему України 
згідно із затвердженим планом розвитку газотранспортної 
системи на 10 років обсягах не менших ніж річна амортизація. 
В березні 2016 року НКРЕКП постановою №389 затвердила 
План розвитку газотранспортної системи Укртрансгазу на 
2016 – 2025 роки та джерела його фінансування в обсязі понад 
69 млрд грн щорічно. Здійснювати інвестиції в такому обсязі 
стане можливим для Укртрансгаза тільки після приведення 
договірних відносин з Газпромом до нормативних докумен-
тів НКРЕКП і переходом на нові тарифи та запровадження 
RAB-методології для розрахунку тарифу на транспортування 
газу для споживачів України.

Капітальні витрати за сегментами, млрд грн

Капітальні інвестиції у сектор транспортування газу

до довжини транспортної системи, млн $ / 1000rv 2015

Капітальні інвестиції  у сектор видобутку газу 

до видобутку, млн $/BOE 2015

Транспортування газу

Регульовані сегменти

Нерегульовані сегменти

Транспортування нафти

Видобування нафти 
та газового конденсату

Зберігання газу

Переробка нафти 
та газового конденсату

4,2

49%

71%

64%

17%

5%

3%

1%

3%

7%

17%

1%

3%

7%

3%

7%

28%

10%

2%

1%

6%

1%

3%

3,7

6,5

2013

2014

2015

Gazprom (Russia)

GAZ-SYSTEM (Poland)

Fluxys Belgium (Belgium)

GRTgas (France)

Enagas(Spain)

NET4GAS (Czech Republic)

TIGF (France)

Transgaz (Romania)

Eustream (Slovakia)

Naſtogaz

RomGaz (Romania)

JKX (UK)

Novatek (Russia)

Gazprom (Russia)

Naſtogaz

40,3

6,9

2,7

1,6

1,1

2

37,7

21,5

21,4

20,8

7,4

6,5

4,1

3,4

1,1

Видобування газу
Реалізація газу

Інше

Фактори формування чистого збитку у 2015 році

22,6

Транспортування 

та розподіл газу

-18,0

Реалізація 

газу

3,9

Інші

сегменти

8,5

Загальний валовий

прибуток

-19,9

Чисті втрати

від курсових 

різниць

-10,9

Фінансові

витрати

-7,9

Резерви на судові справи

 та інші резерви

-6,0

Інші витрати, 

зменшені

на інші доходи

-36,3

Чистий

збиток

Оборотні активи, млрд грн

Необоротні активи, млрд грн

44,1

Оборотні активи 

2014

471,9

Необоротні активи 

2014

19,0

Збільшення обсягу газу 

у ПГС на 4 млрд куб. м 

та середньої ціни

3,0

З урахуванням

ПАТ «Укрнафта»

(нафтопродукти)

та інші запаси

116,0

Переоцінка

Зміна методу обліку інвестицій 

в ПАТ «Укрнафта» та інше

6,1

Збільшення

дебіторської

заборгованості

(газ та транзит)

12,0

Включаючи дебіторську

заборгованість

ПАТ «Укрнафта»

7,3

Грошові кошти

та залишки на

банківських рахунках

-3,6

Інше

-6,1

87,9

Оборотні

активи 

2015

581,8

Необоротні

активи 

2015

АНАЛІЗ ФІНАНСОВОЇ ЗВІТНОСТІ

180

181

змінилася у 2014 році у зв'язку з переходом на 100% передоп-
лату імпортованого газу. Крім того, критично низькі залишки 
природного газу в ПСГ на початок 2015 року ставили під за-
грозу безпечність роботи газотранспортної системи у період 
пікових навантажень та вимагали додаткового інвестування 
в робочий капітал. 

Як результат ефективної роботи групи 

робочий капітал станом на 31.12.15 складав 30,7 млрд грн.

Розмір робочого капіталу збільшився в порівнянні з 
2014 роком більше, ніж в 2 рази, при цьому в структурі 
робочого капіталу в порівнянні з 2014 роком відбулись 
наступні зміни:

• 

передплати видані та інші оборотні активи (з ураху‑
ванням передплат з податку на прибуток) зменшились 
на 28% та склали 9,8 млрд грн: відбулось зменшення 
передплат за імпортований природний газ. Наприкінці 
2014 року Нафтогаз здійснив попередню оплату за імпор-
тований газ, який постачався протягом січня, на загальну 
суму близько 703 млн дол., тоді як у грудні 2015 року за ра-
хунок укладання угоди з ЄБРР група здійснила попередню 
оплату лише на суму 55 млн дол., решта газу була придбана 
на початку 2016 року з використанням кредитних коштів;

• 

запаси станом на 31.12.15 збільшились відносно до 
31.12.14 більше, ніж удвічі, та 

склали 32,1 млрд грн. 

Основною складовою запасів станом на 31.12.15 є 
природний газ (84%), який належить групі, знаходиться 
в ПСГ та може бути реалізований споживачам («активний 
газ»), а також газ, який знаходиться в газотранспортній 
системі (близько 1 млрд куб. м). Вартість природного газу 
зросла в 3,4 раза за рахунок збільшення обсягу газу в 
ПСГ на 4 млрд куб. м та зростання середньозваженої ціни 
імпортованого газу, за якою обліковується цей газ більше, 
ніж на 10% через зростання курсу долара (при цьому 
протягом 2015 року закупівельна ціна імпортованого газу 
зменшилась з 333 дол./тис. куб. м до 209 дол./тис. куб. м 
та в середньому за рік склала 277 дол./тис. куб. м), а також 
зростання собівартості газу власного видобутку. Також на 
зростання вартості запасів вплинуло включення показ-
ників Укрнафти в результаті відновлення контролю за 
нею  (зростання вартості нафти та нафтопродуктів, а також 
вартості сировини в 4,1 та 3,8 раза, відповідно);

• 

торгова дебіторська заборгованість за 2015 рік зросла 
більше, ніж в 3 рази та станом на 31.12.15 склала 33,6 млрд 
грн. Основною причиною зростання дебіторської заборго-
ваності стало включення показників Укрнафти, що призвело 
до зростання дебіторської заборгованості на 10,5 млрд грн. 
Крім того, збільшилась дебіторська заборгованість Газпрому 
за послуги з транзиту газу на 3,0 млрд грн (заборгованість за 

Кредити, млрд грн

Кредити,

млрд грн

Кредити,

млрд дол США

31.12.2014

Надходження

рефинансування

Погашення

Вплив від

курсових різниць

31.12.2015

59,6

31.12.2013

61,3

31.12.2014

71,8

31.12.2015

7,5

31.12.2013

+3%

+17%

-48%

-23%

3,9

31.12.2014

3,0

31.12.2015

71,8

17,8

3,3*

Іноземна валюта

Національна валюта

* Вітчизняні банки– 2.1 млрд грн, ЕБРД– 1.1 млрд грн.  ** Іноземні банки – 8.4 млрд грн Інші українські банки – 3.1 млрд грн

61,3

21,1

29,3

18,8

36,2 ($2,3)

25,1

17,8

11,5**

47,4 ($2,0)

24,5

Робочий капітал, млрд грн

2014

2013

2015

222%

134%

Передплати видані та інші 

оборотні активи 
Дебіторська заборгованість
Запаси

3,2

-10,8

13,2

30,7

-29,5

-22,0

20,5

17,0

13,6

-14,2

-11,8

15,5

10,1

9,8

-19,9

-24,9

33,6

32,1

Зменшення передплат у зв’язку з отриманням кредиту ЄБРР

Збільшення торгової дебіторської заборгованості за газ на 3 млрд грн, 

за послуги транзиту на 3 млрд грн (отримано у січні 2016 року), 

дебіторська заборгованість Укрнафти

Збільшення обсягу газу у ПСГ на 4 млрд куб. м та ціни; 

включено запаси Укрнафти (нафтопродукти)

Збільшення за рахунок показників Укрнафти

Збільшення у зв’язку з показниками Укрнафти (заборгованість 

по податках) та відображенням дивідендів 

на користь держави

Кредиторська заборгованість
Аванси отримані та інші 

короткострокові зобов’язання

62

94,3

97,1

125

2014

2015

159,1

219,3

Поточні зобов'язання

Довгострогокові зобов'язання

Поточні зобов’язання, млрд грн

Зобов’язання групи, млрд грн

Довгострокові зобов’язання, млрд грн

62,0

Поточні

зобов'язання

2014

97,1

Довгострогокові

зобов'язання 2014

5,7

Збільшення торгової

кредиторської заборгованості

(в основному ПАТ «Укрнафта»)

11,7

Збільшення

резервів

8,6

Заборгованість

за позиками

16,4

Збільшення відкладених податкових

зобов'язань через переоцінку майна

8,2

Збільшення податкової 

заборгованості

(в основному 

ПАТ «Укрнафта»)

2,8

Збільшення 

дивідендів 

до сплати

4,0

Інше

2,8

Інше

94,3

Поточні

зобов'язання

2015

125,0

Довгострогокові

зобов'язання 

2015

АНАЛІЗ ФІНАНСОВОЇ ЗВІТНОСТІ

182

183

Реформування газового ринку та поступове приведення 
цін реалізації природного газу до економічно обґрун‑
тованого рівня істотно зменшить фінансовий дефіцит 
Нафтогазу у 2016 році і повністю його ліквідує у 2017 році. 
В 2016 році група вперше з 2006 року не отримує прямої 
підтримки з держави на компенсацію різниці в цінах у 
вигляді рекапіталізації за рахунок отриманих ОВДП.

АНАЛІЗ РУХУ ГРОШОВИХ КОШТІВ 

В 2015 році група отримала позитивний грошовий потік від 
операційної діяльності в розмірі 2,0 млрд грн (в 2014 році 
грошовий потік від операційної діяльності був від’ємним та склав 
-58,9 млрд грн). 

Зростання грошового потоку від операційної ді‑

яльності відбулося за рахунок зменшення збитку до оподатку‑
вання на 39,2 млрд грн (детальніше дивіться розділ «Формування 
чистого збитку») 

та змін у оборотному капіталі на 19,2 млрд грн. 

Чисті грошові кошти, використані в інвестиційній діяль‑
ності, в 2015 році склали 4,9 млрд грн, що на 0,6 млрд грн 
більше, ніж у 2014 році.

Чистий грошовий потік від фінансової діяльності зменшився 
на 87% та склав 8,3 млрд грн. Зменшення грошового потоку від 
фінансової діяльності стало наслідком зменшення надходжень 
від продажу ОВДП на 66,9 млрд грн (детальніше дивіться роз-
діл «Аналіз змін у капіталі»), зменшення чистих запозичень на 
13,5 млрд грн (без урахування кредиту ЄБРР в сумі 1,1 млрд грн, 
який в звітності віднесено до негрошових операцій) та збільшення 
обов’язкових внесків чистого прибутку до бюджету на 2,7 млрд грн.

СТРУКТУРА ГРОШОВИХ ВИТРАТ 
ГРУПИ

В структурі грошових витрат групи відбулись наступні 
зміни:

• 

зменшились витрати на придбання природного газу 
на 26,4 млрд грн у зв’язку з тим, що в 2014 році група 
погашала заборгованість за газ, придбаний у 2013 році на 
суму 24,2 млрд грн. Таким чином, без урахування погашен-
ня заборгованості за газ, витрати на придбання природ-
ного газу майже не змінились в гривневому еквіваленті: 

послуги з транзиту за грудень 2015 року, які було оплачено 
в січні 2016 року). Також на 3,1 млрд грн зросла дебіторська 
заборгованість за природний газ. При цьому розмір торгової 
дебіторської заборгованості за газ до вирахування резерву 
на знецінення станом на 31.12.15 збільшився порівняно з 
початком року на 8,4 млрд грн та склав 32,7 млрд грн. Таке 
зростання дебіторської заборгованості стало наслідком збіль-
шення поточної заборгованості споживачів, які сплачують 
рахунки в місяці наступному за місяцем поставки (населення, 
ТКЕ, бюджетні організації), через збільшення ціни реалізації, 
при цьому загальний рівень розрахунків споживачів природ-
ного газу в 2015 році склав 97%, а в 2014 році – 94%. З іншого 
боку, було збільшено резерв на знецінення на 5,3 млрд грн 
з 12,1 млрд грн до 17,4 млрд грн, що в цілому призвело до 
збільшення балансової вартості торгової дебіторської забор-
гованості за газ лише на 3,1 млрд грн;

• 

торгова кредиторська заборгованість станом на 31.12.15 
склала 19,9 млрд грн, що на 5,7 млрд грн, більше ніж ста‑
ном на 31.12.14. Збільшення кредиторської заборгованості, 
в першу чергу, стало наслідком включення показників 
Укрнафти, а також за рахунок курсових різниць по креди-
торській заборгованості, деномінованої в іноземній валюті;

• 

аванси отримані та інші короткострокові зобов’язан‑
ня (з  урахуванням зобов’язань по сплаті податку на 
прибуток) станом на 31.12.2015 зросли на 13,1 млрд грн 
та склали 24,9 млрд грн. Зростання в основному стало на-
слідком включення до звітності заборгованості Укрнафти 
по рентних платежах в сумі 8,4 млрд грн (з урахуванням 
штрафних санкцій), відображення заборгованості Укрна-
фти по виплаті дивідендів в сумі 2,8 млрд грн.

АНАЛІЗ ЗМІН У КАПІТАЛІ

Капітал групи станом на 31.12.15 склав 445,2 млрд грн, що 
на 88,2 млрд грн або 25% більше, ніж розмір капіталу станом 
на 31.12.14.  Зростання капіталу групи стало наслідком:

• 

передачі до акціонерного капіталу Нафтогазу ОВДП в 
сумі 29,7 млрд грн, 

• 

переоцінки основних засобів, що призвело до зростання 
резерву переоцінки 

на 95,0 млрд грн. 

З іншого боку, за рахунок отриманого протягом 2014 року 
чистого збитку 

накопичений дефіцит групи збільшився на 

36,1 млрд грн, що призвело до зменшення капіталу.

Група отримувала фінансову підтримку від держави у вигляді 
ОВДП в обмін на емісію нових акцій компанії. Отримані 
кошти призначені для покриття касового дефіциту Нафтогазу. 
Суму ОВДП, отриманих групою в обмін на емісію нових акцій, 
можна частково розглядати як покриття компенсації різниці 
у цінах, однак, не існує правової бази або документів, які б 
підтверджували це твердження, і немає також акту звірки 
або аналогічного документа, підписаного між компанією та 
урядом України, у якому була б зазначена сума компенсації 
різниці у цінах. 

Якби група отримувала компенсацію різниці в цінах гро‑
шовими коштами, а не через внесок ОВДП до статутного 
капіталу, то така компенсація відображалась би у складі 
доходів. Це, з одного боку, призвело би до зменшення 
збитків, а з іншого, вплинуло на збільшення оподатковува‑
ного прибутку та, відповідно, до зростання сум сплаченого 
до бюджету податку на прибуток.

Структура грошових витрат групи*   

Придбання
природного газу

Погашення кредитів
та сплата відсотків

Податки

Інші

58,6%

46,0%

19,4%

22,5%

12,1%

20,8%

9,9%

10,6%

186,4

180,4

2014

2015

Інші 10,6%
Інші товари та послуги 

4,9%

Оплата праці та нарахування 

2,5%

Транспортування газу 

1,5%

Капітальні інвестиції 

1,4%

Витрати на утримання Нафтогазу  0,3%

Інші 12,1%
Інші товари та послуги 

4,2%

Капітальні інвестиції 

2,9%

Оплата праці та нарахування 

2,6%

Транспортування газу 

2,1%

Витрати на утримання Нафтогазу  0,3%

*без показників Укрнафти

Рух грошових коштів, млрд грн

2014

2015

-87%

-15%

103%

Чистий грошовий потік:
від фінансової

діяльності
від операційної

діяльності

+1,2

+5,4

64,4

-58,9

2,0

-4,9

-4,3

8,3

від інвестиційної

діяльності
Зміна залишку

коштів

66,9 зменшення надходжень 

від продажів ОВДП
13,5 зменшення чистих запозичень 

(без урахування ЄБРР)
2,7 збільшення відрахувань частини 

чистого прибутку до бюджету

39,2 зменшення збитку 

до оподаткування
19,2 зміна робочого капіталу

Аналіз змін у власному капіталі групи, млрд грн

01.01.2014

01.01.2015

357

+25%

445,2

164,6

365,4

173

Власний капітал
(включаючи незареєстрований
капіал)

До статутного фонду були внесені 
ОВДП на суму 29,7 млрд грн

Було зроблено дооцінку 
основних засобів 
за результатами переоцінки

Зростання на суму збитку,
отриманого в 2015 році

Резерв переоцінки
та накопичені курсові
різниці 

Накопичений
дефіцит 

+18%

+26%

+21%

194,3

459,9

209,1

АНАЛІЗ ФІНАНСОВОЇ ЗВІТНОСТІ

184

185

82,9 млрд грн в 2015 році та 85,1 млрд грн в 2014 році. В до-
ларовому еквіваленті платежі за газ (без урахування пога-
шення боргу) зменшились з 6,5 млрд дол. до 4,0 млрд дол., 
в тому числі на 1,2 млрд дол. за рахунок зменшення обсягу 
придбання імпортованого газу з 19,3 млрд куб. м газу в 
2014 році до 15,4 млрд куб. м, на 0,3 млрд дол. за рахунок 
зниження закупівельної ціни з 294 дол./тис. куб. м до 
277 дол./тис. куб. м, а також зменшення суми авансів з 
703 млн дол.  до 55 млн дол.

• 

зменшились витрати на сплату відсотків та погашення 
кредитів на 3,7 млрд грн (без врахування оборотів по 
кредитним лініям), оскільки в 2014 році група погашала 
євробонди (1,6 млрд дол.);

• 

податки, сплачені групою в 2015 році, зросли на 
22,1 млрд грн та склали 40,5 млрд грн. В основному відбу-
лось зростання по сплаті рентної плати за рахунок під-
вищення ставки рентної плати за газ та підвищення ціни 
реалізації газу Укргазвидобування;

• 

інші витрати зросли на 2,0 млрд грн та склали 
21,3 млрд грн. Зростання в основному відбулося за раху-
нок зростання витрат на капітальні вкладення, послуги з 
транспортування, при цьому зменшилися витрати на інші 
роботи та послуги.

В загальній структурі витрат групи власне на утриман‑
ня апарату Нафтогазу в 2015 році, як і в 2014 році, було 
витрачено близько 0,3% коштів. Натомість 46,0% склали 
витрати на закупівлю природного газу для споживачів, 
19,4% коштів група витратила на розрахунки з кредиторами 
за кредитами минулих років. Ще 22,5% грошей було витра-
чено на сплату податків до бюджету, частка витрат на сплату 
податків у 2015 році зросла на 12,6% відносно до минулого 
року. В абсолютному значені 

розмір платежів до бюджету 

в 2015 році виріс на 22,1 млрд грн або більше, ніж у 2 рази 
відносно до минулого року та склав 40,5 млрд грн. Решта 
витрат: оплата праці працівників, транспортування при-
родного газу та резервування транспортних потужностей, 
капітальні та фінансові інвестиції, виробничі витрати, тощо.

СИСТЕМА УПРАВЛІННЯ

РИЗИКАМИ

Робота з управління ризиками проводиться 
в компанії на всіх рівнях управління. Хоча в 
2015 році компанія не мала окремого підроз-
ділу з управління ризиками, роботу з внутріш-
ніх контролів та управління ризиками було 
інтегровано в інші процеси діяльності компанії 
в рамках організаційної структури. Робота з 
управління ризиками побудована так, щоб 
здійснювати безперервний моніторинг та 
контроль, своєчасне виявлення та послідовне 
управління ризиками, що пов'язані з діяль-
ністю групи, забезпечувати безперешкодний 
канал інформації та комунікації щодо виявле-
них наявних чи потенційних ризиків. Елемен-
ти системи управління ризиками включають 
посадові інструкції, нормативні акти, норми 
корпоративної культури, методики та процеду-
ри компанії.

Значним елементом системи внутрішнього 
контролю в 2015 році була функція внутріш-
нього аудиту. В 2015 році департаментом 
внутрішнього аудиту було проведено 17 пере-
вірок виробничої та фінансово-господарської 
діяльності та окремих операцій на 14 підпри-
ємствах групи.

У грудні 2015 року постановою Кабінету 
 Міністрів України №1002 затверджено новий 
статут Національної акціонерної компанії «На-
фтогаз України», згідно з яким у групі  впрова-
джується дієва система внутрішнього контр-
олю шляхом створення функцій управління 
ризиками, комплаєнса та внутрішнього фінан-
сового контролю. Група має на меті забезпечи-
ти, щоб система корпоративного управління 
й ухвалення рішень включала всебічну оцінку 
ризиків, а також побудувати свої бізнес-про-
цеси з урахуванням системи внутрішнього 
контролю цих процесів, ґрунтуючись на най-

кращих практиках та використовуючи досвід 
передових світових компаній. З цією метою в 
травні 2016 року в структурі Нафтогазу ство-
рено службу управління ризиками та введено 
посаду керівника з управління ризиками, які 
безпосередньо підпорядковуються наглядовій 
раді Компанії.

Основними завданнями служби управління 
ризиками стане:

• 

впровадження стандартів управління ризи-
ками та найкращих світових практик;

• 

ідентифікація всіх ризиків, які становлять 
загрозу стабільності діяльності, фінансовій 
стійкості, безпеці та здоров’ю персоналу, 
навколишньому середовищу та досягнен-
ню стратегічних цілей групи;

• 

проведення аналізу ідентифікованих ризи-
ків з метою найбільш правильної оцінки їх 
наслідків і ймовірності їх виникнення;

• 

розроблення стратегії реагування, дієвих 
заходів мінімізації негативних наслідків 
виявлених ризиків та попередження їх ви-
никнення в подальшій діяльності групи;

• 

управління ризиками згідно з розроблени-
ми заходами;

• 

моніторинг та контроль за виконанням 
розроблених заходів.

Основні ризики, які можуть спричинити 
істотний негативний вплив на наші виробничі 
показники, грошові потоки і фінансовий стан, 
наведені нижче.

АНАЛІЗ ФІНАНСОВОЇ ЗВІТНОСТІ

186

187

ГАЛУЗЕВІ РИЗИКИ

Ризики, пов’язані 

з залежністю від 

єдиного постачальника 

імпортованого 

природного газу

До 01.10.15 Нафтогаз був гарантованим 
постачальником газу для промислових 
споживачів, річний обсяг споживан-
ня природного газу яких перевищує 
3 млн куб. м, та підприємств, що здій-
снюють виробництво теплової енергії. 
На період з 01.10.15 до 31.03.17 на 
компанію покладено обов’язки прода-
вати природний газ постачальникам 
природного газу для потреб побутових 
споживачів та релігійних організацій, а 
також постачати природний газ вироб-
никам теплової енергії для виробництва 
теплової енергії. Крім того, згідно з роз-
порядженням КМУ від 10.12.15 №1307-р 
Нафтогаз визначено постачальником 
«останньої надії» строком на три роки. 
Укртрансгаз також частково використо-
вує імпортований природний газ  для 
забезпечення своїх виробничо-техноло-
гічних потреб. Для виконання покладе-
них на Нафтогаз обов’язків та забезпе-
чення безперебійної роботи ГТС України 
компанія має закуповувати природний 
за кордоном, оскільки обсяг газу, що 
видобувається в Україні, є недостатнім. 
З 2009 до 2014 року Нафтогаз закупову-
вав основні обсяги імпортованого при-
родного газу в Газпрому відповідно до 
довгострокового контракту за цінами, 
які не відповідали ринковим. Залежність 
від одного постачальника за таким 
довгостроковим контрактом може не 
тільки негативно впливати на здатність 
Нафтогазу забезпечувати споживачів 
України природним газом, а й загро-
жувати безперебійності та надійності ро-
боти ГТС, збільшувати політичні ризики, 
погіршувати фінансовий стан компанії.

ЗАХОДИ З УПРАВЛІННЯ РИЗИКАМИ

Диверсифікація джерел постачання 
імпортованого газу

Група вживає активних заходів  із 
диверсифікації джерел постачання ім-
портованого природного газу з країн 

ЄС. Частка імпорту з країн ЄС виросла 
з 25% у 2014 році до 60% у 2015 році.

Технічна можливість прийому природ-
ного газу в напрямку України з країн 
Європи складає 61,1 млн куб. м на 
добу, в т. ч. з Польщі – 4,3 млн куб. м, 
з Угорщини – 16,8 млн куб. м, зі 
Словаччини – 40 млн. куб. м. 29.05.15 
між Нафтогазом та оператором ГТС 
Угорщини (FGSZ LTD) було підписа-
но угоду про взаємодію між опера-
торами газотранспортних систем 
(interconnection agreement). Група 
надалі сприятиме переговорам щодо 
підписання прямих угод про взає-
модію (interconnection agreement) з 
суміжними європейськими країнами 
(Словаччиною, Румунією) з метою 
запровадження та розширення «вір-
туального» реверсу в Україну. З ме-
тою забезпечення зростання обсягу 
фізичних поставок природного газу 
з Європи Укртрансгазом здійснюється 
підготовка ТЕО для будівництва ново-
го газопроводу «Україна-Польща». Для 
збільшення кількості та географічної 
диверсифікації джерел постачання 
триває переговорний процес з Туреч-
чиною щодо можливості організації 
проходу LNG танкерів через Босфорсь-
ку протоку до України.

Диверсифікація європейських по-
стачальників

За напрямком контрактної диверси-
фікації постачальників імпортованого 
газу Компанія в 2015 році збільшила 
кількість своїх контрагентів. Нафтогаз 
закуповує природний газ лише у про-
відних та надійних західних компаній, 
підтримуючи диверсифікований порт-
фель постачальників. З 11 компаній, 
які постачали нам природний газ у 
2015 році, 6 публічних компаній мали 
рейтинг інвестиційного класу.

Збільшення обсягів реверсних по-
ставок газу

Запровадження «прямої взаємодії» 
між операторами ГТС України і Сло-
ваччини в точці з'єднання «Вельке 
Капушани» (Словаччина) в напрямку 
ГВС «Ужгород». Підписання угоди про 

взаємодію (interconnection agreement) 
в цій точці між суміжними оператора-
ми ГТС,   Укртрансгазом та Eustream 
a.s.,  дозволило б розширити реверсну 
потужність поставок природного газу 
в Україну до 120 млн куб. м на добу з 
сьогоднішніх 40 млн куб. м на добу. 
Компанія й надалі братиме активну 
участь у перемовинах з генеральними 
директоратами з енергетики і конку-
ренції та оператором словацької ГТС 
для запровадження «прямої взаємодії» 
у зазначеній точці.

Максимізація видобутку газу 
в Україні

Пріоритетним напрямком капітальних 
вкладень групи є сегмент видобутку 
природного газу, що має на меті мак-
симізацію обсягів власного видобутку 
газу, яка дозволить зменшити залеж-
ність від імпортних джерел газу.

Ризики, пов’язані 

з залежністю від одного 

споживача послуг 

з транзиту

Найбільш прибутковим сегментом 
діяльності групи є транспортування 
природного газу. Транспортування 
природного газу здійснюється групою 
для Газпрому відповідно до контракту, 
укладеного в 2009 році на 10 років. 
Контрактом визначено розмір ставки 
на транспортування. Керівництво гру-
пи вважає, що фактичні обсяги тран-
спортування газу за період з 2010 до 
2014 року були значно нижчими за 
базовий обсяг, визначений у контрак-
ті. При цьому рівень плати за тран-
спортування природного газу жодного 
разу не переглядався відповідно до 
європейських принципів ціноутворен-
ня на послуги з транспортування газу, 
що призводило до додаткових збитків 
групи. При цьому інші споживачі цих 
послуг відсутні. Газпром проводить 
політику постачання природного газу 
в обхід території України (за заявою 
Газпрому обсяг транзиту з 2020 року 
буде значно зменшено), що може 
вкрай негативно вплинути на діяль-
ність групи.

ЗАХОДИ З УПРАВЛІННЯ РИЗИКАМИ

Забезпечення отримання компенса-
ції за завдані у минулому збитки та 
застосування європейських принци-
пів до плати за транзит за контрак-
том з Газпромом

У жовтні 2014 року компанія звернула-
ся до Стокгольмського Арбітражного 
трибуналу з проханням винести ар-
бітражне рішення стосовно перегляду 
плати за транспортування природного 
газу територією України згідно з кон-
трактом між компанією і Газпромом. 
Група очікує, що за результатами 
Арбітражу будуть застосовані євро-
пейські принципи тарифоутворення, 
і тариф на транспортування газу за 
контрактом з Газпромом буде перегля-
нуто. Окрім цього, за результатами 
Арбітражу буде ухвалене рішення 
щодо обґрунтованості вимог групи 
щодо базового обсягу транспортуван-
ня газу, гарантованого Газпромом. 
З 01.01.16 НКРЕКП встановила тарифи 
на транспортування природного газу 
магістральними трубопроводами для 
точок входу і точок виходу, розташова-
них на державному кордоні України, із 
застосуванням RAB-методології. Нафто-
газ звернувся до Газпрому з вимогою 
застосування цих тарифів під час 
транзиту природного газу Газпрому до 
країн Європи за чинним контрактом. 
Оскільки зазначене питання залиша-
ється невирішеним, компанія вклю-
чила вимоги щодо переходу на нові 
тарифи на транзит з 01.01.16 до позову 
за контрактом на транзит природного 
газу. До приведення договірних від-
носин у відповідність до нормативних 
документів НКРЕКП надання компані-
єю послуг з транзиту природного газу 
Газпрому здійснюється на умовах, 
що діяли в 2015 році.

Диверсифікація послуг з транспор-
тування газу

Компанія сприяє створенню єдиного 
інфраструктурного та комерційного 
газового простору України, Польщі, 
Словаччини, й Угорщини , а також ор-
ганізації єдиного східноєвропейського 

газового хабу, що дозволить групі 
здійснити диверсифікацію споживачів 
послуг з транспортування та зберіган-
ня природного газу.

Ризики, пов’язані 

з цінами на нафту, 

природний газ та 

нафтопродукти

Ціни на нафту, природний газ та 
нафтопродукти суттєво впливають 
на фінансові показники групи. Оскіль-
ки імпортна складова в загальному 
обсязі споживання природного газу 
залишається суттєвою, падіння цін 
на природний газ на європейських 
газових ринках позитивно впливає на 
результати діяльності групи (за винят-
ком діяльності з видобутку природного 
газу в Єгипті та передачі Укрнафтою 
газу для виробництва аміаку). З іншого 
боку, зменшення цін на нафту та на-
фтопродукти призводить до погіршен-
ня фінансових показників.

ЗАХОДИ З УПРАВЛІННЯ РИЗИКАМИ

Оптимізація витрат групи

Група вживає заходів зі зменшення 
операційних та капітальних витрат, 
пов’язаних з видобутком нафти, для 
забезпечення належного рівня прибут-
ковості та ліквідності при зменшенні 
цін на нафту та нафтопродукти. Також, 
залежно від поточних та довгостроко-
вих прогнозів цін на вуглеводні група 
вносить коригування в програми 
реалізації інвестиційних проектів як за 
кордоном, так і в Україні.

Ухвалюючи рішення щодо придбання 
імпортованого газу для закачування 
до ПСГ, також береться до уваги цінова 
кон’юнктура ринку.

Ризик, пов’язаний 

із зменшенням транзиту 

нафти

В умовах політичної нестабільності 
у взаємовідносинах між Україною та 
Російською Федерацією, а також знач-
ного падіння світових цін на нафту, 
коли зростають ризики перерозподілу 

традиційних ринків збуту між основни-
ми країнами-експортерами нафти, 
існує загроза подальшого зменшення 
обсягу транспортування нафти транзи-
том через територію України до країн 
Центральної Європи.

ЗАХОДИ З УПРАВЛІННЯ РИЗИКАМИ

Пошук альтернативних шляхів 
транспортування нафти

Група веде активний пошук нових 
замовників транспортних послуг, в 
першу чергу, з країн Каспійського регі-
ону, які мають достатній ресурс нафти 
і зацікавлені у виході на нові ринки 
збуту, і відповідно у пошуку шляхів 
постачання нафти на ці ринки.

З іншого боку, ведеться робота зі 
споживачами нафти, в першу чергу, 
європейськими нафтопереробними 
заводами з метою інформування ос-
танніх щодо можливих шляхів дивер-
сифікації поставки нафти.

ПРАВОВІ РИЗИКИ

Ризики, пов’язані з 

державним 

регулюванням 

нафтогазової галузі

Кабміном покладено спеціальні 
обов’язки (ПСО) на державні компанії 
НАК «Нафтогаз України», ПАТ«Укргаз-
видобування» та приватних поста-
чальників газу (Постанова КМУ від 
01.10.2015 №758 ). Для цих категорій 
споживачів, з метою забезпечен-
ня соціального захисту, до 1 квітня 
2017 року уряд встановлюватиме регу-
льовані ціни на газ та обмежуватиме 
вартість поставки.

У жовтні 2015 було ухвалено низку 
підзаконних актів, які попри задекла-
ровану мету не відповідали основним 
принципам європейського законодав-
ства та зазначеним критеріям, і, відпо-
відно, не дали очікуваного результату.

Ухвалені правила не призвели до 
ефективної роботи ринку природного 
газу. Вони, з одного боку, є непрозо-
рими та обтяжливими для добросовіс-

АНАЛІЗ ФІНАНСОВОЇ ЗВІТНОСТІ

188

189

них учасників ринку та компаній, які 
можуть бути зацікавлені в роботі на 
ньому, а, з іншого, створюють широке 
поле для зловживань та недобросовіс-
ної поведінки. 

ЗАХОДИ З УПРАВЛІННЯ РИЗИКАМИ

Забезпечення ефективної роботи 
ринку природного газу

В рамках підвищення ефективності 
ринку компанія ініціювала обговорен-
ня змін вторинного законодавства, які 
мають зменшити ризики небалансів для 
постачальників та оператора ГТС, спро-
стити роботу для користувачів  мережі, 
забезпечити неупередженість операто-
ра ГТС при вчиненні балансуючих дій та 
зменшити фінансове навантаження на 
постачальників.

Ризики, пов’язані з 

контролем Уряду над 

діяльністю групи 

Уряд України продовжує здійснювати 
контроль над операційною діяльніс-
тю групи через свої права власності 
в компанії. Такий вплив може стати 
причиною соціально-економічних ініці-
атив, які можуть негативно вплинути на 
операційну діяльність групи.

ЗАХОДИ З УПРАВЛІННЯ РИЗИКАМИ

Внесення змін до законодавства

У грудні 2015 року було ухвалено поста-
нову КМУ про «Деякі питання вдоско-
налення корпоративного управління 
публічного акціонерного товариства 
«Національна акціонерна компанія 
«Нафто газ України». Цією постановою 
було врегульовано на законодавчому 
рівні наступні аспекти:

• 

затверджено нові редакції статуту, 
положення про наглядову раду та 
положення про правління компанії, 
в тому числі редакції цих документів, 
що діятимуть з 1 квітня 2017 року;

• 

розділено функції власності та кон-
фліктуючі з ними функції державного 
регулювання та галузевої політики 
(policy-maker) шляхом передачі 

управління 100% акцій від Міністер-
ства енергетики та вугільної промис-
ловості до Міністерства економічного 
розвитку та торгівлі України.

При цьому, пріоритетним залишається 
ухвалення проектів законів України:

• 

«Про внесення змін до деяких зако-
нодавчих актів України щодо вдоско-
налення корпоративного управління 
публічного акціонерного товариства 
«Національна акціонерна компа-
нія «Нафтогаз України», оператора 
газотранспортної системи та юридич-
них осіб, акціонером (засновником, 
учасником) яких вони є»;

• 

«Про запобігання політичному 
втручанню у господарську діяльність 
підприємств нафтогазової галузі».

Для детальної інформації щодо реформи 
корпоративного управління див. розділ 
«Корпоративне управління».

Ризики, пов’язані 

з передачею державі 

частки володіння у 

дочірніх підприємствах 

та майна, що не підлягає 

приватизації

У 1998 році, після створення компанії, 
Уряд України зробив внесок до акці-
онерного капіталу компанії у вигляді 
акцій декількох акціонерних товариств. 
Цими акціонерними товариствами були 
АТ «Магістральний трубопровід «Друж-
ба» і АТ «Придніпровський магістральний 
трубопровід» (які були реорганізовані у 
2001 році в АТ «Уктранснафта»), АТ «Укр-
спецтрансгаз», АТ «Чорномор нафтогаз», 
АТ «Укрнафта», та 54 регіональні газо-
розподільчі підприємства. Уряд України 
може передавати право володіння 
або контролю над усією або частиною 
володіння компанії у цих акціонерних 
товариствах та/або інших державних 
підприємствах зі зберігання та транспор-
тування нафти та газу іншим компаніям 
або державним агентствам, і ці дії можуть 
завдати суттєвого негативного впливу на 
операційну діяльність компанії.

У 1998 році компанія уклала угоду «Про 
використання державного майна, яке не 

підлягає приватизації» (надалі – «Угода») 
із Фондом державного майна України 
й отримала нафтогазову транспортну 
систему у свій операційний контроль. 
Угода була підписана на один рік, і строк 
її дії подовжується автоматично на один 
рік, якщо її не буде розірвано шляхом 
направлення повідомлення з боку однієї 
зі сторін, і вона є обов’язковою для вико-
нання правонаступниками кожної зі сто-
рін. Історично дія Угоди подовжувалась 
автоматично, оскільки жодна зі сторін не 
ініціювала її розірвання. Оскільки держав-
не майно, яке не підлягає приватизації, 
формує основну частину господарської 
діяльності групи, то майбутні операції та 
фінансові результати діяльності групи 
залежать від подовження дії Угоди.

ЗАХОДИ З УПРАВЛІННЯ РИЗИКАМИ

Передача майна незалежним опера-
торам

Відповідно до умов Третього енерге-
тичного пакета й постанови Кабінету 
Міністрів України від 01.07.16 №496 
найближчим часом буде здійснено 
відокремлення операторів газотран-
спортних систем від вертикально 
інтегрованих підприємств, що здійсню-
ють видобування та постачання газу, а 
також відокремлення операторів систем 
зберігання газу. Відповідно державне 
майно буде використовуватись ок-
ремими незалежними операторами 
газотранспортних систем. Зважаючи 
на це, керівництво компанії вважає, що 
група продовжуватиме свою діяльність 
із державним майном у найближчому 
майбутньому.

Ризики податкового 

регулювання

Для податкового середовища в Україні 
властиві складність податкового адмі-
ністрування, суперечливі тлумачення 
податковими органами податкового зако-
нодавства та нормативних актів, які, окрім 
іншого, можуть збільшити фінансовий тиск 
на платників податків. У ході звичайної 
господарської діяльності група здійснює 
операції, тлумачення яких можуть бути 
різними у групи та податкових органів.

Непослідовність у застосуванні, тлумаченні 
та впровадженні податкового законодав-
ства може призвести до судових розглядів, 
які, зрештою, можуть стати причиною 
нарахування додаткових податків, штрафів 
і пені, а ці суми можуть бути суттєвими.

ЗАХОДИ З УПРАВЛІННЯ РИЗИКАМИ

Дотримання вимог законодавства

Група виконує вимоги податкового 
законодавства, здійснює постійний мо-
ніторинг змін і доповнень, внесених до 
законів та інших нормативно-правових 
актів, оцінює і прогнозує ступінь можли-
вого впливу таких змін на її діяльність.

Група орієнтована на співпрацю з дер-
жавними органами з метою забезпечен-
ня дотримання вимог законодавства в 
сфері валютного та податкового законо-
давства. Щодо операцій, тлумачення яких 
може бути неоднозначним, робляться за-
пити до відповідних державних органів.

Ризики, пов’язані з 

безпекою та збереженням 

активів

Діяльність групи, пов'язана з операційни-
ми ризиками технологічного, технічного 
та природно-кліматичного характеру, 
діями персоналу і третіх осіб, що можуть 
призвести до негативних наслідків, в 
тому числі через помилки персоналу, 
розкрадання, терористичні акти, диверсії 
тощо.

ЗАХОДИ З УПРАВЛІННЯ РИЗИКАМИ

Забезпечення охорони виробничих 
об’єктів групи

Групою проводиться політика впрова-
дження на ГТС України сучасних методів 
діагностики, проведення реконструкції та 
модернізації.

Групою проводиться робота щодо 
вивчення наявних передових світових 
технічних систем охорони об'єктів, у 
тому числі з використанням безпілотних 
літальних апаратів, а також можливостей 
Державного космічного агентства України 
з питань дистанційного зондування землі.

Налагоджена та здійснюється постійна вза-
ємодія з МВС України та його структурни-

ми підрозділами, у тому числі в областях, 
Міністерством енергетики та вугільної про-
мисловості України, СБ України з питань 
забезпечення безпеки об'єктів групи.

Ризики, пов’язані з 

правовим регулюванням 

надрокористування

Держава контролює діяльність із 
розвідки та видобування нафти і газу 
в Україні шляхом видачі відповідних 
ліцензій. Згідно з чинним законодав-
ством окремі ліцензії видаються на 
розвідку, розробку та видобування на 
кожному нафтогазовому родовищі. Лі-
цензії видаються на період від двох до 
двадцяти років, і їх дію можна подовжи-
ти на той самий строк. Для групи існує 
ризик непродовження строку на право 
користування ліцензіями або призу-
пинення права користування ліцен-
зіями (наприклад, через несвоєчасне 
виконання зобов'язань перед бюдже-
том або програми робіт, передбаченої 
ліцензійними угодами).

ЗАХОДИ З УПРАВЛІННЯ РИЗИКАМИ

Виконання умов ліцензійних угод

Група вживає заходів щодо продовжен-
ня терміну дії спеціальних дозволів на 
користування надрами шляхом відповід-
них звернень до центральних органів 
виконавчої влади та місцевого самовря-
дування.

Також група вживає заходів щодо 
вчасного та в повному обсязі виконання 
програм робіт, які визначені ліцензій-
ними угодами. У випадку неможливості 
їх виконання, група готує відповідні 
обґрунтування та пропозиції щодо 
коригування цих програм і вносить на 
розгляд Держгеонадр України.

Ризики, пов’язані 

з судовими процесами

Група бере участь у багатьох судових 
процесах, які можуть суттєво вплинути 
на її фінансово-господарську діяльність. 
Найважливішими судовими процесами 
є суд з Газпромом, спір із неконтролюю-
чими акціонерами Укрнафти, стосовно 
виконання акціонерної угоди.

ЗАХОДИ З УПРАВЛІННЯ РИЗИКАМИ

Група вживає всіх можливих заходів 
щодо досудового врегулювання спорів.

В межах розпочатих судових проце-
сів, особливо тих, рішення щодо яких 
матимуть суттєвий вплив на показники 
фінансової діяльності, група залучає 
кваліфікованих юридичних радників. 
Також здійснюється постійний моніто-
ринг рішень, що ухвалюються вищими 
судами, та оцінюються результати 
судових процесів на рівні арбітражних 
судів з подальшим використанням для 
захисту інтересів групи.

ФІНАНСОВІ РИЗИКИ

Валютні ризики

Група здійснює свою операційну діяль-
ність на території України і її залежність 
від валютного ризику визначається, го-
ловним чином, необхідністю придбання 
природного газу у іноземних постачаль-
ників, що в основному деномінується 
у євро та доларах США. Група також 
здійснює сплату відсотків та погашення 
позик в іноземних валютах. 

ЗАХОДИ З УПРАВЛІННЯ РИЗИКАМИ

Щомісячний перегляд цін реалізації 
газу для споживачів з урахуванням 
валютного курсу (крім населення та 
підприємств ТКЕ, які реалізують теплову 
енергію для населення, релігійних 
організацій)

З набуттям чинності Законом України 
«Про ринок природного газу» з 01.10.15 
компанія самостійно щомісячно визна-
чає ціни для всіх споживачів природно-
го газу, крім населення та підприємств 
ТКЕ, які реалізують теплову енергію для 
населення, з урахуванням закупівельної 
ціни газу, деномінованої в національній 
валюті. До квітня 2017 року планується 
перехід до ринкових цін для всіх катего-
рій споживачів, які будуть враховувати 
коливання валютного курсу.

Короткострокове управління валют-
ними ризиками

Група аналізує ситуацію на валютно-
му ринку України та залежно від його 

АНАЛІЗ ФІНАНСОВОЇ ЗВІТНОСТІ

190

191

* - З 01.01.16 НКРЕКП встановила нові RAB-тарифи на транспортування газу магістральними трубопроводами для точок входу і точок 

виходу, розташованих на кордоні України. Нафтогаз звернувся до Газпрому з вимогою застосування цих тарифів під час транзиту газу 

до країн Європи за контрактом між цими сторонами від 2009 року. Але оскільки Газпром відмовився від переговорів щодо приведення умов 

транзитного контракту у відповідність зі змінами в українському законодавстві, Нафтогаз включив вимоги щодо переходу на нові тарифи 

на транзит з 01.01.16 до позову в рамках арбітражного провадження за контрактом на транзит, а до приведення договірних відносин між 

Нафтогазом і Газпромом у відповідність до нових норм українського законодавства (зокрема, в частині застосування нових RAB-тарифів) 

НКРЕКП вирішила, що тимчасово Нафтогаз має надавати послуги з транзиту природного газу Газпрому на умовах, що діяли в 2015 році 

(тобто із застосуванням «старого» нерегульованого тарифу на транзит), одночасно вимагаючи від Газпрому ретроактивної сплати 

за новими тарифами. Оскільки менеджмент очікує, що нові тарифи будуть застосовані ретроактивно (тобто з 01.01.16 після відміни 

вказаного вище рішення НКРЕКП) або (а) в рамках задоволення цієї вимоги та винесення відповідного рішення Арбітражним інститутом 

Торгової палати Стокгольма, або (б) після добровільної згоди Газпрому на застосування цих тарифів та внесення змін у контракт, після 

настання першої з цих двох подій як доходи компанії, так і сума амортизації основних засобів також будуть переглянуті/скориговані 

ретроспективно (з 01.01.16) для цілей складання консолідованої фінансової звітності Нафтогазу. Зокрема, за 2016 рік буде відображена 

прискорена амортизація тієї частини активів, які відносяться до транзитних, а доходи від транспортування газу — відповідно до нових 

RAB-тарифів. Слухання за справою по контракту на транзит газу розпочнуться в 4 кварталі 2016 року, прийняття рішення очікується в 

2 кварталі 2017 року. Таким чином, тимчасово (до винесення цього рішення) доходи від транзиту відображаються за «старим» тарифом 

існуючого контракту з Газпромом (а не по RAB-тарифам), а прискорена амортизація не нараховується.

кон’юнктури здійснює вибір валюти, 
в якій зберігаються залишки коштів (з 
урахуванням законодавчих актів НБУ з 
цього питання).

Ризики ліквідності

Діяльність групи має сезонний характер: 
обсяг реалізації природного газу та по-
слуг з його транспортування протягом 
опалювального сезону складає близько 
70% до річного, відповідно і грошові 
надходження за реалізовані товари та 
послуги суттєво зростають. З іншого 
боку, протягом літнього періоду при 
зменшенні грошових потоків у групи ви-
никає потреба в додаткових фінансових 
ресурсах для фінансування закачування 
природного газу до ПСГ. Крім того, не-
задовільна платіжна дисципліна з боку 
споживачів природного газу, а також 
перехід на попередню оплату за імпор-
тований природний газ призводять до 
зростання обсягу інвестицій, необхідних 
для фінансування робочого капіталу.

ЗАХОДИ З УПРАВЛІННЯ РИЗИКАМИ

Впровадження заходів щодо змен-
шення дебіторської заборгованості

У 2015 році на виконання 
Меморан думу з МВФ компанією 
PricewaterhouseCoopers LLC було прове-
дено діагностичний аналіз дебіторської 
заборгованості групи. Проведений 
аналіз дозволить керівництву компанії 
покращити процес стягнення старої 
дебіторської заборгованості та уникну-
ти проблем із стягненням заборговано-
сті в майбутньому, а також сприятиме 
прозорості та належному управлінню 
заборгованістю.

З метою усунення законодавчих 
перешкод та активізації роботи зі 
стягнення дебіторської заборгова-
ності за спожитий природний газ в 
рамках співпраці України з МВФ за 
ініціативи та безпосередньої участі 
компанії було забезпечено виконання 
зобов’язань України щодо зняття двох 
довготривалих мораторіїв, які захи-
щали енергетичні та інші компанії від 
застосування процедур примусового 
стягнення: мораторію на виконавче 
провадження та примусове виконан-
ня судових рішень щодо стягнення 
заборгованості відносно підприємств, 
включених до Реєстру підприємств 
паливно-енергетичного комплексу, та 
мораторію на застосування примусо-
вої реалізації майна державних під-
приємств та господарських товариств 
з державною часткою в капіталі не 
менше 25%.

Також у 2015 році менеджмент групи 
вживав заходів із погашення дебітор-
ської заборгованості підприємств-ви-
робників азотних добрив. Внаслідок 
чого було погашено заборгованість на 
загальну суму майже 2,96 млрд грн. 

Перехід на оплату за газ за фактом 
поставки

Група вживає заходів для поступового 
переходу на оплату імпортованого 
газу за фактом поставки, а також для 
залучення кредитних ресурсів для 
фінансування закачування природного 
газу до ПСГ на іноземних фінансових 
ринках за порівняно нижчими відсо-
тковими ставками, ніж на українському 
ринку.

Ризик зміни відсоткових 

ставок

Група є великим позичальником на 
українському кредитному ринку. Зміни 
облікової ставки НБУ можуть мати суттє-
вий вплив на рівень відсоткових ставок, 
що в свою чергу, може негативно впли-
нути на фінансові показники групи. 

ЗАХОДИ З УПРАВЛІННЯ РИЗИКАМИ

Диверсифікація та оптимізація кре-
дитного портфелю за відсотковими 
ставками

З метою фінансування придбання імпор-
тованого газу група в 2015 році підписала 
кредитну угоду з ЄБРР на відновлюваній 
основі на суму 300 млн дол. , за рахунок 
якої буде забезпечуватися придбання 
імпортованого природного газу на 
західному кордоні з Україною протягом 
2016-2017 років. Також для забезпечення 
фінансування придбання імпортованого 
газу в IV кварталі 2016 року плануєть-
ся підписати угоду зі Світовим банком 
щодо організації фінансування у вигляді 
відкриття акредитивних/кредитних ліній 
комерційних банків під гарантії МБРР в 
розмірі до 500 млн дол. Крім того, пла-
нується залучення кредитних ресурсів з 
Міжнародною фінансовою Корпорацією 
(IFC) на суму до 200 млн дол. . Залучення 
кредитних ресурсів від міжнародних 
фінансових інституцій здійснюється за 
значно нижчими відсотковими ставками, 
ніж на вітчизняному ринку.

Крім того, при зниженні ставки рефінан-
сування НБУ група проводить роботу з 
вітчизняними банками щодо зниження 
кредитної ставки.

ПРОГНОЗ НА 2016 РІК

Прогнозні показники діяльності групи Нафтогаз на 2016 рік 

Валовий видобуток природного газу

 

2013

2014

2015

2016 прогноз

І пів річчя

факт

ІІ пів річчя

план

разом

Основні виробничі показники групи

Валовий видобуток природного газу, млн куб. м

15 114

15 117

15 276

7 998

7 622

15 620

ПАТ «Укргазвидобування» 

15 114

15 117

14 531

7 308

7 113

14 421

ПАТ «Укрнафта» (з 22.07.15)

 – 

 – 

651

654

470

1 124

Концесійна угода в Єгипті (частка групи)

 – 

 – 

94

36

39

74

Валовий видобуток нафти і газового конденсату, тис. т

738

637

1 397

1 074

954

2 028

 в Україні

645

535

1 274

1 010

886

1 896

 в Єгипті (частка групи)

93

102

123

64

68

132

Обсяги реалізації природного газу, млн куб. м

32 123

29 232

21 796

10 971

7 785

18 756

Транспортування природного газу за контрактом з Газ-

промом, млн куб. м

86 126

62 197

67 080

37 656

32 406

70 062

Транспортування газу для споживачів України, млн куб. м

44 097

38 122

30 400

15 561

14 764

30 325

Транспортування нафти, млн т

17,6

16,9

16,8

7,2

8,3

15,5

Реалізація нафтопродуктів, тис. т

687

403

358

195

186

381

Реалізація скрапленого газу, тис. т

206

177

224

141

142

283

Реалізація природного газу через мережу АГНКС, млн куб. м

130

97

65

25

34

59

Основні фінансові результати групи (в млн грн, якщо не вказане інше)

Дохід від реалізації*

75 374

80 713

131 248

85 622

82 622

168 244

Валовий прибуток/(збиток)*

(752)

(7 307)

8 521

36 155

29 488

65 643

EBITDA

(1 426)

(62 961)

(7 356)

36 536

20 208

56 744

Прибуток/(збиток) до оподаткування, в т.ч.*

(15 492)

(77 447)

(38 203)

19 919

2 815

22 734

фінансові результати в регульованих сегментах

(26 765)

(88 058)

(57 272)

3 683

(7 213)

(3 530)

фінансові результати в нерегульованих сегментах

11 165

10 575

21 721

19 901

7 009

26 910

нерозподілені доходи/витрати та елімінація

108

36

(2 652)

(3 665)

3 020

(645)

Вигода/(витрати) з податку на прибуток

(1 591)

2 800

1 880

(2 458)

(2 690)

(5 148)

Збиток від припиненої діяльності

(874)

(13 786)

 – 

 – 

 –

 –

Чистий прибуток/(збиток), в т.ч.

(17 957)

(88 433)

(36 323)

17 461

125

17 586

прибуток/(збиток), що належить акціонерам  

компанії

(17 948)

(88 373)

(34 053)

17 458

897

18 355

Звіт про фінансовий стан групи (в млн грн, якщо не вказане інше)

Всього активи, в т. ч.

237 918

516 043

669 700

680 075

686 901

686 901

основні засоби*

181 428

456 548

571 054

565 554

559 617

559 617

Власний капітал

106 975

356 958

445 171

466 207

466 332

466 332

Зобов'язання за кредитами

59 558

61 261

71 819

63 165

69 866

69 866

Зобов'язання за кредитами/власний капітал

56%

17%

16%

14%

15%

15%

Робочий капітал

(10 757)

13 098

30 702

35 870

54 826

54 826

Капітальні інвестиції

4 234

3 672

6 523

3 271

8 888

12 159

Звіт про рух грошових коштів групи (в млн грн, якщо не вказане інше)

Чистий рух грошових коштів від операційної діяльності 

7 155

(58 912)

2 022

39 979

22 546

62 525

Чистий рух грошових коштів від інвестиційної діяльності 

(3 231)

(4 325)

(4 978)

(696)

(8 214)

(8 910)

Чистий рух грошових коштів від фінансової діяльності 

(3 815)

64 411

8 329

(22 658)

(22 441)

(45 099)

АНАЛІЗ ФІНАНСОВОЇ ЗВІТНОСТІ

192

193