НАК „НАФТОГАЗ УКРАЇНИ“. Річний звіт (2016 рік) - 6

84

85

РІЧНИЙ 

ЗВІТ

2016

Д Е   М И   З А Р А З

кий НПЗ близько 2,1 млн т сировини та 
виробила близько 540 тис. т автомобільних 
бензинів  та 590 тис. т дизельного палива.

З огляду на те, що Україна є імпорто‑
залежною, ціна на нафтопродукти на 
внутрішньому ринку формуються з 
урахуванням цінових котирувань на ос‑
новних європейських хабах південної та 
північно‑західної Європи. Тому висхідний 
тренд зміни споживчих цін спостерігався і 
на ринку України: ціна бензину зросла на 
20%, а дизельного палива ‑ приблизно на 
22%. Більший приріст цін нафтопродуктів 
на внутрішньому ринку України насампе‑
ред  пов’язаний зі зниженням обмінного 
курсу гривні до іноземних валют та біль‑
шою часткою сировини (нафтопродукту) 
в кінцевій ціні реалізації.

Джерела надходження нафти

та нафтопродуктів в Україні, 2016 рік, млн т

ВИДОБУВАННЯ НАФТИ

Укрнафта 

1,5 68%

Укргазвидобування 

0,5 22%

ДТЕК 

0,05 2%

Геоальянс 

0,04 2%

ПГНК 

0,04 2%

Інші 

0,09 4%

ВСЬОГО 2,2 

ІМПОРТ

1

Дизпаливо та бензин  6,6 

85%

БНК 

2,1 32%

WOG 

1,0 32%

ОККО 

0,4 6%

ЗНГК 

0,3 5%

Інші 

2,8 44%

LPG 

1,1 15%

ВСЬОГО 7,7 

РИТЕЙЛ

Дизпаливо та бензин  2,8 

67%

ОККО 

0,5 18%

WOG 

0,4 15%

Укрнафта 

0,4 14%

Приват 

0,4 14%

БРСМ 

0,1 5%

AMIC 

0,1 4%

Інші 

0,7 30%

LPG 

1,3 31%

CNG 

0,1 2%

Всього 4,2 

ПЕРЕРОБКА

Дизпаливо та бензин  1,5 

53%

Укртатнафта 

1,2 80%

Укргазвидобування 0,3 

20%

LPG 

0,3 11%

Укрнафта 

0,2 50%

Укргазвидобування 0,2 

50%

CNG 

0,1 3%

Всього моторне

 паливо 

1,9 

Інші н/п 

0,9 33% 

ВСЬОГО 2,8 

ІМПОРТ НАФТИ

ВСЬОГО 0,5 

ГУРТОВІ ПРОДАЖІ

1, 2

Дизпаливо та бензин  5,3 

98%

LPG 

0,1 2%

ВСЬОГО 5,4 

1 

без урахування інших нафтопродуктів

2

 включно з корпоративними продажами    

Джерела: Нафтогаз, Міненерговугілля, Державна фіскальна служба України, Державна служба статистики України, Oilnews, Нєфтєринок, власні розрахунки

Динаміка світової ціни на нафту та нафтопродукти в Україні

Ціна на бензин А-95 (ліва шкала)
Ціна на дизельне паливо (ліва шкала)
Ціна на нафту Brent (права шкала)

Джерело: S&P Global Platts; ЮПЕКО

01.16 02.16 03.16 04.16 05.16 06.16 07.16 08.16 09.16 10.16

11.16

12.16

16 000

19 000

22 000

25 000

30

44

58

72

86

100

до

л./барель

гр

н/1000 літрів

Гуртові ціни на бензин автомобільний в Україні та Європі

без урахування податків та зборів

Розрахункова ціна на бензин А-95, дол./т
Ціна на бензин Хаб Північно-Західна Європа, дол./т

Джерело: щотижневий енергетичний бюлетень Європейської комісії; ЮПЕКО; власні розрахунки

01.16 02.16 03.16 04.16 05.16 06.16 07.16 08.16 09.16 10.16

11.16

12.16

300

400

500

600

Гуртові ціни на дизельне паливо в Україні та Європі 

без урахування податків та зборів

Розрахункова ціна на ДП, дол./т
Ціна ДП Хаб Північно-Західна Європа, дол./т 

Джерело: щотижневий енергетичний бюлетень Європейської комісії; ЮПЕКО; власні розрахунки

01.16 02.16 03.16 04.16 05.16 06.16 07.16 08.16 09.16 10.16

11.16

12.16

200

300

400

500

600

ВАЖЛИВІ 

РЕГУЛЯТОРНІ 

ЗМІНИ ЗА 2016 РІК

Концепція розвитку газовидобув-

ної галузі України

Українські надра мають значний потен‑
ціал як для коротко‑ та середньостро‑
кового нарощування видобутку при‑
родного газу з вже відкритих родовищ 
(924 млрд куб. м балансових запасів), 
так і для видобутку у довгостроковій 
перспективі. Інтенсивність видобутку при‑
родного газу дуже низька в порівнянні з 
іншими країнами, тому на сьогодні Укра‑
їна забезпечена на більше ніж 20 років 
вже розвіданими запасами (у порівнянні 
з 10‑15 роками для зіставних країн). 

Важливою подією стало схвалення 
Концепції розвитку газовидобувної галузі 
України Кабінетом Міністрів України у 
грудні 2016 року. Відповідно до цього 
документа, видобуток газу в Україні має 
зрости до 28 млрд куб. м до 2020 року. 
Реалізація цієї програми дасть змогу 
Україні повністю відмовитися від імпорту 
газу, а в перспективі навіть експортувати 
газ.

Відповідно до переліку заходів з 
реалізації Концепції, уряд спланував 
збалансувати податкове навантаження 
на газовидобуток шляхом ухвалення 
стимулюючої ставки ренти, децентра‑
лізувати податкові надходження від 
нафтогазової галузі на користь місцевих 
бюджетів, удосконалити та спростити 
дозвільні процеси, тісно пов’язані з ви‑
добуванням нафти і газу (законопроект 
№

3096), удосконалити такий інстру‑

мент співпраці приватних інвесторів з 
державою як УРП (законопроект №3027) 
та збільшити прозорість у видобувній 
галузі (законопроект №4840).  

Наприкінці року на розгляд уряду було 
запропоновано перші кроки з реаліза‑
ції вказаної Концепції – законопроект 
№

5132 «Про зміни до Податкового 

кодексу України», який передбачав 
введення стимулюючого оподаткування 
через зменшення ренти на видобуток 
газу з нових свердловин, пробурених 
після 1 січня 2017 року, до 12%. 

Серед потенційних переваг такого 
нововведення називалося підвищення 
інвестиційної привабливості України як 
країни зі значними природними ресур‑
сами, підвищення інвестиційної та бізнес 
активності в видобувній індустрії, збіль‑
шення обсягів буріння та видобутку в 
коротко‑ та середньостроковому періоді. 
Проте, ця ініціатива була відхилена урядом, 
хоча натомість було схвалено зниження 
ставок ренти на видобуток нафти. 

За чинних умов Україна програє 
іншим східноєвропейським країнам в 
конкурентоспроможності із залучення 
міжнародного капіталу, націленого на 
видобуток вуглеводнів. 

Тарифи на послуги ПСГ

В рамках реформування ринку природ‑
ного газу в червні 2016 року НКРЕКП 
затвердила Методику визначення та 
розрахунку тарифів на послуги збері‑
гання (закачування, відбору) природ‑
ного газу щодо газосховищ, до яких 
застосовується режим регульованого 
доступу (тобто регульований тариф на 
послуги ПСГ). 

Методика розроблена за підходом 
«витрати плюс» і передбачає плату за 
послуги ПСГ залежно від обсягу розпо‑
діленої потужності. 

Усереднене податкове навантаження на видобуток вуглеводнів 

з різних глибин та різними технологіями, %

Джерело: оцінка Нафтогазу

0

5

10

15

20

25

30

35

40

Румунія

Польща

Україна

Альберта

(Канада)

Техас

(США)

38

23

30

21

13

Країни імпортери

86

87

РІЧНИЙ 

ЗВІТ

2016

Д Е   М И   З А Р А З

Поряд з цим, Методика знаходиться на до‑
опрацюванні робочою групою при НКРЕКП 
в частині розрахунку тарифів за видами 
послуг, які може надавати оператор ПСГ 
згідно Кодексу газосховищ (річна/місячна 
потужність або індивідуальна послуга) та 
алокації природного газу для кожного за‑
мовника у віртуальній точці входу/виходу 
до/з газосховищ. Тому тарифи на послуги 
ПСГ за цією методикою ще не розраховані, і 
наразі діють старі тарифи (загальний тариф 
на зберігання газу ‑ 112грн/тис. куб. м). 

Очікується, що в рамках робочої групи 
будуть прийняті зміни до методики, які 
дозволять встановити тарифи на зберіган‑
ня, що, з одного боку, дозволять покрити як 
мінімум маржинальні витрати оператора 
ПСГ, а з іншого – забезпечити комерційну 
привабливість використання українських 
ПСГ для газових трейдерів, в тому числі 
європейських компаній.

Затвердження тарифів для точок 

входу і виходу з ГТС України

На виконання Закону України «Про ринок 
природного газу», 28 березня 2017 року 
НКРЕКП затвердила за новою методологі‑
єю тарифи Укртрансгазу на послуги транс‑
портування природного газу споживачам 
України для точок входу та виходу. Мето‑
дологія, за якою визначено тарифи, була 
розроблена з урахуванням досвіду країн 
ЄС та прийнята НКРЕКП у вересні 2015 
року (з попереднім публічним обговорен‑
ням учасниками ринку з квітня 2015 року). 
Відповідно до даної методології, тарифи на 
послуги транспортування природного газу 
для точок входу і виходу визначаються 
як виражена у грошовій формі вартість 
забезпечення у планованому періоді 
замовнику обсягу замовленої потужності, 
вираженої в тис. куб. м (або одиницях 
енергії) на одиницю часу в точках входу в 
газотранспортну систему та точках виходу 
з газотранспортної системи.

Комісія затвердила два тарифи для точок 
входу: 296,8 грн/тис. куб. м на добу для то‑
чок входу для газовидобувних компаній та 
0 грн/тис. куб. м на добу для точок входу 
в ПСГ. Тариф для точок виходу споживачів, 
які напряму підключені до магістральних 
газопроводів, встановлений комісією на 
рівні 322,1 грн/тис. куб. м на добу. Для 43 
віртуальних точок виходу з ГТС до газороз‑
подільних систем облгазів (оператор ГРМ) 
тарифи диференційовані за віртуальними 
точками виходу до різних газорозподіль‑
них систем і варіюються від 76,9 грн/тис. 

куб. м на добу до 192,25 грн/тис. куб. м на 
добу для різних точок. 

Затверджені тарифи мали діяти з 1 квітня 
2017 року. Однак після того, як 10 квітня 
2017 року відбулося засідання НКРЕКП 
у формі відкритого слухання, на ньому 
було прийняте рішення щодо проведення 
додаткових консультацій з громадськістю 
та урядом для удосконалення запропо‑
нованого механізму абонентської плати. 
Відповідно, попередні рішення НКРЕКП 
щодо встановлення тарифів на вихід з 
магістральних в газорозподільчі мережі 
були скасовані, нові тарифи на вхід для 
газовидобувних компаній не були відміне‑
ні, а з 1 квітня 2017 року застосовувалися 
тарифи на послуги транспортування газу, 
сплачувані кінцевими споживачами газу, 
що діяли з 1 січня 2017 року (за розміром 
близькі до нових тарифів на вихід з магі‑
стральних в газорозподільчі мережі). 

Нові тарифи для точок входу і виходу з ГТС 
розраховані за методикою, затвердженою 
НКРЕКП ще в вересні 2015 року, в основі 
якої лежить прискорене відшкодування 
вартості транзитної частини ГТС до кінця 
2019 року (до закінчення строку дії контр‑
акту Нафтогазу з Газпромом). Зважаючи 
на неодноразові публічні заяви Газпрому 
про припинення використання україн‑
ської ГТС після 2019 року, а також активне 
просування проектів альтернативних 
трубопроводів, які дозволять Росії відмови‑
тися від українського маршруту, є підстави 
очікувати на суттєве зменшення економіч‑
них вигід від використання української ГТС 
з 2020 року, що спричинило використання 
скороченого очікуваного строку корисного 
використання активів при розрахунку 
тарифів. 

Враховуючи це, відповідно до методології 
НКРЕКП було закладено прискорену амор‑
тизацію транзитних активів. Очікується, 
що після 2019 року тарифи мають істотно 
зменшитися, в тому числі тарифи на 
внутрішнє транспортування, що, зокрема, 
дозволить Україні конкурувати з рештою 
транспортних маршрутів та забезпечувати 
постачальникам як з Росії, так і з Європи 
привабливі умови транспортування газу зі 
сходу на захід та з заходу на південь. 

Слід також зазначити, що починаючи з січ‑
ня 2016 року, набрали чинності тарифи для 
точок входу та виходу до/з газотранспорт‑
ної системи на державному кордоні Украї‑
ни. Для точок входу тариф становить 12,47 дол./
тис. куб. м, тариф на вихід диференційований 
залежно від точки виходу та в середньому 

складає 30,35 дол./тис. куб. м. Встановлений 
тариф на вхід в систему сплачується 
всіма імпортерами природного газу, однак 
Газпром відмовляється виконувати вимоги 
українського законодавства та не оплачує 
послуги транспортування за новими 
тарифами. Вимога виправити цю ситуацію 
включена до претензій Нафтогазу щодо 
контракту на транзит газу в рамках 
судового провадження проти Газпрому в 
м. Стокгольм, рішення за яким очікується 
у 2017 році.

Процес реструктуризації компа-

нії («анбандлінг»)

За звітний період було погоджено План 
реструктуризації компанії (постанова 
Кабінету Міністрів України від 01.07.16 
№

496). У рамках виконання зазначеного 

Плану схвалено План дій щодо корпора‑
тивного управління оператора газотран‑
спортної системи, а також засновано 
ПАТ «Магістральні газопроводи України», 
затверджено його статут та уповноважено 
Міністерство енергетики та вугільної про‑
мисловості України забезпечити створення 
та реєстрацію товариства (постанова 
Кабінету Міністрів України від 16.11.16 №837). 

Водночас спостерігається тенденція до 
порушення термінів виконання Плану 
реструктуризації компанії, зокрема, щодо 
розробки та подання на розгляд норма‑
тивно‑правових актів щодо:

•  передачі іншому органу влади енерго‑

генеруючих державних підприємств та 
повноважень з управління корпоратив‑
ними правами держави у статутному 
капіталі енергогенеруючих підприємств 
у сфері управління Міненерговугілля, 
що є важливою умовою набуття відпо‑
відності вимогам відокремлення (п. 4 
Плану ‑ компетенція Мінекономрозвит‑
ку, Міненерговугілля);

•  визначення порядку та умов концесії 

майна, що використовується для забез‑
печення транспортування та зберігання 
(закачування, відбору) природного газу 
і не підлягає приватизації (п. 5 Плану – 
компетенція Мінекономрозвитку, 
Міненерговугілля);

•  визначення вимог, згідно з якими 

органи державної влади, до сфери 
управління яких належать суб’єкти 
господарювання, які провадять діяль‑
ність з видобутку (виробництва) та/або 
постачання природного газу та/або 
електричної енергії, з одного боку, та 

2016 рік відзначився продовженням процесу впровадження нової моделі ринку природного газу. Було 

прийнято низку законів, які спрямовано на узгодження законодавства України з європейськими правилами 

функціонування ринку та Закону України «Про ринок природного газу», а саме:

Регуляторні зміни

Вплив змін на функціонування ринку

Закон про регулятора

Прийнято Закон України від 22.09.16 № 1540‑VIII «Про Національну 
комісію, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики 
та комунальних послуг», яким законодавчо врегульовано порядок 
діяльності Регулятора;

Позитивна подія для ринку – чітке визначення механізму і стан‑

дартів роботи регулятора.

Запровадження бекхолу

Прийнято Закон України від 04.02.2016 р. №994‑VIII «Про внесення 
зміни до Митного кодексу України щодо створення передумов для 
нової моделі ринку природного газу», положення якого спрямовані 
на впровадження в Україні бекхолу. 

Позитивна подія для ринку – усунення, шляхом унормування 

порядку митного оформлення, перешкод для здійснення операцій 
заміщення природного газу (бекхол), які є важливим інструментом 
збільшення об’єму потужностей міждержавних газотранспортних 
систем, забезпечення ліквідності ринку та безпеки енергопоста‑
чання таких операцій. Крім цього, можливість здійснювати операції 
заміщення природного газу (бекхолу) є вимогою законодавства ЄС 
до оператора ГТС.

Удосконалення вторинного законодавства

Удосконалено вторинне законодавство, що регулює взаємовід‑
носини суб’єктів ринку природного газу, зокрема, внесено зміни 
до Кодексу газотранспортної системи, Кодексу газорозподільних 
систем, Правил постачання природного газу тощо

Позитивна подія для ринку – уточнення положень зазначених 

нормативно‑правових актів, спрямоване на наближення до євро‑
пейських правил функціонування ринку природного газу.

Децентралізація ренти

У напрямку реформування видобувної галузі прийнято Закон Укра‑
їни від 20.12.16 № 1793‑VIII, яким передбачено, що 5% рентної плати 
за користування надрами для видобування нафти, природного газу 
та газового конденсату направлятиметься до бюджетів місцевих 
органів влади на місцях проведення видобутку. Проте цей Закон 
набирає чинності з 1 січня 2018 року. 

Позитивна подія для ринку – підвищення ефективності взаємодії 

та налагодження конструктивних відносин нафтогазовидобувних 
підприємств з органами місцевого самоврядування та громадські‑
стю на місцях.
Разом з цим слід зазначити, що рішення щодо перерозподілу 
податкових надходжень має прийматися збалансовано в контексті 
забезпечення джерел фінансування видатків загального фонду 
державного бюджету, які на сьогодні фінансуються за рахунок над‑
ходжень від рентної плати за користування надрами для видобу‑
вання нафти, природного газу та газового конденсату: видатків на 
фінансування пільг та житлових субсидій населенню та субвенцій 
на погашення заборгованості з різниці в тарифах.

Зменшення ренти на видобуток нафти

Внесено зміни до Податкового Кодексу (Закон України від 20.12.16 
№

 1791‑VIII) щодо зменшення ренти на видобуток нафти. Так, для 

видобутку нафти з покладів до 5000 метрів ренту зменшено з 45% 
до 29% від вартості товарної продукції, для покладів понад 5000 
метрів — з 21% до 14%.

Позитивна подія для ринку ‑ зниження ставок ренти на видобу‑

ток нафти дозволить видобувним компаніям заощадити кошти, 
спрямувавши їх на збільшення обсягу інвестицій, що в свою чергу 
сприятиме збільшенню видобування та розробці нових родовищ. На 
жаль, парламент залишив старі ставки ренти для газового конден‑
сату і не підтримав пропозицію нафтогазових компаній впровадити 
ставку ренти в 12% для нових свердловин з метою стимулювання 
обсягів нового буріння вже в 2017 році.

суб’єкти господарювання, які провадять 
діяльність з транспортування природ‑
ного газу або передачі електричної 
енергії, з іншого боку, є незалежни‑
ми під час прийняття рішень щодо 
управління зазначеними суб’єктами 
господарювання. Ці вимоги повинні 
передбачати виключні права органу 
державної влади щодо управління 
корпоративними правами держави 
щодо ПАТ «Магістральні газопроводи 
України» (п. 5 Плану ‑ компетенція 
Мінекономрозвитку, Міненерговугілля).

План реформи корпоративного 

управління в Нафтогазі

Компанія продовжує впроваджувати роз‑
почату в 2014 році реформу корпоратив‑
ного управління, що відповідає принципам 
корпоративного управління ОЕСР. В 2016 
році було створено функції фінансового 
контролю, ризик менеджменту та комп‑
лаєнсу, оновлено функцію внутрішнього 
аудиту. Для забезпечення роботи комітетів 
наглядової ради було розпочато проект 
з впровадження системи внутрішнього 
контролю, який направлений на оптиміза‑

цію управління підприємствами групи На‑
фтогаз, зменшення/спрощення державних 
контролів, побудову ризик‑орієнтованої 
системи внутрішнього контролю, систе‑
матизацію і уніфікацію бізнес‑процесів та 
обміну даними між підприємствами групи 
Нафтогаз.

За реформування корпоративного 
управління Нафтогазу відповідає Ві‑
це‑прем’єр‑міністр України Володимир 
Кістіон, який очолює робочу групу, до якої 
увійшли представники всіх зацікавлених 
сторін.

88

89

РІЧНИЙ 

ЗВІТ

2016

Д Е   М И   З А Р А З

Регуляторні зміни

Вплив змін на функціонування компанії

Затвердження економічно обґрунтованих тарифів для внутрішніх 

напрямків транспортування нафти

Послуги з транспортування нафти споживачам України надаються 
згідно з тарифами, затвердженими НКРЕКП. Встановлені ще у 
2007 році тарифи залишалися незмінними до червня 2015 року. Та 
навіть після збільшення тарифи у 2015 році не покривають витрат 
на транспортування нафти та експлуатацію відповідних маршрутів 
транспортування. Чинна з 1999 року методика розрахунку тарифів 
на транспортування нафти для споживачів України, яку використо‑
вує НКРЕКП, містить ряд принципових недоліків, які не дозволяють 
проводити ефективну тарифну політику на внутрішніх напрямках 
транспортування нафти. 
У 2016 році Укртранснафта підготувала та подала на розгляд 
НКРЕКП нову редакцію методики розрахунку тарифів. На момент 
підготовки цього звіту проект методики ще не був прийнятий і 
перебував на етапі громадського обговорення.

Позитивна подія для компанії (у разі прийняття змін) 

Проект постанови НКРЕКП «Про затвердження Порядку формуван‑
ня тарифів на транспортування нафти та нафтопродуктів магі‑
стральними трубопроводами» розроблено з метою удосконалення 
методології тарифоутворення для нафтотранспортних (нафтопро‑
дуктотранспортних) підприємств, що дасть можливість:
‑ здійснювати розподіл витрат під час розрахунку тарифів за се‑
гментами діяльності – транзит нафти (нафтопродуктів) та транспор‑
тування для споживачів України;
‑ уникати перерозподілу витрат із внутрішніх на транзитні напрямки 
транспортування на основі вантажообігу;
‑ сформувати реальну собівартість і тарифи по внутрішніх марш‑
рутах транспортування, розрахувати тарифи на основі реальних 
витрат по кожному маршруту та підвищувати ефективність їх 
роботи, а також з метою чіткого визначення процедури встановлен‑
ня тарифу на послуги з транспортування нафти (нафтопродуктів) 
магістральними трубопроводами.
Збалансована тарифна політика, заснована на покритті економічно 
обґрунтованих витрат з урахуванням необхідності забезпечення 
конкурентного рівня цін на послуги у порівнянні з іншими видами 
транспорту, є одним з ключових чинників, що дозволить забезпечи‑
ти довгострокове надійне функціонування магістральних нафтопро‑
водів, призначених для українських споживачів.

Інші регуляторні зміни:
Удосконалення механізму субсидій

Прийнято постанову Кабінету Міністрів України «Про внесення змін 
до Порядку перерахування деяких субвенцій з державного бюдже‑
ту місцевим бюджетам на надання пільг, субсидій та компенсацій» 
від 10.03.2016 №165, а також спільний наказ Міністерства енергетики 
та вугільної промисловості України і Міністерства фінансів України 
«Про внесення змін до Порядку проведення розрахунків за природ‑
ний газ, теплопостачання і електроенергію» від 16.03.2016 №174/369, 
зареєстровано в Мінюсті 22.03.2016 за №420/28550.

Позитивна подія для компанії

Вдосконалено діючий механізм фінансування видатків на оплату пільг 
та субсидій населенню, а до джерел фінансування додатково залу‑
чено надходження від сплати зобов’язань Нафтогазу та Укртрансгазу 
з податку на додану вартість, що дозволило забезпечити належне 
виконання соціально орієнтованої бюджетної програми, забезпечити 
гарантовані розрахунки виробників теплової енергії та газопоста‑
чальних компанії за відпущений для потреб населення природний газ 
та стабільні джерела фінансування відповідних видатків.

Послаблення механізмів для забезпечення платіжної дисципліни 

ТКЕ

Прийнято Закон від 3.11.2016 р. №1730‑VIII «Про заходи, спрямовані на 
врегулювання заборгованості теплопостачальних та теплогенеру‑
ючих організацій та підприємств централізованого водопостачання 
і водовідведення за спожиті енергоносії», який передбачає запро‑
вадження комплексу механізмів врегулювання взаємовідносин 
суб’єктів енергетичних ринків, зокрема: 
– мораторій на виконавче провадження та примусове виконання 
судових рішень щодо зобов’язань ТКЕ перед компанією за природ‑
ний газ; 
– заборону на нарахування неустойки, інфляційних нарахувань, 
процентів річних у зв’язку з неналежним виконанням контрагента‑
ми компанії умов укладених договорів; 
– списання непогашених зобов’язань ТКЕ з оплати неустойки, 
інфляційних нарахувань, процентів річних, без джерел покриття 
витрат, яких зазнала компанія.

Негативна подія для компанії

Станом на березень 2017 року на виконанні в органах державної 
виконавчої служби України перебувало 2 776 виконавчих прова‑
джень зі стягнення заборгованості за виконавчими документами на 
користь компанії на загальну суму 21,7 млрд грн.
Частиною 3 ст.7 Закону № 1730 передбачено, що на заборгованість 
за природний газ, використаний для виробництва теплової та 
електричної енергії, надання послуг з централізованого опалення 
та постачання гарячої води, погашену до набрання чинності цим 
Законом, неустойка (штраф, пеня), інфляційні нарахування, процен‑
ти річних не нараховуються, а нараховані підлягають списанню з 
дня набрання чинності цим Законом. При цьому п.16 ч.1 ст.39 Закону 
України «Про виконавче провадження» наслідком списання зазна‑
ченої заборгованості є закінчення виконавчого провадження.
Положення Закону потенційно можуть бути застосовані до 2 160 
виконавчих проваджень зі стягнення заборгованості на загальну 
суму 17 млрд грн, з якої: 
‑ реструктуризації на 5 років підлягають 11,0 млрд грн;
‑ списанню – 5,9 млрд грн (3,6 млрд грн з моменту набрання 
чинності законом; 2,3 млрд грн за умови повного виконання тепло‑
генеруючими та теплопостачальними організаціями договору про 
реструктуризацію заборгованості).
Крім цього, у зв’язку із набранням чинності Закону № 1730 в судах 
збільшилась кількість справ, предметом яких є застосування ч. 3 
ст.7 цього Закону.

З моменту набуття чинності постанови №1086 компанія постійно стикається із спробами спротиву з боку ТКЕ та окремих органів виконавчої 
влади, які вчиняють дії для повернення старої системи розрахунків та узаконення умов для ухилення від оплати за куплений у Нафтогазу 
природний газ. 

Попри те, що Нафтогаз не раз запобігав спробам підприємств та виконавчих органів внести ряд суттєвих змін до порядку розподілу коштів, 
які б могли призвести до значного зниження обсягу перерахування коштів на рахунки компанії, протягом 2016 року механізм функціонуван‑
ня розподільних рахунків змінювався тричі, що дозволило збільшити частку відрахування коштів для ТКЕ та зменшити обсяг розрахунків 
цих підприємств з Нафтогазом.

Регуляторні зміни

Вплив змін на функціонування компанії

Зменшення вимог до страхового запасу

Прийнято Закон України від 22.09.2016 р. № 1541‑VIII «Про внесення 
зміни до статті 12 Закону України «Про ринок природного газу», 
положеннями якого закріплено максимальний рівень страхового 
запасу газу в розмірі не більше 10% запланованого місячного обсягу 
постачання природного газу споживачам на наступний місяць із 
умовою щорічного визначення відсотка рішенням уряду (поста‑
новою Кабінету Міністрів України від 16.11.16 № 860 встановлено 
страховий запас природного газу в 2016 і 2017 роках у розмірі нуль 
відсотків).

Нейтральна подія для компанії

Компанія вважає діючий механізм формування та використання 
страхового запасу таким, що відстає від розвитку ринку газу, зо‑
крема, після впровадження Закону України «Про ринок природного 
газу», та рекомендує змінити цей механізм.
З урахуванням кращої практики держав‑членів ЄС компанія 
переконана, що відповідальність за створення страхового запасу 
тепер може бути покладена виключно на постачальників захищених 
споживачів (крім обсягів, що постачаються в рамках спеціальних 
обов’язків), а обсяг необхідного страхового запасу має бути розра‑
хований Міненерговугілля на базі аналізу наявних ризиків перери‑
вання постачання.

Порядок розподілу коштів, сплачених споживачами ТКЕ

Прийнято постанову Кабінету Міністрів України від 18.12.15 №1086 
«Про внесення змін до постанови Кабінету Міністрів України від 18 
червня 2014 р. №217», якою запроваджено новий механізм розподі‑
лу коштів, що надійшли від споживачів теплової енергії на спецра‑
хунки ТКЕ (принципово змінено порядок розподілу коштів з метою 
забезпечення справедливого та прозорого механізму розподілу та 
балансу інтересів усіх учасників розрахунків, які змінились у зв’язку 
з набуттям чинності Закону України «Про ринок природного газу»).

Позитивна подія для компанії

Зміна алгоритму розподілу коштів призвела у 2016 році до таких 
позитивних результатів:
‑  покращення розрахунків ТКЕ за спожитий природний газ, 

відпущений компанією;

‑  виконання вимог укладеного з МВФ Меморандуму про еконо‑

мічну та фінансову політику щодо повернення до механізму 
коригуючого коефіцієнта;

‑  забезпечення гарантованих надходжень на рахунки ТКЕ для 

фінансування витрат на оплату праці, внесків на загально‑
обов’язкове державне соціальне страхування та сплату податків 
і зборів;

‑  урахування пільг та субсидій;
‑  запрорвадження стимулів за своєчасні розрахунки за природ‑

ний газ;

‑  забезпечення гарантованих надходжень новим учасникам 

ринку природного газу.

Оновлений алгоритм розподілу коштів тільки за перші три місяці 
своєї дії дозволив збільшити надходження на рахунки компанії на 
1,1 млрд грн.
Головним здобутком постанови №1086 було повернення до складу 
механізму розподілу коштів коригуючого коефіцієнта, цінність якого 
полягає в унеможливленні ухилення ТКЕ від своєчасних та повних 
розрахунків. Так, зміни у вторинному законодавстві, внесені з метою 
зниження обсягу розрахунків ТКЕ з компанією, або пряме ухилення 
від розрахунків мають лише короткостроковий результат для ТКЕ, 
оскільки при зниженні рівня розрахунків ТКЕ у поточному періоді за 
рахунок коригуючого коефіцієнта збільшуються нормативи відраху‑
вання коштів на рахунки компанії у майбутніх періодах. 

90

91

РІЧНИЙ 

ЗВІТ

2016

Д Е   М И   З А Р А З

ПЕРШІ ПІДСУМКИ РЕФОРМИ РИНКУ ГАЗУ

Вже третій рік поспіль Нафтогаз активно 
бере участь у просуванні реформ в 
енергетичній галузі. Збройний конфлікт 
на сході України загострив питання 
енергетичної незалежності держави, 
здобути яку можна лише шляхом доко‑
рінних і подекуди болючих перетворень.

2016 рік був показовим для оцінки 
ефективності реформи ринку газу. 
Конкурентне середовище на ринку так і 
не було створене, проте кілька зрушень 
відбулося як у групі Нафтогаз, так і в 
газовому секторі.

З 1 січня 2016 усі тарифи на транспорту‑
вання газу визначаються регулятором. 
Для транскордонних точок установле‑
но тарифи на основі методології RAB 
(regulatory asset base – регуляторна 
база активів), яка є загальноприйнятою і 
застосовується для визначення обґрун‑
тованих тарифів на послуги природних 
монополій у країнах Енергетичного 
Співтовариства. Очікувалось, що у квітні 
2017 року буде завершено перехід на 
тарифи на основі RAB. 

У квітні 2016 року у компанії запрацю‑
вала наглядова рада. Цей незалежний 
орган перебрав на себе низку функцій, 
які раніше виконував уряд. Разом з 
цим, наглядова рада ще не володіє 
достатньо широкими повноваженнями 
та відповідальністю щодо контролю над 
діяльністю правління компанії. Як це 
передбачено Планом дій щодо корпо‑
ративного управління, з квітня 2017 року 
мав набрати чинності цільовий статут, 
який би надав наглядовій раді повнова‑
ження, визначені рекомендаціями ОЕСР. 
Політичне втручання було зменшене, 
а компанія здобула більшу довіру 
міжнародних кредиторів і партнерів. 
Завдяки внутрішньому аудиту, управлін‑
ню ризиками, комплаєнсу та прозорим 
закупівлям Нафтогаз тепер має ефек‑
тивні механізми захисту від небажаних 
впливів.

Безпрецедентна відкритість компанії та 
ринкове ціноутворення в нерегульова‑
ному сегменті дозволили демонополі‑
зувати імпорт і оптовий сегмент ринку 
природного газу: кількість і частка при‑
ватних компаній зростають. Наприклад, 
частка приватних імпортерів у загально‑
му обсязі імпортованого газу зросла з 
7% у 2015 до 26% у 2016 році.

У квітні‑травні 2016 було встановлено 
єдиний рівень ціни на природний газ 
як товар для побутових споживачів та 
ТКЕ, які виробляють теплову енергію для 
населення, на рівні паритету з ціною 
імпортованого газу.

У липні 2016 Кабінет Міністрів України 
разом із Секретаріатом Енергетич‑
ного Співтовариства, ЄБРР та іншими 
міжнародними партнерами України 
затвердили план відокремлення опера‑
тора газотранспортної системи. Повна 
імплементація цього плану гарантує 
створення по‑справжньому незалеж‑
ного оператора, який би відповідав 
європейським стандартам ефективності 
та професійності. 

У вересні 2016 року Верховна Рада ухва‑
лила Закон «Про Національну комісію, 
що здійснює державне регулювання 
у сферах енергетики та комунальних 
послуг». Закон став суттєвим кроком 
вперед, сформувавши базові передумо‑
ви для створення незалежного регуля‑
тора ринку. Тепер треба, щоб він почав 
діяти.

Незважаючи на зазначені точкові успіхи, 
у 2016 році реформа ринку природного 
газу загальмувала. Експерти зауважу‑
ють, що існує значний ризик її згортання 
та повернення до історичних проблем, 
включно із загрозами енергетичній 
безпеці та добробуту громадян. 

Значно відстає від графіку виконання 
затверджених урядових планів реформи 
корпоративного управління та відокрем‑
лення функції оператора ГТС («анбанд‑
лінгу»).

Разом з цим, поточний стан може бути 
використаний як стартовий майдан‑
чик для перезапуску реформи ринку 
природного газу, включно із рішучими 
кроками, направленими на вирішення 
фундаментальних проблем ринку. 

Створення конкурентного 

оптового та роздрібного ринку 

природного газу 

Нафтогаз реалізує газ власного 
видобутку та імпортований газ визна‑
ченим регіональним газопостачальним 
компаніям (облгаззбутам) для подальшої 
поставки усім побутовим споживачам 
України. Ці компанії де‑факто моно‑

польно працюють на пільгових умовах 
у сегменті постачання газу населенню. 
Нафтогаз не може вийти на роздрібний 
ринок і конкурувати з монополіста‑
ми‑облгаззбутами через спеціальний 
обов’язок, покладений на компанію Кабі‑
нетом Міністрів України, продавати газ 
для населення облгаззбутам. 

Ситуація ускладнюється тим, що 
більшість газорозподільчих мереж і 
регіональних газопостачальних компа‑
ній належать домінуючій бізнес‑групі. 
Забезпечення ефективного відокрем‑
лення операторів ГРМ є важливим для 
подальшого відкриття і розширення 
ринку. 

Секретаріат Енергетичного Співтова‑
риства висловлював подив з приводу 
ситуації в сегменті постачання газу для 
населення. Нафтогаз готовий скласти 
конкуренцію регіональним газопоста‑
чальним компаніям та забезпечувати 
населення природним газом без 
посередників. У квітні 2017 року компанія 
звернулася з відповідними пропозиціями 
до уряду. 

На момент публікації цього звіту не при‑
йнято вторинне законодавство, насам‑
перед Кодекс газотранспортної системи 
України, який встановить «правила гри» 
на ринку і відповідатиме стандартним 
мережевим кодексам ЄС і вимогам 
Третього енергетичного пакету, зокрема 
Директиві 2009/73/ЄС «Щодо спільних 
правил для внутрішнього ринку природ‑
ного газу» та Регламенту ЄС 715/2009 
«Про умови доступу до мереж транспор‑
тування природного газу». Укртрансгаз 
здійснює розробку відповідних змін до 
законодавства.

Остаточна лібералізація цін на 

природний газ 

У квітні 2018 очікується повна лібера‑
лізація цін на природний газ. Може 
статися так, що в той час ринкова ціна 
газу доступного для України буде вищою 
за регульовану. Тому треба заздалегідь 
вжити заходів, щоб зменшити соціальну 
напругу та зберегти ринкові перетво‑
рення, а саме:  

1.  забезпечити умови для появи хоча б 

одного альтернативного постачаль‑
ника в сегменті реалізації природно‑

го газу населенню, який би стриму‑
вав підвищення ціни домінуючим 
постачальником; 

2.  унести зміни до вторинного зако‑

нодавства з метою імплементації 
мережевих кодексів ЄС, зокрема‑
щодо добового балансування, що 
сприятиме появі нових учасників 
ринку, європейських компаній, у тому 
числі в сегменті реалізації кінцевим 
побутовим споживачам;

3.  розробити та запровадити механізми 

врегулювання заборгованості підпри‑
ємств теплоенергетики за спожитий 
природний газ та забезпечення їх 
платіжної дисципліни, який буде при‑
йнятним на початковому етапі після 
лібералізації ціни;

4.  запровадити ефективний механізм 

відносин оптових продавців при‑
родного газу з газопостачальними 
підприємствами, який забезпечить 
платіжну дисципліну останніх;

5.  покращити механізм прямих субсидій 

з метою стимулювання енергоефек‑
тивності та забезпечення прозорості 
їх нарахувань шляхом часткової 
монетизації зекономленої частини, 
урахування сезонності використання, 
поступового зниження соціальних 
норм та підвищення рівня обов’яз‑
кового платежу відповідно до росту 
реальних доходів тощо;

6.  забезпечити якісне та вчасне 

виконання Закону України «Про 
Національну комісію, що здійснює 
державне регулювання у сферах 
енергетики та комунальних послуг» 
№

 1540‑VIII від 22.09.2016, зокрема 

щодо ротації членів Регулятора;

7.  шляхом невідступного та вчасного 

виконання заходів, передбачених за‑
твердженим Планом корпоративного 
управління Нафтогазу, забезпечити 
ефективний державний контроль за 
діяльністю компанії у цивілізований 
спосіб; 

8.  протягом визначеного початкового 

етапу продовжити використання 
поточних рахунків зі спеціальним 
режимом для зарахування коштів, що 
надходять як плата за використаний 
природний газ від населення та 
підприємств теплоенергетики;

9.  провести роз’яснювальну роботу 

через засоби масової інформації, 

круглі столи та інше, щоб роздрібні 
споживачі знали про свої можливості 
щодо зміни постачальників газу.

Відокремлення функцій операто-

ра ГТС

Оператором ГТС України сьогодні є 
Укртрансгаз. Як член Енергетичного 
Співтовариства Україна взяла на себе 
зобов’язання відокремити функцію 
управління оператором ГТС відповідно 
до вимог енергетичного законодавства 
ЄС, зокрема Третього енергетичного 
пакета, обравши найжорсткішу модель 
відокремлення власності (FOU). 

Процес відокремлення оператора ГТС 
повинен враховувати економічні інтере‑
си України. Початок передачі активів до 
нового оператора ГТС очікується після 
винесення рішення Стокгольмського 
арбітражу.

Ефективне відокремлення функції опе‑
ратора ГТС від Нафтогазу є необхідною 
передумовою для розвитку вільного та 
конкурентного ринку газу. Складовою 
цього процесу має стати залучення 
кваліфікованого міжнародного партнера, 
що принесе необхідний досвід та стан‑
дарти ефективного управління, провідні 
європейські практики та компетенції. 

В загальному підсумку співпраця з 
провідним західним оператором має 
покращити операційну ефективність 
українського оператора ГТС (у тому 
числі за рахунок оперативного виявлен‑
ня можливих зловживань та запобігання 
корупції) та посилити довіру до україн‑
ського ринку газу з боку європейських 
газових компаній, урядів, інституцій 
тощо. Це має сприяти перенесенню 
точок передачі газу від ПАТ «Газпром» 
до європейських замовників на украї‑
но‑російському кордоні та збереженню 
Україною статусу країни‑транзитера.

10 квітня 2017 року Нафтогаз, Укртран‑
сгаз, Snam S.p.A. (Італія) та Eustream a.s. 
(Словаччина) підписали Меморандум 
про взаєморозуміння щодо спільної 
оцінки можливостей співпраці у вико‑
ристанні та розвитку газотранспортної 
системи (ГТС) України. Документ підпи‑
сали в присутності Міністра енергетики 
та вугільної промисловості України, Комі‑
сара ЄС з енергетики та кліматичних дій 
та Міністра економічного розвитку Італії. 

Серед іншого, документ має на меті 
довгострокове забезпечення стабіль‑

ності транспортування природного 
газу Україною відповідно до стандартів 
європейських ринків, безпечного й 
ефективного використання ГТС України, 
а також прозорого та недискримінацій‑
ного доступу до неї третіх сторін згідно 
із чинним законодавством. В межах 
Меморандуму компанії проведуть спіль‑
ну оцінку можливостей використання 
та посилення газотранспортної системи 
України, щоб забезпечити її ефектив‑
ність та конкурентоспроможність.

Реформа корпоративного управ-

ління Нафтогазу

У жовтні 2015 року Кабінет Міністрів 
підтримав пропозицію щодо схвалення 
Плану дій з корпоративного управління 
Нафтогазу (далі ‑ ПДКУ), який передба‑
чає внесення змін до окремих законів та 
підзаконних актів України.

Нафтогаз став першою державною 
компанією, де запроваджуються стан‑
дарти корпоративного управління ОЕСР. 
Виконання ПДКУ забезпечить ефективне 
та прозоре управління і незалежний 
нагляд за діяльністю компанії. Складо‑
вою частиною реформи є встановлення 
на всіх рівнях компанії системи ефек‑
тивних та життєво необхідних внутрішніх 
контролів, які значно обмежать можли‑
вості для корупції.

На жаль, у 2016 році вкрай важливі 
зміни до законів України, направлені на 
виконання цього плану, не були прийняті. 

Крім того, безумовне виконання 
заходів, передбачених ПДКУ, є клю‑
човим зобов’язанням та умовою для 
Нафтогазу щодо подальшого доступу 
до фінансування ЄБРР на закупів‑
лю природного газу у європейських 
постачальників. Недотримання ПДКУ 
може призвести до необхідності 
дострокового погашення заборгова‑
ності компанії перед ЄБРР, поставити 
під загрозу як енергетичну безпеку 
країни, так і реалізацію запланованих 
реформ у газовому секторі.

Реформа корпоративного управління 
державних підприємств в цілому також 
є умовою для доступу до інших програм 
підтримки України. Відповідно, зволікан‑
ня або неякісне виконання погоджених 
планів реформи створюють значні 
ризики для співпраці країни з міжнарод‑
ними фінансовими організаціями, в т. ч. 
з МВФ. 

93

РІЧНИЙ 

ЗВІТ

2016

92

АНБАНДЛІНГ

 

ДІЮЧА СТРУКТУРА

КМУ

Нафтогаз

Укртрансгаз

Оператор 

ГТС

Оператор 

ПСГ

МЕВПУ*

100%

100%

«Питання власності та/або управління газосховищами 
та газовидобувними потужностями, включно із усіма 
пов’язаними законодавчими та корпоративними 
реформами, мають розглядатися окремо від питання 
відокремлення оператора ГТС та у жодному разі 
не повинні ставити під загрозу необхідні для його 
здійснення процедури».

Секретаріат Енергетичного Співтовариства, Умовне погодження, 06.05.2016

     ЧОМУ НЕОБХІДНО СТВОРИТИ НОВУ КОМПАНІЮ – ОПЕРАТОРА ГТС?

Заснування нової компанії дозволяє створити оператора ГТС, який буде привабливим для міжнародних партнерів, що відкриє додаткові можливості для 
створення в Україні ефективного ринку природного газу, протидії Північному потоку – 2 та схожим проектам, максимізації цінності державних активів

УКРТРАНСГАЗ ЯК ОПЕРАТОР ГТС

Активи зі зберігання природного газу, яке на сьогодні є збитковим і в Україні, і 
в Європі, а також непрофільні активи зі спірною, або навіть від’ємною цінністю 
для акціонера

Непрозора структура менеджменту, яка ускладнює та затримує впровадження 
ефективної системи корпоративного управління відповідно до принципів ОЕСР

«Історичними проблемами» Укртрансгазу, зокрема, спорами із Укрнафтою 
та  Укргаз‑Енерго щодо 11,7 млрд куб. м та 7,7 млрд куб. м природного газу 
відповідно

Надлишкова чисельність персоналу, у 10 разів вища, ніж для деяких схожих 
європейських компаній 

Високий ризик того, що компанія не пройде перевірку потенційних партнерів 
(due diligence)

НОВА КОМПАНІЯ ЯК ОПЕРАТОР ГТС

Лише профільні активи, які задіяні у транспор‑туванні природного газу і які 
створюють чітко визначену цінність для акціонера та замовників

План корпоративного управління передбачає побудову ефективної системи 
за принципами корпоративного управління ОЕСР з нуля, що дозволить 
уникнути протидії старої  системи

Жодних історичних проблем

Лише персонал, необхідний для ефективного і безпечного виконання 
функцій оператора ГТС

Чиста і прозора компанія

КЛЮЧОВІ АСПЕКТИ ОБРАНОЇ МОДЕЛІ ВІДОКРЕМЛЕННЯ ОПЕРАТОРА ГТС

Схема реструктуризації 

згідно із затвердженим 

Планом відокремлення

МОДЕЛЬ «ПОВНОГО ВІДОКРЕМЛЕННЯ 

ВЛАСНОСТІ» (FOU)

Хоча найкраща практика – це коли оператор ГТС 

є власником активів, як виключення, можливе 

надання йому наближених до власності прав, 

за умови повного розмежування функцій щодо 

контролю над оператором та видобувником/

постачальником між різними органами влади

СТВОРЕННЯ НОВОЇ КОМПАНІЇ-ОПЕРАТОРА ГТС

Створення прозорої та ефективної компанії, не 

обтяженої історичними проблемами Укртрансгазу 

та привабливої для західного партнера

МЕВПУ* УПРАВЛЯЄ КОРПОРАТИВНИМИ 

ПРАВАМИ ДЕРЖАВИ В ПАТ «МГУ»

МЕВПУ є акціонером ПАТ «МГУ», при цьому, 

МЕВПУ не може здійснювати контроль над 
діяльністю компаній у сфері виробництва/

постачання енергії. Наприклад, МЕВПУ не може 

бути акціонером Укргідроенерго та Енергоатома

ВПРОВАДЖЕННЯ СИСТЕМИ КОРПОРАТИВНОГО 

УПРАВЛІННЯ ЗГІДНО ІЗ ПРИНЦИПАМИ ОЕСР

Незалежність оператора ГТС має бути 

забезпечена за допомогою високопрофесійної 

наглядової ради з більшістю незалежних членів, 

системи ефективних внутрішніх контролів

ДО УПРАВЛІННЯ ГАЗОТРАНСПОРТНОЮ 

СИСТЕМОЮ МОЖЕ БУТИ ЗАЛУЧЕНИЙ ЗАХІДНИЙ 

ПАРТНЕР

Закон передбачає можливість залучення 

партнера із країни‑члена Енергетичного 

співтовариства чи США до управління ГТС

РЕСТРУКТУРИЗАЦІЯ ГАЗОСХОВИЩ 

НЕ Є ЧАСТИНОЮ «АНБАНДЛІНГУ»

Реструктуризація/передача газосховищ 

повинна розглядатись окремо за результатами 

ґрунтовного аналізу найбільш ефективного 

способу їх використання 

* МЕВПУ – Міністерство енергетики та вугільної промисловості України

НОВА СТРУКТУРА

КМУ

Нафтогаз

Майбутній 

оператор ГТС 

Наглядова рада з більшістю 

незалежних директорів

Наймає професійний 

менеджмент 

Укртрансгаз

Оператор 

ГТС

Передача активів та ресурсів

Оператор 

ПСГ

МЕВПУ*

ЗАХІДНИЙ 

ПАРТНЕР

100%

100%

до рішення у Стокгольмі: поступове 

переведення, в першу чергу, нових для 
ринку функцій

після рішення у Стокгольмі: повна 

передача газотранспортних активів 
та функцій, визначених менеджментом, 
новому оператору ГТС

Рішення щодо реструктуризації 
прийматимуться на основі 
комплексного аналізу опцій 
найбільш ефективного 
використання ПСГ. Проект 
розпочато з Європейською 
Комісією

94

95

РІЧНИЙ 

ЗВІТ

2016

Д Е   М И   З А Р А З

Після затвердження нового Статуту 
 Нафтогазу постановою Кабінету Міністрів 
України №1002 у травні 2016 року було впер‑
ше утворено незалежну cлужбу управління 
ризиками Нафтогазу, яка розпочала роботу 
у листопаді 2016 року. Основною метою 
cлужби є забезпечення ефективного управ‑
ління ризиками та контролю для досягнення 
поточних та стратегічних цілей компанії та 
підприємств групи Нафтогаз.

Нову нормативно‑правову базу та документи 
з управління ризиками (Політика з управлін‑
ня ризиками, Методика управління ризиками, 
Регламент управління ризиками) було розро‑
блено, ґрунтуючись на положеннях міжна‑
родних стандартів (ISO/IEC 31010:2009 Управ‑
ління ризиками – Методи оцінки ризику, ISO 
31000:2009 Управління ризиками – Принципи 
та керівні вказівки) та найкращих практиках 
у сфері управління ризиками, із залученням 
міжнародних консультантів та експертів.

У лютому 2017 року в групі Нафтогаз було 
розпочато початкову оцінку ризиків на основі 
переглянутої методології. Перша фаза оцінки, 
під час якої було виявлено суттєві ризики, 
властиві для групи Нафтогаз, ґрунтувалась 
на попередній роботі з оцінки ризиків, що 
проводилась у компанії.

Друга фаза початкової оцінки ризиків перед‑
бачає створення повного звіту за результата‑
ми початкової оцінки ризиків групи Нафтогаз. 
У подальшому оцінка ризиків групи Нафтогаз 
буде проводитись щокварталу та щорічно, 
а також у разі настання ризикової події.

Основні виявлені ризики, що можуть спричи‑
нити істотний негативний вплив на виробничі 
показники, грошові потоки та фінансовий 
стан групи Нафтогаз, наведено нижче.

Ключовий пріорітет – вдоскона-

лення системи закупівель
Для підвищення прозорості та 
стандартизації процеса закупівель 
Нафтогаз у 2017 році прийняв нову 
політику закупівель для підпри‑
ємств групи. В рамках побудови 
оновленого процесу закупівель 
групою плануються наступні кроки:

‑ посилення процедур внутріш‑
нього контролю щодо закупівель 
через впровадження функції 
комплаенсу та управління ризи‑
ками, а також посилення функції 
фінансового контролю на рівні 
групи в цілому,

‑ впровадження ретельних проце‑
дур контролю ризиків контрагентів 
та запобігання конфліктів інтересів 
співробітників

‑ впровадження категорійного ме‑
неджменту на підприємствах групи, 

а також створення закупівельних 
стратегій для типових закупівель,

‑ сприяння конкурентності закупі‑
вель, орієнтація на прямі контракти, 
мінімізація відносин з посередниками 
з метою отримання більш ефективних 
цінових пропозицій,

‑ впровадження та використання 
аналітичних інструментів, у тому числі 
проведення системного аналізу ринків 
та бенчмаркінгу закупівельних цін, 
створення баз даних контрагентів, цін 
та видів робіт, покращення системи 
електронного документообігу,

‑ покращення діалогу з ринком та 
побудова прозорих, довгострокових та 
довірливих відносин з контрагентами.

Нафтогаз вживає усіх можливих 
заходів для досягнення найшвидшого 
результату від впроваджених змін вже 
у 2017 році.

ОСНОВНІ РИЗИКИ

Техніко-експлуатаційні ризики

Охорона праці, еко-

логічна та промисло-

ва безпека

Характер операційної діяльності Нафтогазу та компаній групи Нафтогаз передбачає небезпеку 
для здоров’я та навколишнього середовища. Процеси та хімічні речовини, що використовують‑
ся під час видобування та виробництва, а також транспортування і зберігання газу та нафти, 
можуть підвищити ймовірність настання серйозного інциденту та численних нещасних випадків, 
виникнення небезпеки для навколишнього середовища та втрати активів/припинення опера‑
ційної діяльності. Застаріле обладнання та технології виробництва, а також неналежні організа‑
ція та проведення робіт можуть призвести до збільшення ризику.
Заходи, спрямовані на нівелювання цих ризиків, включають навчання, запровадження сучасних 
методів експлуатації, діагностики, реконструкції та модернізації існуючих потужностей.

Геологічні ризики

Геологічні ризики є складовою діяльності з видобування нафти і газу, призводять до невизна‑
ченості щодо рівнів наявних вуглеводнів і пов’язані з ліцензійними ділянками, на яких здійсню‑
ється розробка та видобування. Ситуація в Україні ускладнилась у зв’язку з відносно низькою 
якістю геологічних відомостей та застарілим обладнанням і технологіями, що використовуються 
Укргазвидобуванням та Укрнафтою, та можуть призвести до збільшення витрат на буріння та 
зменшення обсягів видобутого газу, що в свою чергу загрожує досягненню однієї зі стратегіч‑
них цілей Нафтогазу – зберегти та примножити можливості розвідки і видобутку.
Група здійснює постійну співпрацю із науково‑технічними інститутами України у сфері покра‑
щення якості геологічної розвідки. Укргазвидобування розпочало активну модернізацію облад‑
нання для зменшення вартості та покращення ефективності буріння та видобування газу.

Виконання інвести-

ційної програми

Відсутність доступу до капіталу, слабкі внутрішні можливості та системи постачання можуть 
бути викликом як для успішного виконання теперішньої роботи з технічного обслуговування, так 
і для запланованого зростання інвестицій для групи Нафтогаз.
При недостатньому рівні ліквідності група Нафтогаз розглядає різні шляхи залучення коштів під 
інвестиційні проекти, в тому числі за рахунок позик на міжнародних фінансових ринках. 

Ризики, пов’язані з ринками

Нормативно-правова 

база внутрішнього 

ринку

1 жовтня 2015 року уряд України схвалив покладення спеціальних обов’язків (ПСО) на учасників 
ринку природного газу, зокрема Нафтогаз, для забезпечення загальносуспільних інтересів у 
процесі функціонування ринку газу до 1 квітня 2017 року. 22 березня 2017 року термін дії ПСО 
продовжено до квітня 2018 року.
Крім того, Нафтогаз був зобов’язаний постачати газ за регульованими цінами безпосередньо 
підприємствам теплокомуненерго і через регіональних постачальників – населенню, що разом 
становить понад 50% і 60% внутрішнього споживання у 2016 та 2017 роках, відповідно.
За відсутності затвердженого механізму компенсації за продаж газу за регульованими цінами 
Нафтогаз змушений перехресно субсидувати втрати від регульованих сегментів (наприклад, 
централізоване теплопостачання) прибутками від інших видів діяльності.
Водночас, реалізуючи газ контрагентам з фінансово нестійкою бізнес‑моделлю, як наприклад 
підприємства теплокомуненерго (ТКЕ) та регіональні постачальники, Нафтогаз несе високі 
ризики несплати. Станом на 31 грудня 2016 року загальна заборгованість ТКЕ перед Нафтога‑
зом сягнула понад 28,3 млрд грн, а регіональних постачальників – 21,9 млрд грн. Неможливість 
стягнення цих боргів є істотним ризиком для Нафтогазу, і без належних дій уряду це серйозно 
зашкодить поточній ліквідності та сталому розвитку компанії.
З метою підвищення ефективності функціонування ринку газу в Україні Нафтогаз ініціює обго‑
ворення низки змін до вторинного законодавства, які покликані зменшити ризики незакритих 
небалансів для оператора ГТС, полегшити роботу користувачів мережі, забезпечити справедли‑
вість дій оператора ГТС щодо балансування та зменшити фінансове навантаження на поста‑
чальників.

Сезонна ліквідність

Діяльність групи має сезонний характер: обсяг реалізації природного газу та послуг з його 
транспортування протягом опалювального сезону становить близько 70% річного обсягу. Протягом 
цього пікового періоду грошові надходження за реалізовані товари та послуги суттєво зроста‑
ють, але протягом літнього періоду обсяги продажу низькі, а обсяги закупівель газу на зимовий 
сезон – високі. У зв’язку з цим виникає потреба в додаткових фінансових ресурсах для фінансу‑
вання закачування природного газу до підземних сховищ газу (ПСГ).
Група залучає додаткових кредитних коштів на іноземних фінансових ринках за нижчими про‑
центними ставками для покриття витрат на закачування природного газу до ПСГ.

96

97

РІЧНИЙ 

ЗВІТ

2016

Д Е   М И   З А Р А З

Запуск Турецького 

потоку та Північного 

потоку 2

На сьогодні здійснюється реалізація двох проектів газопроводів, запуск яких очікується у 2019 
році та які дозволять транспортування газу з Росії до країн ЄС і Туреччини в обхід України:
1.  Угода про будівництво газопроводу Турецький потік, підписана 10 жовтня 2016 року між уря‑

дами Росії та Туреччини, передбачає пропускну спроможність 31,5 млрд куб. м/рік.

2.  Угода про будівництво газопроводу Північний потік 2, підписана у 2015 році, передбачає 

пропускну спроможність 55 млрд куб. м/рік.

Реалізація проектів може призвести до повної втрати доходу Нафтогазу від транзиту газу з Росії 
до країн ЄС та Туреччини, починаючи з 2019 року. Загальний дохід Нафтогазу від транзиту газу у 
2016 році склав 60 млрд грн. 
З метою диверсифікації споживачів послуг з транспортування та зберігання природного газу 
Нафтогаз здійснює діяльність для організації єдиного східноєвропейського газового хабу, а 
також сприяє створенню цілісного інфраструктурного та комерційного газового простору між 
Україною, Польщею, Словаччиною, Угорщиною та Румунією.

Макроекономічні ризики

Валютні ринки

Група Нафтогаз здійснює свою операційну діяльність на території України і її залежність від 
валютного ризику визначається, головним чином, необхідністю закупівель природного газу в 
іноземних постачальників, пропозиції яких в основному деномінуються у євро та доларах. За‑
боргованість групи Нафтогаз в іноземній валюті на 31 грудня 2016 року становила 2,1 млрд дол.
Можливості Нафтогазу хеджувати ризик на місцевому ринку обмежені через специфіку україн‑
ського ринку хеджування, зокрема:
1)  обсяги ринку валютних форвардів не можуть задовольнити потреби компанії, а вихід на цей 

ринок може спричинити суттєві коливання курсу національної валюти;

2)  наявність обмежень, визначених нормативно‑правовою базою.
З набуттям чинності Законом України «Про ринок природного газу» з 1 жовтня 2015 року компа‑
нія самостійно щомісячно визначає ціни для промислових та комерційних споживачів природ‑
ного газу, що не підпадають під дію ПСО.
Нафтогаз здійснює постійний аналіз стану валютного ринку України та залежно від його 
кон’юнктури приймає рішення щодо валюти, в якій зберігаються залишки коштів на рахунках (з 
урахуванням законодавчих актів Національного банку України з цього питання).

Локальні економічні 

умови

Зростання курсу іноземних валют разом з підвищеною інфляцією може серйозно вплинути на 
купівельну спроможність населення та, відповідно, на можливість споживачів сплачувати за 
спожитий газ за цінами, що узгоджуються з витратами на імпорт.
Стабілізація економічної та політичної ситуації в країні, зростання ВВП, а також дії уряду, спря‑
мовані на підвищення купівельної спроможності населення, дозволять Нафтогазу перейти на 
ринковий підхід у ціноутворенні, тим самим зменшити вплив ризику.

Реформа корпоративного управління

Виконання Плану дій 

щодо корпоративно-

го управління (ПДКУ)

У результаті невиконання ПДКУ, ухваленого рішенням уряду 5 грудня 2015 року, система уряду‑
вання Нафтогазу залишається застарілою та неефективною. Хоча й було досягнуто значного 
прогресу у виконанні компанією зобов’язань, передбачених цим планом, запровадження ефек‑
тивної системи урядування, яка б відповідала міжнародним стандартам, вимагає активних дій з 
боку уряду у відповідності із ПДКУ.
Крім впливу на корпоративне урядування, затримка виконання ПДКУ створює значний ризик 
для ліквідності Нафтогазу, спричинений впливом на кредитування від міжнародних фінансових 
організацій, на загальну суму приблизно 800 млн дол.
З метою нівелювання цього ризику компанія неодноразово порушувала питання запровадження 
ефективної системи корпоративного управління під час зустрічей з представниками уряду.

Корпоративна структура та розвиток

Процес відокрем-

лення (анбандлінґу) 

оператора ГТС

У липні 2016 року уряд України ухвалив План анбандлінґу, спрямований на відокремлення діяль‑
ності з транспортування природного газу від його видобутку та постачання відповідно до вимог 
Третього енергетичного пакета ЄС та Закону України «Про ринок природного газу» . Сумлінне 
виконання цього плану є одним з важливих компонентів лібералізації ринку газу і його подаль‑
шої інтеграції до ринку природного газу ЄС.
Станом на дату складання цього звіту відзначено істотні затримки та невідповідності стосовно 
виконання плану. Існує суттєвий ризик того, що зафіксоване відхилення від ухваленої концеп‑
ції анбандлінґу стане на заваді утворенню незалежного, професійного та високоефективного 
оператора газотранспортної системи, який би повністю дотримувався вимог енергетичного 
законодавства ЄС. Крім того, така ситуація не дозволить залучити визнаного західного партнера 
до управління газотранспортною системою.
Це може призвести до ситуації, коли оператор не матиме змоги забезпечити недискримінацій‑
ний доступ третім особам і не здобуде довіру користувачів мережі як в Україні, так і за кордо‑
ном. Це може стати прямою загрозою реформі ринку природного газу.

Можливе 

відокремлення 

Укргазвидобування

Стратегія Нафтогазу передбачає цілісний підхід, завдяки якому кожен зі складових елементів 
компанії може виграти від поєднання професійних навичок і фінансових можливостей групи. 
Нафтогаз зобов’язується сприяти енергетичній незалежності України, зокрема шляхом викори‑
стання вигоди від масштабу, а також синергії горизонтальної та вертикальної інтеграції.
У разі якщо Укргазвидобування відокремиться від групи Нафтогаз, існуватимуть істотні ризики 
того, що інвестиційна програма та пов’язане з нею зростання видобутку газу не будуть вчасно 
здійснені. Крім того, існує ймовірність того, що Нафтогаз нестиме додаткові витрати та ризики 
для того, щоб продавати газ на виконання спеціальних обов’язків, покладених на нього урядом 
України. 

Антитерористична операція (АТО)

Проведення АТО на 

сході України

Бойові дії у Східних регіонах України (зона проведення АТО) погіршують здатність компаній гру‑
пи Нафтогаз підтримувати критично важливі процеси, забезпечувати виробництво необхідної 
продукції та надання послуг або змушують компанії нести додаткові експлуатаційні витрати.

Наслідки анексії 

Криму Росією

У березні 2014 року незаконна влада окупованого Криму ухвалила рішення про націоналізацію 
майна Чорноморнафтогазу, яке згодом було внесено до статутного капіталу незаконно створе‑
ної компанії Кримське республіканське підприємство (КРП) «Чєрноморнєфтєгаз». До окупації АР 
Крим Російською Федерацією Чорноморнафтогаз здійснював повний комплекс робіт, починаю‑
чи з пошуку та розвідки нових родовищ і закінчуючи видобуванням та постачанням вуглевод‑
невої продукції кінцевим споживачам.
У серпні 2014 Чорноморнафтогаз був перереєстрований у Києві. Наразі компанія контролює 
Стрілкове газове родовище, розміщене на Арабатській стрілці, що знаходиться поблизу с. 
Стрілкове Генічеського району Херсонської області, та пропри складнощі забезпечує газом 
населення Генічеського району, а також бере участь у зборі доказів російської агресії.
Збереження Чорноморнафтогазу як юридичної особи після незаконного захоплення Росією 
активів Нафтогазу в Криму було одним з ключових завдань компанії в 2016 році. Нафтогазу 
вдалося не допустити банкрутства цієї дочірньої компанії та добитися розробки парламентом 
законопроекту щодо стабілізації її діяльності.
Незважаючи на окупацію Криму Російською Федерацією та підтвердженням обставин форс‑ма‑
жору, кредитори позиваються саме до Чорноморнафтогазу, що паралізує його діяльність. 
Станом на грудень 2016 року Чорноморнафтогаз виступив відповідачем у 105 судових справах 
із загальною сумою позовних вимог 550 млн грн. Чорноморнафтогаз є боржником у 50 вико‑
навчих провадженнях із зовнішніми кредиторами на загальну суму близько 292 млн грн, за 33 з 
яких винесено постанови про арешт коштів і майна. Водночас 95% усієї кредиторської заборго‑
ваності Чорноморнафтогазу (більше 12 млрд грн) припадає на Нафтогаз.

98

Д Е   М И   З А Р А З

18 травня 2017 року Верховна Рада України прийняла законопроект «Про внесення змін до дея‑
ких законодавчих актів України щодо стабілізації діяльності Державного акціонерного товари‑
ства «Чорноморнафтогаз» у зв’язку з тимчасовою окупацією території України» що передбачає 
наступне:
•  мораторій на стягнення заборгованості до 1 січня 2019 року;
•  зупинку виконавчих проваджень і зняття раніше накладених арештів на кошти та майно;
•  продовження строку дії спеціальних дозволів на окупованій території Криму до закінчення 

тимчасової окупації.

Судові процеси

Арбітражні прова-

дження щодо контр-

актів з Газпромом у 

Арбітражному інсти-

туті Торгової палати 

м. Стокгольма

Арбітражні процеси щодо поставки та транзиту газу було ініційовано Нафтогазом в Арбітраж‑
ному інституті Торгової палати м. Стокгольма внаслідок невдалих спроб досягти згоди з Газпро‑
мом шляхом проведення переговорів. Газпром висунув зустрічні претензії.
Суми ретроактивних грошових претензій Нафтогазу становлять 18,0 млрд дол. та 12,3 млрд дол. 
за справами щодо продажу та транзиту газу, відповідно. Сума ретроактивних грошових пре‑
тензій Газпрому становить близько 47,1 млрд дол. і 7 млн дол. по транзиту (усі дані станом на        
29 травня 2017 року з урахуванням відсотків, штрафів та пені).
Хоча представники Нафтогазу та юридичні консультанти впевнені в своїй аргументації, як і в 
усіх арбітражних провадженнях, існує ризик негативного рішення за кожною із справ. Таке 
негативне рішення може суттєво вплинути на фінансово‑господарську діяльність компанії 
та процес реформування ринку газу в Україні. 31 травня 2017 року Стокгольмський арбітраж 
повністю відхилив вимогу Газпрому щодо застосування принципу «бери або плати», а також 
задовольнив вимогу Нафтогазу про перегляд контрактної ціни з урахуванням ринкових умов.
Крім того, трибуналом було повністю скасовано заборону на реекспорт газу, яка містилась в 
контракті.

Ризик вимоги 

АТ «Газпромбанк» 

дострокового пога-

шення кредиту

Задоволення вимоги Нафтогазу до Газпрому в Арбітражному інституті Торгової палати м. 
Стокгольма щодо переведення прав та обов’язків за Контрактом про обсяги та умови транзиту 
природного газу територією України з 2009 року по 2019 рік №ТКГУ від 19 січня 2009 року до 
ПАТ «Магістральні газопроводи України» може призвести до ситуації, коли АТ «Газпромбанк» 
отримає право вимагати дострокового погашення повною мірою Нафтогазом своїх зобов’язань 
за кредитом, виданим у 2012 році, включаючи нараховані відсотки за користування кредитними 
коштами та штрафні санкції. Станом на 31 грудня 2016 року зобов’язання Нафтогазу за креди‑
том перед АТ «Газпромбанк» становили 835,3 млн дол. з терміном погашення до кінця червня 
2018 року.

Арбітражні провадження у ТПС між Нафтогазом і Газпромом

Резюме позовних вимог і зустрічних вимог станом на 29 травня 2017 року

1

СУМА

 РЕТРОАКТИВНИХ

КОМПЕНСАЦІЙ,

ЩО ВИМАГАЮТЬ СТОРОНИ

30,3

 млрд дол.

ПОСТАВКА 

18,0 млрд дол.

14,1 млрд дол. – щодо встановлення
і перегляду  ціни на газ, закуплений
з 20 травня 2011 року до жовтня 2015 року 

Штрафи та проценти

Інші вимоги

2

ТРАНЗИТ 

12,3 млрд дол.

Недопоставки та недоплати за послуги
з транзиту в 2009-2016 роках

3

Інші вимоги

4

47,1

 млрд дол.

ПОСТАВКА 

47,1 млрд дол.

34,5 млрд дол. – санкції за принципом
«бери або плати»

5

 в  2012-2014 роках,

3 кварталі 2015 року та 2-4 кварталах  2016 року

2,2 млрд дол. – стосовно спірної ціни на газ
у 4 кварталі 2013 року та 2 кварталі 2014 року

Штрафи та проценти

ТРАНЗИТ 

0,007 млрд дол.

5 млн куб. м балансуючого газу Газпрому,
який виник у 2014 році

Арбітражний інститут Торгової палати Стокгольма розглядає дві справи:

A. Контракт на поставку – зустрічні позови, подані в 

червні 2014 року. Усні слухання було завершено у 
жовтні 2016 року, а рішення очікуються в 2 кварталі 
2017 року

B. Контракт на транзит - Нафтогаз подав позов у 

жовтні 2014 року, слухання було завершено у грудні 
2016 року, рішення очікується в 2017 році

1

 Суми позовних вимог включають усі грошові вимоги, штрафи та проценти

2 

Інші вимоги Нафтогазу, а саме: внесення змін/заміна незаконних або недійсних та необґрунтованих положень 

контракту на постачання (вигідні для Газпрому річні обсяги газу, принцип «бери або плати», пункт про заборону 
експорту, право на одностороннє призупинення постачання та пункт про обов’язкові продажі) 

3

 включно з порахованими збитками через недоплату, яких Нафтогаз зазнав після 31 липня 2016 року. Компанія 

повернеться до цього питання незадовго до ухвалення трибуналом рішення.

4

 Інші вимоги Нафтогазу, а саме: внесення змін/заміна незаконних або недійсних та необґрунтованих положень 

контракту на транзит відповідно до європейського антимонопольного та енергетичного законодавства (на основі 
тарифів, що відображають витрати, та принципу резервування потужностей), а також застосування Третього 
енергопакета до транспортування російського газу територією України (включно з наданням шипер-кодів)

5

 Стокгольмський арбітраж повністю відхилив цю вимогу

ЧОГО МИ 

ДОСЯГЛИ 

В 2016 РОЦІ