ОАО «Газпром». Финансовые и бухгалтерские отчёты (1998-2017 год)

Деятельность по разведке и добыче газа и нефти

Деятельность  по  разведке  и  добыче  газа  и  нефти  учитывается  по  методу  учета  результативных  затрат
(«продуктивных  скважин»).  Данный  метод  позволяет  своевременно  отражать  положительный  или
отрицательный  результат  нашей  деятельности  по  разведке  и  добыче  нефти  и  газа.  В  соответствии  с  методом
учета  результативных  затрат,  затраты  на  продуктивные  эксплуатационные  и  разведочные  скважины
капитализируются. Затраты на нерезультативные разведочные скважины списываются на расходы по мере того,
как  они  признаются  непродуктивными.    Прочие  затраты  на  осуществление  разведочных  работ  относятся  на
расходы по мере возникновения.

Амортизация  активов,  связанных  с  разведкой  и  добычей  газа  и  нефти,  осуществляется  линейным  способом.
Амортизационные  отчисления  рассчитываются  на  базе  исторической  стоимости  таких  активов.
Международные стандарты финансовой отчетности («МСФО») не требуют начислять амортизацию на активы,
связанные с разведкой и добычей газа, пропорционально объёму выработанной продукции, в первую очередь в
силу  того,  что  специального  стандарта  МСФО,  предусматривающего  порядок  начисления  амортизации  для
нефте- и газодобывающих активов, не существует.  При оценке амортизационных отчислений и анализе сроков
полезного  использования  соответствующих  активов  мы  включали  в  доказанные  запасы  те  объёмы,  которые
будут добыты сверх сроков действия первоначально выданных лицензий, в тех случаях, когда мы имеем право
и  намерение  продлить  срок  действия  таких  лицензий.    Существенное  увеличение  или  сокращение  наших
запасов или сроков действия имеющихся у нас лицензий может привести к сокращению или увеличению сроков
полезного использования наших активов для целей их амортизации.

Резерв на снижение стоимости дебиторской задолженности

Резерв  на  снижение  стоимости  дебиторской  задолженности  создаётся  исходя  из  нашей  оценки
платежеспособности конкретных покупателей.  Если происходит ухудшение кредитоспособности какого-либо
из  наших  крупных  покупателей  или  фактические  убытки  от  невыполнения  обязательств  должниками
превышают наши оценки, фактические результаты могут отличаться от указанных оценок.

Снижение стоимости прочих активов и отражение прочих резервов

По  состоянию  на  каждую  отчетную  дату  мы  проводим  анализ  на  выявление  признаков,  указывающих,  что
возмещаемая  стоимость  наших  активов  стала  ниже  их  балансовой  стоимости.    Возмещаемая  стоимость
представляет  собой  большее  из  двух  значений:  справедливой  стоимости  за  минусом  расходов  по  продаже
актива  и  ценности  его  использования.    При  выявлении  таких  признаков  балансовая  стоимость  актива
списывается  до  его  возмещаемой  стоимости.    Сумма  разницы  между  балансовой  стоимостью  и  возмещаемой
стоимостью отражается в консолидированном отчёте о прибылях и убытках в том периоде, в котором данная
разница была выявлена. Если условия изменяются и руководство определяет, что стоимость актива возросла, то
резерв на снижение стоимости полностью или частично сторнируется.

Отражение  в  учете  обесценения  включает  создание  резервов  на  снижение  стоимости  объектов  капитального
строительства, финансовых вложений, прочих долгосрочных активов и товарно-материальных запасов. Резервы
под обязательства включают, главным образом, резервы по обязательствам по охране окружающей среды и по
пенсионным обязательствам.  Мы отражаем обесценение или начисляем указанные резервы в тех случаях, когда
наш  анализ  показывает,  что  существует  высокая  вероятность  возникновения  обязательства  или  высокая
вероятность  того,  что  стоимость  актива  не  будет  возмещена,  и  при  этом  может  быть  сделана  обоснованная
оценка  соответствующих  резервов.    Наша  оценка  резервов  под  обязательства  основывается  на  фактах,
известных  в  настоящее  время,  и  на  наших  ожиданиях  в  отношении  конечного  результата  от  погашения
обязательства  в  будущем.    Фактические  результаты  могут  отличаться  от  наших  оценок,  и  в  будущем  наши
оценки  могут  меняться  в  положительную  или  отрицательную  стороны  в  зависимости  от  результата  или
ожиданий, основывающихся на фактах, сопровождающих каждое обязательство.

Учитывая специфику нашего производственного цикла, некоторые важные решения по проектам капитального
строительства  принимаются  по  окончании  финансового  года.    Поэтому,  как  правило,  наши  расходы  по
начислению  резервов  или  доходы  от  восстановления  резервов  в  четвёртом  квартале  финансового  года
превышают соответствующие расходы и доходы других кварталов.  Например, в четвертом квартале 2004 года
мы  отразили  доход  от  восстановления  резерва  на  снижение  стоимости,  относящегося  к  объектам
незавершенного  строительства,  в  размере  4 529  млн.  руб.,  тогда  как  расходы  по  начислению  этого  резерва  за
девять  месяцев  2004  г.  составили  178  млн.  руб.    В  четвёртом  квартале  2003  г.  мы  отразили  доход  от
восстановления  резерва  на  снижение  стоимости,  относящегося  к  объектам  незавершенного  строительства,  в
сумме 5 701 млн. руб., в то время как за девять месяцев 2003 г. расходы по начислению этого резерва составили

3 923 млн. руб. В четвёртом квартале 2002 г. мы отразили доход от восстановления резерва на снижение
стоимости, относящегося к объектам незавершенного строительства, в сумме 6 883 млн. руб., в то время как за
девять месяцев 2002 г. расход по начислению этого резерва был равен нулю.

Проценты по займам

Мы  капитализируем  затраты  на  выплату  процентов  по  займам  в  отношении  активов,  отвечающих
соответствующим  критериям  признания,  как  часть  стоимости  объектов  незавершенного  строительства  в
течение периода строительства и подготовки активов к использованию по назначению. Все другие затраты по
займам  списываются  на  расходы.  МСФО  разрешает,  но  не  требует,  капитализацию  затрат  по  займам  в
отношении  квалифицируемых  активов.  Мы  капитализируем  затраты  по  целевым  займам,  привлеченным
специально  для  строительства  объектов,  и  по  займам  общего  назначения,  которые  используются  для
строительства  объектов.  В  отношении  займов  общего  назначения,  затраты  по  займам,  подлежащие
капитализации, определяются путем применения ставки капитализации к кумулятивным затратам по объектам
незавершенного строительства. Ставка капитализации представляет собой средневзвешенный показатель затрат
по займам к общей величине займов. На величину капитализируемых процентов по займам основное влияние
оказывают уровень капитальных затрат на незавершенное строительство, процентные ставки и общая величина
займов.

Условные обязательства по налогам

Российское  налоговое  и  таможенное  законодательство  допускает  различные  толкования  и  подвержено
частым  изменениям.  Наша  интерпретация  данного  законодательства  применительно  к  операциям  и
деятельности компаний Группы может быть оспорена соответствующими региональными или федеральными
органами.  Недавние  события,  произошедшие  в  Российское  Федерации,  указывают  на  то,  что  налоговые
органы  могут  занять  более  жесткую  позицию  при  интерпретации  законодательства  и  проверке  налоговых
расчетов,  и,  возможно,  что  будут  оспорены  операции  и  деятельность,  которые  ранее  не  оспаривались.  Как
следствие,  могут  быть  начислены  значительные  дополнительные  налоги,  пени  и  штрафы.  Налоговые
проверки  могут  охватывать  три  календарных  года  деятельности,  непосредственно  предшествовавшие  году
проверки. При определенных условиях проверке могут быть подвергнуты и более ранние периоды.  Для тех
случаев, когда, по нашему мнению, существует значительное сомнение в сохранении стабильного положения
Группы  с  точки  зрения  налогового  и  таможенного  законодательства,  в  финансовой  отчетности  по  МСФО
признаются надлежащие обязательства.

Затраты на восстановление участков проведения работ и охрану окружающей среды

Затраты  на  восстановление  участков  проведения  работ,  которые  могут  возникнуть  в  конце  срока
эксплуатации  каких-либо наших  производственных объектов,  признаются при наличии текущего правового
или  конструктивного  обязательства,  возникшего  в  результате  событий  прошлых  периодов,  и  вероятности
оттока ресурсов в связи с необходимостью погасить такое обязательство, а также при условии возможности
дать обоснованную оценку данного обязательства. Стоимость амортизируется линейным способом в течение
всего срока эксплуатации этих активов с отнесением на отчет о прибылях и убытках.

МСФО  предусматривает  отражение  обязательств  в  отношении  таких  затрат.  Расчёт  суммы  таких
обязательств и определение времени их возникновения в значительной степени являются оценочными.  Такая
оценка базируется на анализе затрат и техническом обосновании с использованием технологий, имеющихся в
распоряжении  на  данный  момент,  и  выполняется  в  соответствии  с  действующим  на  данный  момент
законодательством  об  охране  окружающей  среды.  Обязательства  по  восстановлению  участков  проведения
работ могут меняться в связи с изменением законов и норм, а также изменением их толкования.

Изменения в международных стандартах финансовой отчетности

За  год  с  декабря  2003  по  декабрь  2004  гг.  Комитет  по  международным  стандартам  финансовой  отчетности
«КМСФО»)  пересмотрел  некоторые  действующие  стандарты  и  принял  несколько  новых  стандартов.    Эти
стандарты вступают в силу в отношении отчетных периодов, начинающихся с 1 января 2005 года, но могут
быть приняты и раньше.  При подготовке консолидированной финансовой отчетности за год, закончившийся
31  декабря  2004  г.,  мы  не  применяли  пересмотренные  или  вновь  принятые  стандарты  досрочно,  за
исключением  МСФО  3  «Объединение  компаний»  («МСФО  3»),  МСФО  36  «Снижение  стоимости  активов»
(пересмотренного  в  2004  г.)  («МСФО  36»)  и  МСФО  38  (пересмотренного  в  2004  г.)  «Нематериальные
активы»  («МСФО  38»),  ни  один  из  которых  не  оказал  существенного  влияния  на  результаты  нашей
деятельности или на финансовое положение.

Некоторые факторы, влияющие на результаты нашей деятельности

Основным  фактором,  влияющим  на  результаты  нашей  деятельности,  является  цена,  по  которой  мы  можем
продать  природный  газ  и  другие  углеводороды  на  международном  рынке  и  в  России.    Другие  факторы,
оказывающие влияние на результаты нашей деятельности, включают:

• влияние колебаний обменного курса рубля к доллару США и евро, а в течение периода до 2003 г. –

влияние изменений покупательной способности рубля в результате инфляции в России;

•  высокое налоговое бремя;
•  процентные ставки;
•  расчёты в неденежной форме;
•  снижение стоимости активов.

Экспортная цена на природный газ

Результаты  нашей  деятельности  в  значительной  степени  зависят  от  экспортных  цен  на  природный  газ.    В
первом  полугодии  2002  г.  произошло  снижение  цен,  выраженных  в  долларах  США,  во  втором  полугодии
2002 г., в течение 2003 и 2004 гг., а также 2005 г. они повышались.  Цены на поставку газа в европейские страны
привязаны  в  основном  к  мировым  ценам  на  нефтепродукты  в  соответствии  с  долгосрочными  договорами  и,
следовательно, колеблются в зависимости от колебаний цен на нефть.  Формула, заложенная в таких договорах,
предусматривает, что наши цены не подвержены таким колебаниям в краткосрочной перспективе, как спотовые
цены  на  нефть,  и  отстают  от  повышения  или  снижения  цен  на  нефтепродукты  приблизительно  на  шесть  –
девять месяцев.

Наша  деятельность  требует  осуществления  существенных  и  постоянных  капитальных  вложений  для
обеспечения работы наших систем по добыче и транспортировке газа.  Продолжительный период низких цен
на газ может ограничить наши возможности по обеспечению необходимого уровня капитальных вложений,
что, в свою очередь, может привести к ограничению наших возможностей по поддержанию текущего уровня
добычи и поставок газа, что негативно отразится на наших результатах.

Директива  Европейского  Союза  («ЕС»)  по  природному  газу  от  22  июня  1998  г.  и  новая,  заменившая  ее,
Директива  по  природному  газу  от  26  июня  2003 г.  определили  общие  правила  транспортировки,  поставки  и
хранения  природного  газа  на  европейском  рынке  и  могут  привести  к  значительным  изменениям  в
существующих структурах европейского рынка, а также повлиять на общий уровень цен и их колебания.

Цены  на  поставку  газа  в  страны  бывшего  Советского  Союза,  как  правило,  определяются  годичными
договорами, которые предусматривают фиксированную цену на газ.   Средние цены на газ, экспортируемый в
страны  бывшего  Советского  Союза,  более  чем  на  50%  ниже  уровня  экспортных  цен  для  европейских  стран.
Частично  это  обусловлено  более  низкими  транспортными  затратами  и  акцизами,  но,  главным  образом,
влиянием межправительственных соглашений, которые фактически ограничивают наши цены на поставки газа
в страны бывшего Советского Союза.

Погода – это ещё один фактор, влияющий на спрос и, следовательно, на цену на газ. Изменение погодных
условий в различные годы может повлиять на спрос на природный газ и в какой-то степени – на газовый
конденсат и нефтепродукты.

Мы не используем производные финансовые инструменты для хеджирования нашей сбытовой деятельности с
целью снижения риска, связанного с колебаниями цен на газ.

В приведенной ниже таблице представлены средние цены на природный газ, экспортируемый нами в страны
Европы и бывшего Советского Союза, (включая акциз и таможенные пошлины, за вычетом НДС) за 2004, 2003
и 2002 гг.:

За год, закончившийся 31 декабря

2004

2003

2002

(включая акциз и таможенные

пошлины, за вычетом НДС)

Газ, экспортируемый в Европу (средняя фактическая цена в долл.

США / тыс. куб. м)

(1)

137,7

131,6

107,8

Газ, экспортируемый в Европу (средняя фактическая цена в долл.

США / тыс. куб. футов)

(1)

3,9

3,7

3,1

Газ, экспортируемый в Европу (средняя цена в номинальных руб. /

тыс. куб. м, за исключением показателя за 2002 г., выраженного в
постоянных руб.)

3 967,4

4 037,9

3 536,6

Газ, экспортируемый в страны бывшего Советского Союза (средняя

фактическая цена в долл. США / тыс. куб. м)

(2)

46,7

43,6

48,0

Газ, экспортируемый в страны бывшего Советского Союза (средняя

фактическая цена в долл. США / тыс. куб. футов)

(2)

1,3

1,2

1,4

Газ, экспортируемый в страны бывшего Советского Союза (средняя

цена в номинальных руб. / тыс. куб. м, за исключением показателя
за 2002 г., выраженного в постоянных руб.)

1 345,8

1 336,7

1 525,9

______________
Примечания:

(1)

Средние фактические номинальные цены, а не пересчёт выраженных в постоянных рублях цен по курсу на конец отчетного периода для

целей представления информации.

(2)

Средние фактические номинальные цены, а не пересчёт выраженных в постоянных рублях цен для целей представления информации, за

исключением продаж в Белоруссию, которые осуществляются в рублях и для целей настоящего документа переводятся в доллары США по
курсу, действующему на конец каждого месяца.

Регулирование внутренних цен на природный газ и транспортных тарифов

Цены на природный газ и транспортные тарифы в России регулируются «Законом о естественных монополиях»
и «Законом о газоснабжении», а также рядом Постановлений Правительства и в настоящее время фактически не
зависят от соотношения спроса и предложения. Федеральная Энергетическая комиссия Российской Федерации
(«ФЭК») регулирует деятельность естественных монополий, включая установление и регулирование цен на
природный газ и транспортных тарифов. С марта 2004 г. ФЭК преобразована в Федеральную службу по
тарифам («ФСТ»).

Цены на природный газ в России оставались значительно ниже экспортных цен (даже без учёта экспортных
пошлин и затрат на транспортировку), что обусловлено главным образом контролем со стороны Правительства,
осуществляемым через ФСТ. В период с 1997 г. ФСТ устанавливала внутренние тарифы на газ, которые в целом
не могли компенсировать влияние инфляции. По состоянию на 31 декабря 2004 г. внутренняя цена на газ в
номинальном рублёвом выражении была на 269% выше, чем в 1997 г. Совокупная инфляция составила 418% за
период c 31 декабря 1997 г. по 31 декабря 2004 г.

Однако с 2000 г цены на газ на внутреннем рынке росли быстрее, чем темпы инфляции. Наша средняя цена на
газ на внутреннем рынке в номинальных рублях, за исключением показателей за 2002 г., выраженных в
постоянных рублях, составила: 826,2 руб. за тыс. куб.м в 2004 г., 669,9 руб. за тыс. куб.м в 2003 г., 535,7 руб. за
тыс. куб. м в 2002 г.

В приведенной ниже таблице представлены средние цены на природный газ на внутреннем рынке (включая
акциз и за вычетом НДС) за годы, закончившиеся 31 декабря 2004, 2003 и 2002 гг.:

За год, закончившийся

31 декабря

2004

2003

2002

(включая акциз,

за вычетом НДС)

Внутренняя цена на газ (средняя фактическая цена в номинальных руб./

тыс. куб. м, за исключением показателя за 2002 г., выраженного в

постоянных рублях)

826,2

669,9

535,7

(1)

Внутренняя цена на газ (средняя фактическая цена в номинальных руб. /

тыс. куб. футов, за исключением показателя за 2002 г., выраженного в

постоянных рублях)

23,4

19,0

15,2

(1)

Внутренняя цена на газ (средняя цена долл. США / тыс. куб. м)

(2)

28,7

21,8

16,0

Внутренняя цена на газ (средняя цена долл.США/ тыс. куб. футов)

(2)

0,8

0,6

0,5

______________
Примечания:

(1)

Цена в номинальных рублях за 2002 г. составляла 505,0 руб./ тыс. куб. м и 14,3 руб. / тыс. куб. футов.

(2)

Пересчитаны из средних фактических цен в рублях для целей представления информации с использованием обменных курсов на конец

периода.

Правительство  повысило  цены  на  природный  газ  и,  возможно,  продолжит  такую  практику  в  ближайшем
будущем.    Правительство  рассматривает  вопрос  об  организации  нерегулируемого  оптового  внутреннего
рынка,  где  часть  газа  могла  бы  продаваться  по  ценам,  определяемым  рыночными  факторами.  Однако
инфляционные процессы и политические факторы ограничивают возможности Правительства осуществлять
намеченное более быстрыми темпами. Например, мы предложили повысить цены на природный газ в 2003 г.
в  среднем  на  38%  (40%  –  для  промышленных  потребителей  и  20%  –  для  населения),  но  Правительство
одобрило  увеличение  в  среднем  только  на  20%  (увеличение  на  20%  для  промышленных  потребителей  с
1 января  2003 г.  и  увеличение  на  23%  для  населения  с  1 февраля  2003 г.).  Цены  на  природный  газ  как  для
промышленных потребителей, так и для населения были повышены еще на 20% с 1 января 2004 г., а с января
2005  года  цены  для  промышленных  потребителей  были  увеличены  еще  на  22%,  а  для  населения  на  24%  с
1 января 2005 и еще на 8% с 1 апреля 2005 г. Мы также внесли предложение об увеличении цен еще на 22% с
2006  г.    В  настоящее  время  Правительством  рекомендовано  повышение  тарифов  на  11  %  в  2006  г.,  8%  в
2007 г.  и  на  7%  в  2008  г.  Мы  считаем,  что  такие  темпы  роста  тарифов  недостаточны  для  обеспечения
эффективного  газоснабжения,  а  для  достижения  экономически  обоснованных  уровней  необходимо
дополнительное повышение цен.  Мы думаем, что дальнейшее увеличение внутренних цен на природный газ
требуется  для  обеспечения  необходимого  финансирования  инвестиций  в  развитие  новых  газовых
месторождений  и  газотранспортной  сети,  создания  условий    для  появления  конкурентного  внутреннего
топливного  рынка  и  стимулирования  применения  потребителями  энергосберегающих  технологий  и
оборудования.

За 2004, 2003 и 2002 гг. наша выручка от продаж услуг по транспортировке газа, добытого третьими
сторонами, была относительно невелика, но имела тенденцию к увеличению.

Влияние колебаний обменного курса рубля к доллару США и евро и изменения покупательной способности
рубля

Влияние инфляции и колебаний обменного курса на экспортную выручку и норму прибыли.  57%, 63% и 64%
нашей  совокупной  выручки  (включая  акциз  и  не  включая  НДС  и  таможенные  пошлины)  за  годы,
закончившиеся 31 декабря 2004, 2003 и 2002 гг., соответственно, было номинировано в долларах США или
евро, при том что большая часть наших затрат номинирована в рублях. В связи с этим значительное влияние
на  результаты  нашей  финансово-хозяйственной  деятельности  оказывает  изменение  темпов  инфляции  и
обменного курса. В частности, на норму прибыли нашей компании негативное влияние оказывает повышение
курса  рубля  относительно  доллара  США  или  евро,  поскольку  это  приводит  к  росту  затрат  относительно
нашей выручки. Влияние роста курса рубля на нашу прибыль усиливается относительно высокими темпами
инфляции  в  России,  которая  может  привести  к  еще  большему  увеличению  наших  затрат.  Тем  не  менее,
данное  негативное  влияние  может  быть  компенсировано  повышением  внутренних  цен  на  газ,  если  данные
повышения  будут  установлены  ФСТ.    И  наоборот,  положительное  влияние  на  норму  прибыли  оказывает

снижение курса рубля относительно доллара США или евро, поскольку это приводит к снижению затрат
относительно нашей выручки.

Ниже представлены темпы инфляции в России, темпы номинального повышения или понижения курса рубля
относительно доллара США или евро, рассчитанные на основе валютных курсов на конец каждого отчетного
периода, а также темпы реального изменения стоимости рубля относительно доллара США или евро за
указанные периоды.

За год, закончившийся 31 декабря

2004

2003

2002

Инфляция (ИПЦ)

11,7%

12,0%

15,1%

Номинальное (повышение) понижение курса рубля

относительно долл. США

(5,8)%

(7,3)%

5,4%

Реальное повышение курса рубля относительно долл. США

18,6%

20,9%

9,2%

Номинальное понижение курса рубля относительно евро

2,7%

11,2%

25,0%

Реальное повышение (понижение) курса рубля относительно евро

8,8%

0,7%

(7,9)%

Влияние  инфляции  и  представление  нашей  финансовой  отчётности  в  постоянных  рублях.    До  31  декабря
2002  г.  наши  финансовые  результаты,  включая  сопоставимые  данные,  включают  пересчет  показателей,
необходимый  для  отражения  изменений  покупательной  способности  российского  рубля  в  соответствии  с
МСФО  29.    МСФО  29  требует,  чтобы  финансовая  отчетность,  составленная  в  валюте  гиперинфляционной
экономики, была представлена в единицах измерения, соответствующих текущей покупательной способности
на  отчетную  дату.  Пересчет  числовых  показателей  отчетности  был  произведен  с  использованием
коэффициентов  пересчета,  полученных  на  основании  индексов  потребительских  цен  Российского
государственного  комитета  по  статистике  («Госкомстат»),  а  за  период  до  1992  г.  на  основе  индексов,
полученных из других открытых источников.  Поскольку характеристики  экономики Российской Федерации
указывают на прекращение процессов гиперинфляции, с 1 января 2003 г. мы не применяем положения МСФО
29.

Представление финансовой информации в единицах измерения, соответствующих текущей покупательной
способности на отчетную дату, до и по состоянию на 31 декабря 2002 г. заключалось:

• в пересчёте операций текущего периода, отраженных в отчёте о прибылях и убытках в соответствии

с российским законодательством, с использованием средней инфляционной ставки за период, для
того чтобы отразить их с учётом покупательной способности рубля на отчетную дату (т.е. с
использованием среднего фактора инфляции 1,0638 для всех соответствующих операций за 2002 г.);

• в пересчёте неденежных активов и обязательств и акционерного капитала, включая уставный

капитал, на конец отчётного периода в единицах измерения, действующих на конец этого отчётного
периода.

Влияние  изменения  покупательной  способности  рубля.  На  результаты  нашей  финансово-хозяйственной
деятельности  до  2003  г.  значительное  влияние  оказывало  действие  номинального  снижения  курса  рубля  и
инфляции  на  стоимость  денежных  активов  и  обязательств.  Номинальное  снижение  курса  рубля  обычно
приводило  к  возникновению  положительных  курсовых  разниц  по  денежным  активам,  выраженным  в
иностранной  валюте,  и  отрицательных  курсовых  разниц  по  денежным  обязательствам,  выраженным  в
иностранной валюте. Эти положительные и отрицательные курсовые разницы отражались в свернутом виде в
отчете о прибылях и убытках по статье «Прибыль (убыток) по курсовым разницам». В результате инфляции
денежные  обязательства  приводили  к  возникновению  прибыли  от  изменения  покупательной  способности
рубля,  а  денежные  активы  –  к  возникновению  убытка  от  изменения  покупательной  способности  рубля.
Поскольку  показатели  нашей  финансовой  отчетности  за  периоды  и  по  состоянию  на  даты  до  2003  г.
пересчитывались на основе индекса потребительских цен, соответствующие прибыль и убытки отражались в
свернутом  виде  в  отчёте  о  прибылях  и  убытках  за  периоды  до  2003  г.  по  статье  «Чистая  прибыль  от
изменения покупательной способности рубля». За годы, закончившиеся 31 декабря 2004 и 2003 гг., прибыль
от  изменения  покупательной  способности  рубля  не  отражалась,  так  как  характеристики  экономики
Российской Федерации указывают на прекращение процессов гиперинфляции, поэтому с 1 января 2003 г. мы
не  применяем  положения  МСФО  29.    Соответственно,  за  периоды  с  1  января  2003  г.  пересчет  показателей
отчетности  для  отражения  изменений  общей  покупательной  способности  российского  рубля  не
производился.

Высокое налоговое бремя

Наша  компания  платит  целый  ряд  налогов,  начисляемых  федеральными,  региональными  и  местными
органами  власти,  и  является  одним  из  крупнейших  источников  налоговых  поступлений  в  федеральный
бюджет  России,  в  региональные  и  местные  бюджеты  тех  регионов  и  областей,  в  которых  осуществляется
наша  деятельность.  Сочетание  политического  давления  на  федеральные,  региональные  и  местные  органы
власти  с  целью  решения  социальных  и  экономических  вопросов  и  сложности  сбора  налогов  с  компаний  и
предприятий, испытывающих финансовые проблемы, увеличивают риск того, что Правительство и местные
органы  власти  могут  прибегнуть  к  такому  методу  решения  этих  проблем,  как  увеличение  и  без  того
значительного налогового бремени нашей компании.

Учитывая значительные объемы нашей деятельности в России, объем налоговых отчислений в основном
определяется теми налогами, которые начисляются и подлежат уплате в России.

Помимо  налога  на  прибыль,  мы  платим  ряд  других  российских  налогов,  многие  из  которых  начисляются  с
оборота  или  с  объемов  производства.  Налоги  на  добычу  полезных  ископаемых  по  природному  газу
начисляются на основе объема добычи и по газовому конденсату – на основе доходов, которые формируются
в основном от деятельности по разведке и добыче. Социальные налоги и отчисления определяются размерами
фонда  заработной  платы.  Значительные  налоги,  уплачиваемые  нами  в  течение  рассматриваемого  периода,
включают в себя:

• акциз (отменен с 1 января 2004 г. для газа, добытого после 1 января 2004 г., с 1 января 2005 г.

повышены ставки акциза по ряду нефтепродуктов);

• НДС (ставка снижена с 20% до 18% с 1 января 2004 г.; с 1 января 2005 г. продажа природного газа и

газового конденсата в ряд стран Содружества независимых государств (СНГ) облагается НДС по
нулевой ставке) и налог с продаж (отменен с 1 января 2004 г.);

• налог на добычу полезных ископаемых, заменивший с 1 января 2002 г. плату за пользование

недрами  и  отчисления  на  воспроизводство  минерально-сырьевой  базы  (с  1  января  2004  г.  ставка
налога  на  добычу  полезных  ископаемых  увеличилась  с  16,5%  от  стоимости  добытого  природного
газа  до  фиксированной  ставки  в  107  руб.  за  тыс.  куб.  м,  а  для  газового  конденсата  -  с  16,5%  от
стоимости газового конденсата, добытого на газоконденсатных месторождениях, и 340 руб. за тонну
газового  конденсата,  добытого  с  нефтегазоконденсатных  месторождений  (последняя  ставка
колебалась в зависимости от колебаний цен на нефть и обменного курса рубля) до единой ставки в
17,5% от стоимости добытого газового конденсата; с 1 января 2005 г. фиксированная ставка налога
на  добычу  полезных  ископаемых  для  природного  газа  увеличилась  со  107  руб.  за  тыс.  куб.  м  до
135 руб. за тыс. куб. м);

• таможенные пошлины на газ (ставка увеличилась с 5% до 30% с 1 января 2004 г., при этом отменен

акциз);

•  налог на имущество (увеличился с 2,0% до 2,2% с 1 января 2004 г.);
•  налог на пользователей автодорог (отменен с 1 января 2003 г.);
•  социальные  налоги  и  отчисления  (с  1  января  2005  г.  введена  новая  шкала  для  расчета  единого

социального налога (ЕСН)).

Эффективная ставка налога на прибыль (процентное соотношение текущего и отложенного налога к прибыли
по МСФО до налогообложения и учёта доли меньшинства) за годы, закончившиеся 31 декабря 2004, 2003 и
2002  гг.,  составляла  27,8%,  31,6%  и  82,1%  соответственно,  тогда  как  законодательно  установленная  ставка
налога  на  прибыль  составляла  в  России  24%  в  2004,  2003  и  2002 гг.  Значительная  разница  между
эффективной  и  законодательно  установленной  ставкой  налога  на  прибыль  и  значительные  изменения  этих
ставок в течение периода с 2000 г. были обусловлены:

• значительной суммой единовременного дохода, не облагаемого налогом на прибыль, который был

отражен в составе показателей за 2004 г., в основном в результате пересмотра резерва на снижение
стоимости дебиторской задолженности НАК «Нафтогаз Украины», более подробно
рассматриваемого ниже;

• значительными суммами доходов и расходов по отложенному налогу. В каждом периоде временные

разницы в основном возникают в отношении объектов основных средств;

• влиянием учёта в условиях инфляции, которое увеличивало нашу эффективную ставку налога на

прибыль в периоды до 2003 г.;

• изменениями в российском налоговом законодательстве.

Расходы по текущему налогу на прибыль за 2004, 2003 и 2002 гг. составили соответственно 57 949 млн. руб.,
42 368  млн.  руб.  и  54 187 млн.  руб.  Эффективная  ставка  текущего  налога  на  прибыль  (процентное
соотношение  расходов  по  текущему  налогу  на  прибыль  к  прибыли  по  МСФО  до  налогообложения  и  учёта
доли  меньшинства)  в  2004,  2003  и  2002 гг.  составила  соответственно  20,1%,  17,9%  и  32,7%.  В  2004  г.  по
сравнению с 2003 г. эффективная ставка текущего налога на прибыль увеличилась в основном в результате
того, что налоговый убыток ОАО «Газпром», перенесенный с прошлых отчетных периодов, был полностью
«использован»  в  первой  половине  2004  г.    Снижение  ставки  текущего  налога  на  прибыль  за  2003  г.  в
основном  является  результатом  сокращения  сроков  полезного  использования  основных  средств  для  целей
налогообложения с 1 января 2002 г., что привело к увеличению амортизации для целей налогообложения и,
соответственно, уменьшило наши расходы по текущему налогу на прибыль в указанные периоды. Снижение
эффективной ставки текущего налога на прибыль в 2003 г. по сравнению с 2002 г. объясняется в основном
влиянием  налога  на  прибыль  переходного  периода  –  единовременным  расходом,  отраженным  в  2002  г.  в
связи с изменением налогового законодательства. См. «– Результаты деятельности – Сравнение показателей
2003 г. с показателями 2002 г. – Налог на прибыль».

Мы ожидаем, что в обозримом будущем общая эффективная ставка налога на прибыль в процентном
соотношении к прибыли по МСФО будет оставаться более высокой по сравнению с законодательно
установленной ставкой налога на прибыль.

3  сентября  1999 г.  Правительство  издало  постановление  №1002,  предусматривающее  возможность  для
некоторых  компаний  реструктурировать  просроченную  задолженность  по  расчётам  с  федеральным
бюджетом (включая основную сумму долга, пени и штрафы) и погашения данной задолженности в течение
десяти  лет.  В  течение  года,  закончившегося  31  декабря  2002 гг.,  некоторые  наши  дочерние  общества
подписали  такие  соглашения  о  реструктуризации.  В  результате  в  каждом  соответствующем  периоде  была
отражена  прибыль  в  сумме  разницы  между  расчетной  справедливой  стоимостью  по  новым  соглашениям
(определенной на основе дисконтирования денежных потоков будущих периодов) и балансовой стоимостью
старой  задолженности.  Данная  прибыль  отражается  как  прибыль  от  реструктуризации  задолженности  по
расчетам  с  бюджетом.  После  завершения  реструктуризации  мы  отражаем  амортизацию  дисконта
(представляющего  разницу  между  номинальной  и  дисконтированной  величиной  реструктурированной
задолженности  перед  бюджетом),  отражая  амортизационные  отчисления  в  составе  процентов  к  уплате  по
нашей  задолженности  по  расчётам  с  бюджетом.  На  сумму  непогашенной  части  реструктурированных
налоговых обязательств (не включающую штрафы и пени) ежеквартально начисляются проценты по ставке
5,5%  годовых,  что  составляет  1/10  ставки  рефинансирования  Центрального  банка,  действовавшей  на  дату
постановления  (55%).  Начисленные  проценты  отражаются  в  составе  процентов  к  уплате.  Несоблюдение
установленного  графика  погашения  реструктурированной  задолженности  привело  бы  к  восстановлению
первоначальной суммы задолженности по налогам в номинальном выражении (включая пени и штрафы), при
этом начисляются дополнительные проценты в размере 1/300 ставки рефинансирования ЦБ за каждый день
просрочки.  При  соблюдении  ускоренного  графика  погашения  реструктурированной  задолженности  перед
бюджетом  мы  смогли  бы  списать  часть  данной  задолженности.    В  2004,  2003  и  2002  гг.  некоторые  наши
дочерние  общества  смогли  списать  часть  реструктурированных  штрафов  и  пени  в  результате  соблюдения
ускоренного  графика  погашения  реструктурированной

задолженности перед

бюджетом,

как

предусматривалось указанным постановлением.

Процентные ставки

Мы имеем значительный объем краткосрочных и долгосрочных долговых обязательств с фиксированными и
варьируемыми процентными ставками.  Колебания рыночных процентных ставок оказывают влияние на наше
финансовое  положение  и  потоки  денежных  средств.    Риск  изменения  процентных  ставок  определяется  по
степени влияния изменений рыночных процентных ставок на величину прибыли.  Чистый процентный расход
будет  увеличиваться  или  уменьшаться  в  результате  изменений  процентных  ставок  в  той  степени,  в  которой
временная  структура  активов,  приносящих  процентный  доход,  отличается  от  временной  структуры
обязательств.  В настоящее время мы не используем какие-либо существенные механизмы хеджирования для
снижения рисков, связанных с нашей финансовой деятельностью.

Неденежные формы расчётов

Как и многие другие российские компании, мы заключали договоры, предусматривавшие оплату ряда сделок
товарами, услугами и векселями, а не денежными средствами. Необходимость в подобных расчетах была
обусловлена в основном следующими факторами:

•  высоким уровнем инфляции в России;
•  недостаточной надежностью банковских услуг;
•  тем  фактом,  что  добываемый  нами  газ  необходим  для  обеспечения  повседневной  деятельности

некоторых наших ключевых поставщиков;

• договорными обязательствами.

По  мере  улучшения  общего  экономического  климата  в  России  объем  и  сумма  подобных  операций  с
расчетами  в  неденежной  форме  значительно  сократились.  За  годы,  закончившиеся  31 декабря  2004,  2003  и
2002 гг.  соответственно,  примерно  18%,  24%  и  31%  наших  платежей  в  счет  погашения  кредиторской
задолженности  были  осуществлены  посредством  неденежных  расчетов.  Доля  неденежных  расчетов,
относящихся к погашению нашей дебиторской задолженности, за годы, закончившиеся 31 декабря 2004, 2003
и 2002 гг., составляла приблизительно 14%, 17% и 18% соответственно.

В  настоящее  время  неденежная  форма  расчётов  представлена  в  основном  расчетами  с  использованием
векселей. Мы получаем векселя от наших покупателей (выпущенные как самими покупателями, так и векселя
третьих  сторон)  в  счет  погашения  дебиторской  задолженности.  Векселя,  выпущенные  покупателями,
отражаются  таким  же  образом,  как  и  наша  дебиторская  задолженность  (т.е.  по  расчетной  справедливой
стоимости).  Векселя  третьих  сторон  отражаются  как  инвестиции,  имеющиеся  в  наличии  для  продажи.  Мы
передаем  векселя,  преимущественно  векселя  ОАО  «Газпром»,  нашим  поставщикам  в  оплату  за  услуги  или
товары.  Такие  векселя  относительно  ликвидны  на  российском  рынке  и  широко  используются  и  другими
российскими компаниями. Разница между балансовой стоимостью погашаемой кредиторской задолженности
и номинальной стоимостью векселей отражается по статье процентов к уплате в составе чистых расходов по
финансированию.  В  бухгалтерском  балансе  векселя  отражаются  отдельной  строкой.  См.  раздел  «–
Ликвидность и собственный капитал – Долговые обязательства».

Снижение стоимости активов

Исторически  на  результаты  нашей  деятельности  влияло  начисление  резервов  на  снижение  стоимости
дебиторской  задолженности,  товарно-материальных  запасов,  объектов  основных  средств  (включая
незавершенное  строительство),  финансовых  вложений  и  прочих  долгосрочных  активов.    За  годы,
закончившиеся 31 декабря 2004, 2003 и 2002 гг. величина  чистого дохода от восстановления и расходов на
создание  указанных  резервов  составила  22 452  млн.  рублей  (доход),  15 298 млн.  руб.  (расход)  и  7 104  млн.
руб. (расход), соответственно.

Мы  создали  значительные  резервы  на  снижение  стоимости  дебиторской  задолженности.    По  состоянию  на
31 декабря  2004 г.  общая  сумма  резерва  на  снижение  стоимости  дебиторской  задолженности,  отраженная  в
бухгалтерском балансе, составила 114 811 млн. руб., или 20% от валовой суммы дебиторской задолженности.
Резервы на снижение стоимости дебиторской задолженности относятся в основном к неплатежам за поставки
природного  газа  в  Молдову,  Сербию  и  Черногорию,  а  также  некоторым  потребителям  по  поставкам  газа  в
России.

В  августе  2004  г.  мы  подписали  ряд  соглашений,  позволяющих  погасить  дебиторскую  задолженность
НАК «Нафтогаз  Украины»  по  поставкам  газа  1997-2000  гг.  в  сумме  47 479 млн.  руб.  (включая  36 922 млн.
руб.  основной  задолженности  и  10 557 млн.  руб.  пени  и  штрафов),  с  получением  в  счет  исполнения
36 548 млн. руб.  Сумма основной задолженности НАК «Нафтогаз Украины» в размере 36 922 млн. руб. была
ранее отражена в нашей консолидированной финансовой отчетности по МСФО, и в отношении этой суммы
был начислен резерв на снижение стоимости. Мы также подписали дополнение к действующему договору на
оказание услуг по транзиту газа, в соответствии с которым НАК «Нафтогаз Украины» окажет нам услуги по
транспортировке  газа  в  течение  2005-2009  гг.,  из  которых  36 548 млн.  руб.  фактически  будут  оказаны  в
погашение  дебиторской  задолженности  по  поставкам  газа  1997-2000  гг.    Влияние  данных  операций  на
чистую прибыль за 2004 г., составило 20 134 млн. руб.  Данный показатель отражает пересмотренную нами
величину  возмещаемой  дебиторской  задолженности,  определенную  на  основе  величины  дисконтированных
будущих  денежных  выгод  от  исполнения  обязательства,  в  связи  с  соглашениями,  подписанными  в  августе
2004 г.

Наши  резервы  на  снижение  стоимости  основных  средств  также  значительны.  По  состоянию  на  31  декабря
2004 г.  общая  сумма  резерва  по  основным  средствам,  отраженная  в  бухгалтерском  балансе,  составила
88 625 млн. руб., или 3,9% от стоимости основных средств до вычета начисленного резерва.  86 640 млн. руб.
из  общей  суммы  резерва  относилось  к  резерву  на  снижение  стоимости  объектов  незавершенного
строительства, что представляет 20,6% от стоимости незавершенного строительства до вычета начисленного
резерва.  Резерв  относится  прежде  всего  к  следующим  проектам:  20  279  млн.  руб.  –  строительство  части
железнодорожного  сообщения  Обская  –  Бованенково;  15 974 млн.  руб.  –  проекты  развития  месторождений
Бованенково  и  Харасавейское;  21 457 млн.  руб.  –  строительство  Новоуренгойского  газонефтехимического
комплекса. Несмотря на то, что указанные проекты не были заморожены, с учётом текущей инвестиционной
программы мы не думаем, что в будущем они обеспечат приток денежных средств.

С  2002 г.  сумма  накопленного  резерва  на  снижение  стоимости  объектов  незавершенного  строительства  в
бухгалтерском  балансе  сократилась.  Снижение,  вызванное  главным  образом  частичным  восстановлением
указанного резерва, в основном отражает текущую стратегию руководства компании, при которой основное
внимание  систематически  уделяется  приоритетным  проектам  и  возобновляется  финансирование  некоторых
ранее  замороженных  проектов.    Восстановление  резервов  на  снижение  стоимости  приводит  к  отражению
дохода  в  отчете  о  прибылях  и  убытках,  составившего  4  351  млн.  руб.,  1 788  млн.  руб.  и  6 883  млн.  руб.  за
2004,  2003  и  2002  гг.  соответственно.  Учитывая  специфику  нашего  производственного  цикла,  некоторые
важные  решения  по  проектам  капитального  строительства  принимаются  по  окончании  финансового  года.
Поэтому,  как  правило,  в  четвёртом  квартале  финансового  года  наши  расходы  на  начисление  резервов  или
доходы  от  восстановления  резервов  превышают  аналогичные  показатели  за  другие  кварталы.  Информация  о
резервах на снижение стоимости в 2004, 2003 и 2002 гг. представлена в разделах «– Результаты деятельности –
Сравнение показателей 2004 г. с показателями 2003 г.» и «– Результаты деятельности – Сравнение показателей
2003 г. с показателями 2002 г.».

Некоторые приобретения и выбытия

Приобретения и выбытия до 31 декабря 2004 г.

Начиная с 1999 года, мы участвуем в создании региональных торговых домов, занимающихся продажей газа

на территории Российской Федерации. В течение 2002 г. наша доля участия в акционерном капитале
большинства этих компаний была увеличена с 20% до 51%, и они были включены в консолидированную
отчетность как дочерние общества.

В январе 2001 г. в качестве оплаты доли участия в ЗАО «Газметалл» в размере 48% мы внесли свою долю в
ОАО «Лебединский ГОК», российской горнодобывающей и горно-обогатительной компании, в размере 57%,
и  долю  в  ОАО  «Оскольский  ЭМК»  в  размере  17%.    ЗАО  «Газметалл»  –  металлургическая  холдинговая
компания, владеющая контрольными пакетами акций ОАО «Лебединский ГОК» и ОАО «Оскольский ЭМК».
В  марте  2002 г.  мы  продали  нашу  долю  в  ЗАО «Газметалл»  в  размере  48%  дочернему  обществу
ЗАО «Газметалл»,  ОАО  «Оскольский  металлургический  комбинат»,  за  70  млн.  долл.  США.  Финансовый
результат  этих  операций  не  оказал  существенного  влияния  на  наше  финансовое  положение  или  результаты
деятельности.

В  январе  2001 г.  мы  приобрели  50,7%  голосующих  акций  ОАО  «АК «Сибур»,  ведущего  производителя  и
продавца газонефтехимической продукции в Российской Федерации. Оплата покупки в сумме 3 015 млн. руб.
была произведена денежными средствами, векселями обществ нашей  группы и прочими ценными бумагами.
С  1  января  2001 г.  ОАО  «АК  «Сибур»  отражается  в  отчётности  как  дочернее  общество.  По  решению
арбитражного  суда  в  первом  квартале  2002  г.  по  нашей  инициативе  на  ОАО  «АК  «Сибур»  было  введено
внешнее управление. 10 сентября 2002 г. собрание кредиторов одобрило мировое соглашение, которое позже
было утверждено судом. Соглашение предусматривало реструктуризацию задолженности ОАО «АК «Сибур»
и пересмотр графика ее погашения, в основном на восемь лет, с осуществлением первых выплат в 2004 г. В
третьем  квартале  2002  г.  мы  подписали  ряд  соглашений  о  приобретении  дополнительных  пакетов  акций  в
ряде  российских  газонефтехимических  компаний,  большинство  из  которых  были  уже  аффилированы  с
ОАО «АК «Сибур». Начиная с апреля 2003 г. в результате завершения юридических процедур по оформлению
вышеуказанных  сделок  мы  установили  контроль  над  большинством  вышеуказанных  компаний  и  таким
образом  увеличили  свой  контрольный  пакет  в  уставном  капитале  ОАО  «АК  «Сибур»  с  50,7%  до  75,7%.  В
связи  с  вышеупомянутым  приобретением  мы  выпустили  долгосрочные  векселя  номинальной  стоимостью
17 587 млн. руб.  и  оценочной  справедливой  стоимостью,  приблизительно  равной  6 770 млн. руб.  В  сентябре
2003 г.  мы  дополнительно  приобрели  еще  2,4%  в  уставном  капитале  ОАО  «АК  «Сибур»  за  102 млн.  руб.  В
апреле  2004  г.  мы  приобрели  дополнительный  пакет  акций  ОАО  «АК  «Сибур»  в  размере  14,23%  в

соответствии  с  условиями  соглашения  с  ЗАО «Газонефтехимическая  компания».  Номинальная  стоимость
долгосрочного  векселя,  выпущенного  нами  в  связи  с  данной  сделкой,  по  состоянию  на  31  декабря  2004  г.
составила 669 млн. руб.  В результате этой операции мы увеличили свой контрольный пакет акций в уставном
капитале  ОАО «АК «Сибур»  с  78,1%  до  92,3%.  Также  в  связи  с  приобретением  дополнительных  пакетов
акций  и  долей  в  ряде  российских  газонефтехимических  компаний,  в  августе  2004  г.  мы  приобрели  долю  в
уставном  капитале  ООО «Триодекор»,  одного  из  акционеров  ОАО «АК  «Сибур»,  в  размере  100%,  по
номинальной  стоимости  в  сумме  8,4  тыс.  руб.  с  оплатой  денежными  средствами.    В  результате  данных
операций мы увеличили свой контрольный пакет акций в уставном капитале ОАО «АК «Сибур» до 99,9%. Мы
пересмотрели  оценку  справедливой  стоимости  долгосрочных  векселей,  выпущенных  нами  в  связи  с
приобретением  дополнительных  пакетов  акций  и  долей  в  ряде  российских  газонефтехимических  компаний,
которая по состоянию на 31 декабря 2004 г. составила 2 745 млн. руб.

В  2000  г.  ОАО  «Запсибгазпром»,  наше  дочернее  общество,  осуществляющее  добычу  углеводородов,
осуществило  дополнительную  эмиссию  акций,  в  результате  чего  наша  доля  в  уставном  капитале  общества
сократилась  с  51,1%  до  34%.  В  апреле  2002 г.  Федеральная  комиссия  по  ценным  бумагам  отменила
результаты  дополнительной  эмиссии  акций,  осуществленной  ОАО  «Запсибгазпром»  в  пользу  сторонних
организаций. В результате мы восстановили свою долю в уставном капитале ОАО «Запсибгазпром» до 51,1%.
В  декабре  2002 г.  мы  реализовали  наш  пакет  акций  в  ОАО  «Арктикгаз»  в  размере  12%  и  балансовой
стоимостью  1 млн.  руб.  ОАО  «НК  Юкос»  по  договору  мены  на  25,6%  акций  ОАО  «Запсибгазпром»,
номинальной стоимостью 300 тыс. руб., и доплату денежными средствами в размере 2,95 млн. долларов США,
в результате чего наша доля в ОАО «Запсибгазпром» увеличилась с 51,1% до 76,7%.

В апреле 2002 г. мы завершили выкуп 32% акций ЗАО «Пургаз» у группы компаний «Итера» в соответствии с
опционом, предусмотренным соглашением о покупке акций от 10 февраля 1999 года, по которому указанные
акции  были  проданы  компаниям  группы  «Итера»  по  номинальной  стоимости.  В  результате  наша  доля  в
ЗАО «Пургаз»  увеличилась  с  19%  до  51%.  ЗАО  «Пургаз»  владеет  лицензией  на  разработку  Губкинского
газового  месторождения  в  Западной  Сибири.  В  связи  с  возвратом  вышеуказанных  акций  ЗАО  «Пургаз»  мы
выплатили компаниям группы «Итера» 33 тыс. руб. денежными средствами (номинальная стоимость акций) и
предоставили  ЗАО  «Пургаз»  средства  на  погашение  займа  в  размере  6 594  млн.  руб.,  привлеченного  у
компаний  группы  «Итера»  для  разработки  месторождения,  погасив  таким  образом  все  обязательства
ЗАО «Пургаз»  перед  компаниями  группы  «Итера».  После  консолидации  ЗАО  «Пургаз»  в  апреле  2002  г.  его
доля в нашем общем объеме добычи газа составила 11,2 млрд. куб. м в 2002 году, 15,2 млрд. куб. м в 2003 и
15,1 млрд. куб. м. в 2004 году.

В  апреле  2002 г.  мы  дополнительно  приобрели  32,8%  голосующих  акций  своего  дочернего  общества
ОАО «Востокгазпром»,  осуществляющего  добычу  углеводородов,  за  2 млн. руб.,  увеличив  свою  долю  с
51,0% до 83,8%. Мы владеем этим дополнительным пакетом акций через свое дочернее общество «Газпром
ЮК  Лтд».  В  апреле  2004  г.  мы  приобрели  2  275  000  дополнительно  выпущенных  обыкновенных  акций
ОАО «Востокгазпром».  Дополнительный  вклад  в  уставный  капитал  был  оплачен  денежными  средствами  в
сумме 2 275 млн. руб.  Регистрация результатов этой эмиссии Федеральной службой по финансовым рынкам
состоялась в мае 2004 г. В результате данной эмиссии наша доля в уставном капитале ОАО «Востокгазпром»
увеличилась с 83,8% до 99,9%.

В  2000 г.  ЗАО  «Медиа-Мост»,  холдинговая  медиа-компания,  не  смогло  выполнить  свои  платежные
обязательства  в  отношении  некоторых  своих  займов,  в  отношении  которых  мы  предоставили  финансовые
поручительства.  Мы  выполнили  свои  обязательства  по  поручительствам  и  в  ноябре  2000 г.  подписали
соглашение  с  ЗАО  «Медиа-Мост»  об  обмене  обеспечения  по  договорам  поручительства  на  46%  акций
ОАО «Телекомпания  НТВ»  («НТВ»)  и  25%  и  одну  акцию  других  операционных  компаний  ЗАО  «Медиа-
Мост».  В  июле  2001  г.  ЗАО  «Медиа-Мост»  не  смогло  выполнить  своих  обязательств  в  отношении  другого
своего займа, финансовые поручительства по которому были предоставлены нами. После выполнения своих
обязательств  по  поручительству  в  отношении  указанного  займа  мы  получили  дополнительные  19%  акций
НТВ и дополнительные 25% акций прочих операционных компаний ЗАО «Медиа-Мост». В июле 2002 г. мы
приобрели  дополнительные  акции  ЗАО  «Медиа-Мост»,  НТВ  и  некоторых  других  наших  дочерних  медиа-
компаний,  а  также  кредиторскую  задолженность  и  векселя  этих  компаний  к  оплате  третьим  лицам.  Оплата
приобретения  производилась  частично  денежными  средствами,  а  также  путем  прощения  долга,
причитающегося ОАО «Газпром». В результате этой операции наша доля участия в НТВ увеличилась с 65,0%
до 95,6%, в ЗАО «Медиа-Мост» с 14,3% до 38,6%. В октябре 2002 г. мы подписали рамочное соглашение о
продаже  части  доли,  не  обеспечивающей  контроля,  в  некоторых  медиа-компаниях,  включая  НТВ,  группе
«Еврофинанс» (номинальному держателю). Оплата производилась частично денежными средствами, а также

погашением  некоторых  причитающихся  нам  долговых  обязательств  ЗАО  «Медиа-Мост»  и  входящих  в  него
медиа-компаний.  Основная  часть  реализованных  долей  была  приобретена  в  июле  2002  г.  В  результате
операции наша доля участия в НТВ сократилась до 65,0%.

В  январе  2003  г.  в  соответствии  с  опционом,  предусмотренным  соглашением  от  1  апреля  2001  г.  о  покупке
депозитарных  расписок  (GDR)  НТВ  мы  приобрели  у  компании  «СмолКап  Уорлд  Фанд  Инк.»  депозитарные
расписки (GDR) НТВ за 32,0 млн. долл. США. Оплата была осуществлена денежными средствами.  В феврале
2003 г. мы обменяли их на акции НТВ и ОАО «ТНТ-Телесеть».  В результате этой операции наша доля в НТВ
увеличилась с 65,0% до 69,4%, а в ОАО «ТНТ-Телесеть» – с 50,0% до 51,7%.

В  феврале  2003 г.  руководство  нашего  100%  дочернего  общества  ООО «Межрегионгаз»  («Межрегионгаз»),
действуя  в  нарушение  наших  внутренних  процедур,  продало  40,1%  долю  (из  нашей  общей  доли  в  46,4%)
уставного  капитала  ЗАО «Агрохимическая  корпорация  «Азот»  по  балансовой  стоимости  394 млн. руб.  с
оплатой денежными средствами, сократив таким образом нашу долю до 6,3%.  Акции были проданы другим
акционерам ЗАО «Агрохимическая корпорация «Азот», которые воспользовались преимущественным правом
приобретения  акций.    В  апреле  2003 г.  часть  этих  сделок  была  расторгнута  по  соглашению  акционеров.    В
результате  мы  вернули  33,9%  акций  ЗАО «Агрохимическая  корпорация  «Азот»  и  возвратили  333 млн. руб.,
полученных в феврале 2003 г.  В июле 2003 г. мы дополнительно приобрели 7,2% долю уставного капитала
ЗАО «Агрохимическая  корпорация  «Азот»  у  его  акционеров  по  номинальной  стоимости,  за  71  млн.  руб.  с
оплатой денежными средствами. Соответственно, по состоянию на 31 декабря 2003 г. наша доля в уставном
капитале  ЗАО «Агрохимическая  корпорация  «Азот»  составила  47,4%.  По  нашему  иску  в  отношении
возвращения оставшихся 6,2% акций из нашей первоначальной  доли  Московский  арбитражный  суд принял
решение в нашу пользу. В настоящее время инициировано процессуальное исполнение принятого решения.

В  феврале  2003 г.  мы  приобрели  у  компаний  группы  «Итера»  дополнительные  51,0%  акций
ОАО «Севернефтегазпром»  по  номинальной  стоимости  (102  тыс. руб.)  с  оплатой  денежными  средствами,
увеличив  нашу  долю  в  уставном  капитале  ОАО «Севернефтегазпром»  до  100%.  В  связи  с  приобретением
дополнительной  доли  мы  погасили  задолженность  ОАО  «Севернефтегазпром»  перед  компаниями  группы
«Итера»  по  финансированию  работ  по  разработке  месторождения  на  сумму  369 млн. руб.  с  оплатой
денежными средствами.  ОАО «Севернефтегазпром» является добывающей компанией и владеет лицензией
на разработку Южно-Русского месторождения. Одновременно мы продали компаниям группы «Итера» 10,0%
акций ОАО «Сибирская нефтегазовая компания» по балансовой стоимости 2,55 млн. руб., а также 7,8% акций
ОАО «Таркосаленефтегаз»  по  балансовой  стоимости  356 млн. руб.  Расчеты  по  данным  операциям  были
проведены денежными средствами.

В сентябре 2002 г. мы заключили соглашение с ОАО «Стройтрансгаз» о ведении совместно контролируемой
деятельности,  которая  была  официально  основана  в  октябре  2002 г.  Мы  внесли  в  совместную  деятельность
векселя ОАО «Газпром», справедливая стоимость которых составляет 4 759 млн. руб. (номинальная стоимость
–  5 719 млн.  руб.),  со  сроком  погашения  в  январе  2004 г.,  а  ОАО «Стройтрансгаз»  внесло  вклад  в  размере
1 144 млн. обыкновенных акций ОАО «Газпром» (4,83% наших акций). Мы контролировали право голоса по
обыкновенным  акциям  ОАО «Газпром», находящимся на балансе совместной  деятельности. В марте 2003 г.
ОАО «Стройтрансгаз»  вышло  из  состава  участников  совместной  деятельности,  получив  векселя,  которые
были внесены нами в совместную деятельность.  В апреле 2003 г. мы приобрели 25,9% обыкновенных акций
ОАО «Стройтрансгаз». Оплата была произведена в основном векселями и денежными средствами, и ее общая
справедливая  стоимость  составила  3 336 млн. руб.  В  августе  2003  г.  мы  приобрели  15,54%
привилегированных  акций  и  дополнительные  0,2%  обыкновенных  акций  ОАО  «Стройтрансгаз»  за  152 млн.
руб.

Первоначально  прямые  доли  участия  нашей  компании  и  ЗАО «Росшельф»,  нашего  дочернего  общества  с
долей  участия  53%,  в  совместной  деятельности  составляли  99,1%  и  0,9%  соответственно.  Совместная
деятельность  была  образована  для  освоения  Арктического  шельфа  (Штокмановского  и  Приразломного
месторождений)  в  Баренцевом  и  Печорском  морях.  В  октябре  2002 г.  мы  внесли  изменение  в  соглашение  о
совместной  деятельности,  предусматривающее  вступление  нового  участника  совместной  деятельности  –
ЗАО «Севморнефтегаз».  ЗАО  «Севморнефтегаз»  являлось  компанией,  совместно  контролируемой
ЗАО «Росшельф»  и  ОАО  «НК  «Роснефть-Пурнефтегаз»,  дочерним  обществом  ОАО  «НК  «Роснефть».  В
соответствии  с  условиями  соглашения,  в  феврале  2003  г.  ЗАО «Севморнефтегаз»  осуществило  вклад  в
неденежной форме на сумму 4 334 млн. руб., и доля ЗАО «Севморнефтегаз» в общем имуществе участников
совместной  деятельности  составила  48,9%.    В  результате  доли  прямого  участия  нашей  компании  и
ЗАО «Росшельф»  в  совместной  деятельности  составили  соответственно  48,7%  и  2,4%,  а  наш  общий
эффективный процент участия снизился с 99,6% до 62,9%. В июле 2003 г. ОАО «НК «Роснефть» подписало

соглашение  с  участниками  совместной  деятельности  о  передаче  ОАО  «НК  «Роснефть»  доли  в  совместной
деятельности  в  размере  49,95%  в  возмещение  финансовых  вложений  в  совместную  деятельность,
осуществленных ранее. В результате этой операции наша общая эффективная доля в совместной деятельности
сократилась с 62,9% до 48,85%, и был установлен совместный с ОАО «НК «Роснефть» контроль над активами
совместной  деятельности.    В  декабре  2004 г.  мы  заключили  соглашение  с  ОАО «НК «Роснефть»  о
приобретении  его  доли  в  указанной  совместной  деятельности  в  размере  49,95%  и  перечислили
ОАО «НК «Роснефть»  6 291 млн. руб.  денежными  средствами.  В  декабре  2004  г.  мы  приобрели  у
ОАО «НК «Роснефть-Пурнефтегаз» 8,0% долю в акционерном капитале ЗАО «Севморнефтегаз» за 5 968 млн.
руб.  с  оплатой  денежными  средствами.  В  результате  этих  операций  мы  увеличили  свою  долю  в
ЗАО «Севморнефтегаз»  с  50,0%  до  58,0%  и  стали  единственным  участником  указанной  совместной
деятельности.  По  состоянию  на  31 декабря  2004  г.  для  целей  бухгалтерской  отчетности  активы  и
обязательства совместной деятельности и ЗАО «Севморнефтегаз» были включены в наш консолидированный
бухгалтерский баланс.  В марте 2005 г. мы приобрели оставшийся 42% пакет акций ЗАО «Севморнефтегаз» у
ОАО «НК «Роснефть–Пурнефтегаз»  за  31 335 млн. руб.  Оплата  покупки  была  осуществлена  денежными
средствами  в  декабре  2004  г.  Общая  сумма  денежных  средств,  выплаченных  ОАО «НК «Роснефть»  и
ОАО «НК «Роснефть–Пурнефтегаз»  в  декабре  2004  г.  в  связи  с  приобретением  дополнительных  долей,
составила 43 594 млн. руб. без учета денежных средств, уплаченных за векселя ЗАО «Севморнефтегаз».

В мае 2003 г. АБ «Газпромбанк» (ЗАО) приобрел 15,76% акций «Мосэнерго» за 10 900 млн. руб.  В течение
года,  закончившегося  31  декабря  2004  г.,  мы  приобрели  дополнительную  долю  участия  в  капитале
ОАО «Мосэнерго» в размере 9,25% за 7 455 млн. руб. с оплатой денежными средствами, увеличив свою долю
в  ОАО  «Мосэнерго»  до  25,01%.    В  результате  данного  приобретения  мы  начали  оказывать  существенное
влияние на ОАО «Мосэнерго», в связи с чем инвестиция в ОАО «Мосэнерго» была переклассифицирована из
состава «Краткосрочных инвестиций» в «Инвестиции в ассоциированные компании».

В январе 2004 г. АБ «Газпромбанк» (ЗАО) приобрел прямую долю в размере 5,2% уставного капитала
РАО «ЕЭС России» за 19 800 млн. руб. Мы также достигли предварительной договоренности, которая
позволяет нам консолидировать под нашим управлением до 10,5% голосов РАО «ЕЭС России».

В марте 2004 г. мы приобрели пакет акций в размере 34,0% уставного капитала АО «Лиетувос Дуйос» у Фонда
государственного имущества Литовской республики за 1 020 млн. руб. В ноябре 2004 г. мы приобрели
57 949 232 акции АО «Лиетувос Дуйос» нового выпуска по номиналу – 1 литовский лит за акцию, в результате
чего наша доля участия в АО «Лиетувос Дуйос» увеличилась до 37,1%. АО «Лиетувос Дуйос» занимается
главным образом продажей и транспортировкой газа в Литве.

В марте 2004 г. «ЗМБ мбХ», наше дочернее общество в Германии, приобрело 40,0% долю в капитале «Босфорус
Газ Корпорейшн АС» за 0,6 млн. долларов США с оплатой денежными средствами. «Босфорус Газ
Корпорейшн АС» осуществляет продажу природного газа в Турции.

В марте 2004 г. мы приобрели пакет акций в размере 20% уставного капитала «Одекс Эксплорейшн Лтд.»
(Кипр) за 10,5 млн. долларов США. Компания осуществляет разведку и разработку нефтяных и газовых
месторождений в Северной Африке.

В июне 2004 г. мы приобрели дополнительную долю в размере 12,8% уставного капитала ЗАО «Стимул»,
увеличив таким образом свою долю с 38,2% до 51,0%, заплатив за это 548 млн. рублей с оплатой денежными
средствами. ЗАО «Стимул» является добывающей компанией, владеющей лицензией на разработку восточной
части Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения. В декабре 2004 г. мы приобрели долю в размере
49,0% уставного капитала ЗАО «Стимул» за 2 821 млн. руб. с оплатой денежными средствами, увеличив таким
образом свою долю с 51,0% до 100%.

В  июле  2004  г.  мы  продали  пакет  акций  в  размере  49,98%  уставного  капитала  дочернего  общества
ОАО «Согаз»,  осуществляющего  страховую  деятельность,  за  1 690 млн.  руб.    В  августе  2004  г.  мы  продали
дополнительный пакет акций в размере 25,99% уставного капитала ОАО «Согаз» за 800 млн. руб.  В результате
данных операций наша доля в уставном капитале ОАО «Согаз» сократилась с 99,98% до 24,01%.  По состоянию
на  31  декабря  2004  г.  инвестиция  в  ОАО  «Согаз»  была  отражена  в  составе  инвестиций  в  ассоциированные
компании.

В  ноябре  2004  г.  мы  продали  долю  в  уставном  капитале  OAO «Пурнефтегазгеология»  в  размере  8,34%  и
одновременно  приобрели  эффективную  долю  в  уставном  капитале  OOO «Пургаздобыча»  в  размере  99,99%.
OOO  «Пургаздобыча»  является  добывающей  компанией  и  владеет  лицензией  на  разработку  Западно-
Таркосалинского месторождения в Западной Сибири.

События после отчетной даты

В январе 2005 года мы приобрели дополнительно 9% долю участия в компании АО «Латвияс Газе» у компании
ООО «Итера Латвия» за 58 млн. долларов США, увеличив таким образом принадлежащую нам долю участия в
этой компании до 34% плюс одна акция.

В  марте  2005  г.  мы  завершили  сделку  по  приобретению  доли  участия  в  уставном  капитале
ЗАО «Атомстройэкспорт»  в  размере  53,8%  за  731 млн. руб.  с  оплатой  денежными  средствами.
ЗАО «Атомстройэкспорт»  является  одной  из  крупнейших  компаний  по  строительству  объектов  атомной
энергетики за рубежом.

В июне 2005 года мы приобрели 50,19% акций компании ОАО «Редакция Газеты Известия» у компании «КМ
Текнолоджис (Оверсис) Лтд.» за 25 млн. долларов США.

Первоначально нам принадлежало 51% акций ЗАО «Нортгаз», владеющим лицензиями на разработку Северо-
Уренгойского  месторождения.    В  2001 г.  наша  доля  была  уменьшена  до  0,5%  в  результате  решения  суда,
признавшего недействительным наше участие в эмиссии акций ЗАО «Нортгаз» в 1999 г. на основании того, что
его  совет  директоров  не  утвердил  стоимость  вносимого  нами  в  уставный  капитал  компании  имущества.
10 июня 2005 г. мы заключили соглашение с акционерами ЗАО «Нортгаз», которое позволило увеличить нашу
долю  в  ЗАО  «Нортгаз»  до  51%  и  прекратить  все  судебные  разбирательства  в  отношении  нашей  доли  в
ЗАО «Нортгаз»  без  выплаты  какой-либо  дополнительной  компенсации.  Соглашение  также  предусматривает,
каким образом акционеры будут управлять ЗАО «Нортгаз» после увеличения нашей доли в нем, кроме того в
определенных  условиях  предусматривается  продажа  принадлежащей  нам  51%  доли  или  покупка  оставшихся
49% акций компании. В настоящее время приобретение указанных акций планируется завершить в августе 2005
года.

В период с 20 июня по 22 июня 2005 г. мы подписали соглашение о продаже 10,74% акций ОАО «Газпром»,
находившихся на балансе наших дочерних обществ («Газпром Финанс Б.В.», НПФ «Газфонд» (наш пенсионный
фонд), ООО «Газпроминвестхолдинг» и АБ «Газпромбанк» (ЗАО)) ОАО «НК «Роснефть», компании со 100%
участием государства, за вознаграждение в общей сумме 203 501,7 млн. руб. (7 085,7 млн. долл. США по курсу
обмена на 12 июля 2005 г.). Указанные акции были переданы ОАО «Роснефтегаз» в период с 23 июня по 1 июля
2005 г. Согласно соглашению, нам должно быть выплачено 16 235,3 млн. руб. (565,3 млн. долл. США по курсу
обмена на 12 июля 2005 г.) до 23 июля 2005 г.; еще 20 895,3 млн. руб. (727,6 млн. долл. США по курсу обмена
на 12 июля 2005 г.) должны быть выплачены до 25 октября 2005 г., а оставшиеся 166 371,1 млн. руб. (5 792,9
млн. дол. США по курсу обмена на 12 июля 2005 г.) – до 25 декабря 2005 г. По нашим оценкам, обязательства
наших дочерних обществ по налогу на прибыль в связи с данной операцией составят примерно 22 572,5 млн.
руб. (786,0 млн. долл. США по курсу обмена на 12 июля 2005 г.).

РЕЗУЛЬТАТЫ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ

Далее представлена обобщенная информация о консолидированных результатах деятельности компании за
годы, закончившиеся 31 декабря 2004, 2003 и 2002 гг. Также представлена доля каждого показателя в общей
выручке от продаж. Все выраженные в рублях суммы, относящиеся к финансовой информации за периоды до
1 января 2003 года, указаны в постоянных рублях с учетом покупательной способности рубля по состоянию
на 31 декабря 2002 г., если не указано иначе. За периоды, начинающиеся с 1 января 2003 г., пересчет
показателей отчетности для отражения изменений общей покупательной способности российского рубля не
производился.

За год, закончившийся 31 декабря

2004 г.

2003 г.

2002 г.

млн.руб.

% от

выручки

млн. руб.

% от

выручки

млн.руб.

% от

выручки

Выручка от продаж (за вычетом акциза,

НДС и таможенных пошлин)

976,776

100%

819,753

100%

644,687

100%

Операционные расходы

(708,943)

(73)% (593,415)

(72)% (496,713)

(77)%

Прибыль от продаж

267,833

27%

226,338

28%

147,974

23%

Чистый монетарный эффект и

финансовые статьи

10,628

2,141

17,224

Доля чистой прибыли ассоциированных

компаний

8,151

3,478

4,285

Прибыль (убыток) от инвестиций,

имеющихся в наличии для продажи

1,253

5,017

1% (3,729)

(1)%

Прибыль до налогообложения и учёта

доли меньшинства

287,865

29%

236,974

29%

165,754

26%

Текущий налог на прибыль

(57,949)

(6)%

(42,368)

(5)%

(54,187)

(8)%

Отложенный налог на прибыль

(21,939)

(2)%

(32,449)

(4)%

(81,945)

(13)%

Налог на прибыль

(79,888)

(8)%

(74,817)

(9)% (136,132)

(21)%

Прибыль до учёта доли меньшинства

207,977

21%

162,157

20%

29,622

Доля меньшинства

(2,293)

(3,062)

(0)% (667)

(0)%

Чистая прибыль

205,684

21%

159,095

19%

28,955

Сравнение показателей за год, закончившийся 31 декабря 2004 года, с результатами деятельности за
год, закончившийся 31 декабря 2003 года

Выручка от продаж

В представленной ниже таблице указаны объемы и цены реализации за 2004 и 2003 гг.

За год, закончившийся

31 декабря

2004 г.

2003 г.

Выручка от продажи газа

(в млн. руб.,

если не указано иное)

Европа

Валовая выручка от продаж

(1)

607 695

567 855

Акциз

(1 025)

(125 065)

Таможенная платежи

(158 420)

(26 522)

Чистая выручка от продаж

448 250

416 268

Объемы в млрд. куб. м

153,2

140,6

Средняя цена, долл. США/ тыс. куб. м

(2)

(включая акциз и таможенные пошлины)

(3)

137,7

131,6

Средняя цена, руб./тыс. куб. м

(2)

(включая акциз и таможенные пошлины)

3 967,4

4 037,9

Страны бывшего Советского Союза

Валовая выручка от продаж (за вычетом налога на добавленную стоимость (НДС))

88 440

58 945

Акциз

(571)

(9 542)

Таможенная пошлина

(19 106)

(2 821)

Чистая выручка от продаж

68 763

46 582

Объемы в млрд. куб. м

65,7

44,1

Средняя цена, долл. США/ тыс. куб. м

(2)

(включая акциз и таможенные пошлины, за

вычетом НДС)

(3)

46,7

43,6

Средняя цена, руб./тыс. куб. м

(2)

(включая акциз и таможенные пошлины, за вычетом

НДС)

1 345,8

1 336,7

Россия

Валовая выручка от продаж (за вычетом НДС)

252 552

207 056

Акциз

(2 107)

(19 444)

Чистая выручка от продаж

250 445

187 612

Объемы в млрд. куб. м

305,7

309,1

Средняя цена, руб./тыс. куб. м

(2)

(включая акциз, за вычетом НДС)

826,2

669,9

Общая выручка от продаж газа

Валовая выручка от продаж (за вычетом НДС)

948 687

833 856

Акциз

(3 703)

(154 051)

Таможенные пошлины

(177 526)

(29 343)

Чистая выручка от продаж

767 458

650 462

Объемы в млрд. куб. м

524,6

493,8

Выручка от продажи газового конденсата и продуктов нефтегазопереработки (за

вычетом акциза, НДС и таможенных пошлин)

122 248

92 180

Выручка от продажи услуг по транспортировке газа (за вычетом акциза и НДС)

29 027

28 226

Прочая выручка (за вычетом НДС)

58 043

48 885

Итого выручка от продаж (за вычетом акциза, НДС и таможенных пошлин)

976 776

819 753

______________

Примечания:

(1)

С продажи газа в страны Европы НДС не взимается

(2)

1 тыс. куб. м является эквивалентом 35,316 куб. футов

(3)

Средние фактические цены без пересчета по курсу для целей представления информации

ОАО «Газпром». Финансовые и бухгалтерские отчёты (1998-2017 год) - часть 44