НАК „НАФТОГАЗ УКРАЇНИ“. Річний звіт (2014-2000 рік) - 9

РЕГУЛЬОВАНІ СЕГМЕНТИ

Сегмент виробництва природного 
газу

Валовий видобуток природного газу 
групи в 2014 році склав 14 млрд куб. 
м, що відповідає рівню 2013 року та 
забезпечується єдиним підприємством 
групи – Укргазвидобуванням (без ура‑
хування видобутку газу за договорами 
спільної діяльності Укргазвидобуван‑
ня та Укрнафти). В результаті анексії 
АР Крим Російською Федерацією, в І 
кварталі 2014 року Нафтогаз втратив 
контроль над Чорноморнафтогазом, 
фінансові результати якого не врахо‑
вуються у показниках даної фінансової 
звітності за 2013–2014 роки. При цьому 
Нафтогаз придбавав у Чорноморна‑
фтогаза природний газ для реалізації 
населенню в обсязі 1,6 млрд куб. м та 
0,3 млрд куб. м в 2013 та 2014 роках 
відповідно. Доходи від реалізації та 
собівартість цього газу відображені 
в сегменті «Оптова та роздрібна торгів‑
ля природним газом».

Обсяг товарного газу групи в 2014 році 
склав 13,4 млрд куб. м (валовий видобу‑
ток, зменшений на обсяги газу, вико‑
ристаного на виробничо‑технологічні 
потреби, як сировина для виробництва 
скрапленого газу, на власні потреби (обі‑
грів цехів, інших промислових об’єктів), 
а також на обсяги реалізованого некон‑
диційного газу).

Відповідно до Закону України «Про 
засади функціонування ринку природ‑
ного газу», Укргазвидобування має 
реалізувати весь обсяг товарного газу 
Нафтогазу для забезпечення потреб 
населення. Ціна закупівлі газу в Укргаз‑
видобування, яка наразі регулюється 
НКРЕКП, в 2013‑2014 роках не змінюва‑
лась та складала 349,2 грн за тис. куб. м 
без ПДВ, що майже в 10 разів нижче 
за ринкову ціну, за якою газ реалізову‑
вався для промисловості. Виручка від 
реалізації природного газу Нафтогазу 

в 2014 році склала 4,7 млрд грн, що 
відповідає рівню 2013 року.

Збиток сегменту «Виробництво при‑
родного газу» в 2014 році виріс майже 
в 4 рази в порівнянні з 2013 роком 
і склав 4,7 млрд грн. Зростання збитку 
в основному пояснюється проведеним 
в 2014 році знеціненням основних за‑
собів в розмірі 2,4 млрд грн (в 2013 році 
знецінення не проводилось), збіль‑
шенням втрат від курсових різниць на 
0,8 млрд грн та зменшенням виручки 
на 0,3 млрд грн.

ФОРМУВАННЯ 

ФІНАНСОВИХ РЕЗУЛЬТАТІВ   

ПО СЕГМЕНТАХ

СЕГМЕНТ ВИРОБНИЦТВА ПРИРОДНОГО ГАЗУ

Сегмент оптової та роздрібної тор-
гівлі природним газом

Загальне споживання природного газу 
в Україні (без виробничо‑технологіч‑
них витрат) в 2014 році по відношен‑
ню до 2013 року зменшилось на 16%, 
що стало наслідком економічної кризи 
та падіння виробництва, а також тим‑
часової окупації АР Крим та проведен‑
ня бойових дій на Сході України. Обсяг 
реалізації природного газу групою 
зменшився лише на 9% в порівнянні 
з 2013 роком та склав 29,2 млрд куб. м. 
Таким чином, частка групи в загаль‑
ному обсязі реалізації газу в 2014 році 
зросла на 6% за рахунок промислових 
споживачів.

Виручка від реалізації природного 
газу стороннім споживачам зросла 
на 25% порівняно з минулим роком 
і склала 45,5 млрд грн (2013 рік – 
36,4 млрд грн). Зростання виручки 
в грошовому еквіваленті на фоні змен‑
шення обсягів реалізації в кількісному 
еквіваленті зумовлене підвищенням 
цін на природний газ для населення 
на 56% з 1 травня 2014 року та для 

промислових споживачів в 1,9 рази 
поступово протягом року. За рахунок 
зменшення обсягу реалізації вируч‑
ка зменшилась на 3 млрд грн, а за 
рахунок підвищення цін зросла на 
12 млрд грн. 

Однак підняття цін на природний газ 
не змогло компенсувати в повному 
обсязі зростання ціни імпортованого 
газу в гривневому еквіваленті внаслі‑
док девальвації національної валю‑
ти. Таким чином валовий збиток від 
реалізації природного газу збільшився 
на 4,7 млрд грн та склав 18,4 млрд грн. 
Основною причиною формування 

валового збитку є реалізація імпор‑
тованого газу для потреб населення 
за встановленою НКРЕКП ціною, яка 
є значно нижчою ніж закупівельна 
ціна імпортованого газу.

Населення щорічно споживає понад 
20 млрд куб. м природного газу на 
приготування їжі та опалення, в т.ч. 
через ТКЕ, з яких тільки 50‑60% задо‑
вольняється за рахунок газу власного 
видобутку (Укргазвидобування та 
Чорноморнафтогазу до ІІ кварталу 
2014 року). В 2014 році за рахунок 

СЕГМЕНТ ОПТОВОЇ ТА РОЗДРІБНОЇ ТОРГІВЛІ ПРИРОДНИМ ГАЗОМ 

6,5

Дохід від реалізації

Собівартість

Валовий прибуток/збиток

ФОРМУВАННЯ ПРИБУТКУ/ЗБИТКУ ПО КАТЕГОРІЯХ СПОЖИВАЧІВ 

ЗА 2013 ТА 2014 РОКИ, МЛРД ГРН

-20

-10

0

10

20

-30

-20

-10

0

10

20

30

Тепло для 

населення

Регіональні 

розподільні 

підприємства 

для продажу 

іншим 

споживачам

Промислові та 

інші споживачі

Разом, окрім 

потреб 

населення

Тепло для 

інших 

споживачів

Разом для 

потреб 

населення

Регіональні 

розподільчі 

підприємства 

для 

перепродажу 

населенню

18,4

-11,9

5,7

10,1

-4,4

-16,3

6,4 6,1

0,3

3,3 2,7

0,6

14,6

12,9

1,7

2,6

5,3

24,6

-19,3

7,4

15,4

-8,0

-27,3

5,7 4,8

0,9

2,4 2,1

0,3

24,7

17,0

7,7

8,9

2013 рік

2014 рік

Основні показники сегмента, млн грн  
(якщо не вказано інше)

2013 

рік

2014 

рік

 +/-

%

Валовий видобуток природного газу без СД та 
Чорноморнафтогазу, млн куб. м

14 021

14 034

13

0%

в т.ч.

виробничо-технологічні потреби

422

445

24

6%

сировина для виробництва скрапленого газу

92

92

(0)

0%

власні потреби

84

88

4

5%

реалізація для забезпечення потреб населення

13 423

13 409

(14)

0%

Розмір активів, віднесених до цього сегмента

30 053

42 367

12 314

41%

Виручка, в т.ч.:

5 133

4 815

(318)

-6%

 - продаж газу для Нафтогазу 

4 687

4 685

(2)

0%

 - продаж стороннім організаціям

110

130

20

18%

 - надання послуг *

336

(336)

-100%

Валовий прибуток/збиток

(97)

(241)

(144)

148%

% від виручки

-2%

-5%

-3%

165%

Результат сегмента (прибуток до оподаткування)

(1 163)

(4 696)

(3 533)

304%

% від виручки

-23%

-98%

-75%

330%

ROA (результат сегменту/активи), %

-4%

-11%

-7%

186%

Капітальні інвестиції

2 053

2 598

545

27%

Основні показники сегмента, млн грн 
(якщо не вказано інше)

2013 

рік

2014 

рік

 +/-

%

Обсяги реалізації природного газу, млн куб. м

32 123

29 232

(2 891)

-9%

Розмір активів, віднесених до цього сегмента

29 869

28 347

(1 522)

-5%

Виручка, в т.ч.:

46 275

53 257

6 982

15%

 - продаж стороннім споживачам

36 447

45 493

9 046

25%

Валовий прибуток/збиток

(13 727)

(18 426)

(4 699)

34%

% від виручки

-30%

-35%

-5%

17%

Результат сегмента (прибуток до оподаткування)

(24 941)

(81 211)

(56 270)

226%

% від виручки

-54%

-152%

-99%

183%

ROA (результат сегменту/активи), %

-84%

-286%

-203%

243%

Капітальні інвестиції

30

262

232

773%

70%

76%

30%

24%

38,5

2013

2014

РЕАЛІЗАЦІЯ ГАЗУ  

СПОЖИВАЧАМ УКРАЇНИ 

(БЕЗ ВТВ), МЛРД КУБ. М

Реалізація групою

Інші постачальники

-16%

46,1

* зазначені доходи з 2014 року віднесено до сегменту «Інші»   

 

 

16,9

15,0

8,3

7,1

6,9

7,1

32,1

29,2

2013

2014

ОБСЯГ ТА ЦІНИ РЕАЛІЗАЦІЇ 

ГАЗУ СПОЖИВАЧАМ  

УКРАЇНИ, МЛРД КУБ. М

Населення

ТКЕ для населення

Промисловість

372

грн за 

тис. куб. м

792

грн за 

тис. куб. м

3 444

грн за 

тис. куб.м

491

грн за 

тис. куб. м

756

грн за 

тис. куб. м

4 614

грн за 

тис. куб. м

-2,7

128

129

АНАЛІЗ ФІНАНСОВОЇ ЗВІТНОСТІ

імпортованого газу було задоволено 
37% потреб населення (на приготу‑
вання їжі та опалення, в т.ч. через 
ТКЕ), безпосередньо населенню було 
реалізовано 1,6 млрд куб. м природно‑
го газу.

Таким чином, додатковий прибуток, 
який група отримала від підвищен‑
ня ціни реалізації природного газу 
для населення з 1 травня 2014 року 
з 372 грн за тис. куб. м до 627 грн за 
тис. куб. м (ціна газу як товару без 
ПДВ, цільової надбавки, тарифів на 
транспортування та постачання), був 
повністю знівельований внаслідок 
девальвації гривні. В доларовому 
еквіваленті середньозважена ціна реа‑
лізації газу для населення зменшилась 
протягом 2014 року на 15% (з 47 дол. 
за тис. куб. м до 40 дол. за тис. куб. м).

Тому незважаючи на зростання 
ціни реалізації, валовий збиток від 
реалізації газу для потреб населен‑
ня в 2014 році склав 27,3 млрд грн 
(в 2013 році – 16,3 млрд грн).

Реалізація природного газу іншим 
категоріям споживачів (підприємствам, 
що виробляють тепло для інших спо‑
живачів, регіональним газорозподіль‑
ним підприємствам для перепродажу 
іншим споживачам, промисловим та 
іншим споживачам) є прибутковою. 
Максимальна ціна реалізації природ‑
ного газу іншим категоріям спожива‑

чів, яка також встановлюється НКРЕКП. 
Ця ціна переглядається щомісячно 
з урахуванням закупівельної ціни ім‑
портованого газу і девальвації гривні, 
та забезпечує групі валову маржу, 
яка у відсотках до доходу склала 
11% та 27% в 2013 році та 2014 році 
відповідно. Валовий прибуток від 
реалізації природного газу іншим 
категоріям споживачів в 2014 році 
склав 8,9 млрд грн (в 2013 році – 
2,6 млрд грн). Однак цього прибутку 
було недостатньо для покриття збитків 
від реалізації газу для населення, що 
і призвело до формування валового 
збитку по цьому сегменту.

Сегмент зберігання природного 
газу

В 2014 році відбулось збільшення 
тарифу на зберігання газу у ПСГ 
у 2,6 рази (в середньому по року). За 
рахунок підвищення тарифів виручка 
по сегменту зросла на 65% та склала 
1,4 млрд грн. Значна частка послуг 
ПСГ надається підприємствам групи 

СЕГМЕНТ ЗБЕРІГАННЯ ПРИРОДНОГО ГАЗУ

372

627

$47

$40

СЕРЕДНІ ЦІНИ РЕАЛІЗАЦІЇ 

ГАЗУ ДЛЯ ПОТРЕБ НАСЕЛЕННЯ 

(БЕЗ ТКЕ)

кінець 2013 кінець 2014 кінець 2013 кінець 2014

грн/ткм

дол./ткм

ФОРМУВАННЯ ЗБИТКУ ВІД РЕАЛІЗАЦІЇ ГАЗУ ДЛЯ НАСЕЛЕННЯ, МЛРД ГРН

5,1

4,8

7,0

15,2

млрд куб

10,0

млрд куб

23,6

Газ власного видобутку**

Обсяг

реалізації

газу

13,9

млрд куб

8,2

млрд куб

Обсяг

реалізації

газу

Імпортований газ

Газ власного видобутку**

Збиток 16,3

Збиток 27,3

Імпортований газ

6,7

4,9

6,0

35,1

Доходи

Собівартість за 

даними 

бухгалтерського 

обліку *

Доходи

Собівартість за 

даними 

бухгалтерського 

обліку *

Доходи

Собівартість за 

даними 

бухгалтерського 

обліку *

Доходи

Собівартість за 

даними 

бухгалтерського 

обліку *

0,3

-16,6

1,8

-29,1

* собівартість за даними бухгалтерського обліку включає коригування вартості відповідно до чистої вартості реалізації згідно МСБО 2. Ця собівартість 

не  є співставною з повною економічною собівартістю, оскільки не враховує вартість капіталу та вплив переоцінки активів на амортизацію

** газ ресурсу Укргазвидобування та Чорноморнафтогаз

+

–

+

–

Валовий збиток при

реалізації

імпортованого газу

Валовий прибуток

при реалізації газу

власного видобутку

Валовий прибуток

при реалізації газу

власного видобутку

Валовий збиток при

реалізації

імпортованого газу

Валовий збиток при

реалізації

імпортованого газу

2013

2014

(в 2014 році – 76%, в 2013 році – 49% 
доходів сегменту).

Незважаючи на зростання виручки, 
збиток сегменту «Зберігання природ‑
ного газу» в 2014 році зріс в 4,5 рази 
по відношенню до 2013 року та склав 
3 млрд грн. Основними причинами 
погіршення результату сегмента стало 
зростання собівартості внаслідок 
девальвації національної валюти і, 
відповідно, ціни імпортованого газу, 
який використовується на техноло‑
гічні потреби, а також знецінення 
основних засобів на суму 2,7 млрд грн 
(в 2013 році знецінення не проводи‑
лось). При цьому результат перео‑
цінки основних засобів також було 
відображено за рахунок збільшення 
резерву переоцінки (в капіталі).

Негативні результати діяльності 
сегменту свідчать про економічно не‑
обґрунтований рівень тарифів на збе‑
рігання природного газу. З 2016 року 
група планує перехід на RAB‑методо‑
логію для розрахунку тарифу на збері‑
гання газу, що дозволить забезпечити 
нарахування справедливого доходу на 
регуляторну базу активів та призведе 
до покращення результату сегменту.

НЕРЕГУЛЬОВАНІ СЕГМЕНТИ

Сегмент транспортування природ-
ного газу

Внаслідок політики Російської Федера‑
ції щодо транспортування вуглеводнів 
в обхід України, обсяг транспорту‑
вання газу по контракту з Газпромом 
в 2014 році зменшився на 28% порів‑
няно з 2013 роком. В 2014 році доля 
транзиту природного газу з території 
Російської Федерації до країн ЄС через 

потоки «Блакитний» та «Північний», що 
йдуть в обхід газотранспортної системи 
України, за офіційними даними Газпро‑
му зросла з 23% до 35%. Додатковим 
фактором стало падіння споживання 
газу в Європі, що частково поясню‑
ється відносно теплим опалювальним 
періодом минулого року (як на початку, 
так і наприкінці 2014 року).

Обсяги транспортування газу спо‑
живачам України також зменшились 

на 14% порівняно з минулим роком 
в результаті економічної кризи та 
анексії АР Крим і військових дій на 
сході країни.

На зменшення виручки вплинули 
наступні фактори:

•  зменшення обсягу транспортуван‑

ня (транспортування газу за кон‑
трактом з Газпромом та транспор‑
тування для споживачів України) 
природного газу – 7,9 млрд грн

•  зменшення ставки по контракту 

з Газпромом на 10% в доларовому 
еквіваленті в 2014 році в порівнян‑
ні з 2013 роком – 1,6 млрд грн

З іншого боку, на зростання виручки 
вплинуло:

•  підняття тарифів НКРЕКП на 

внутрішнє транспортування 
магістральними газопровода‑

СЕГМЕНТ ТРАНСПОРТУВАННЯ ПРИРОДНОГО ГАЗУ

7,4

22,7

7,3

16,8

3,6

7,0

3,0

4,9

3,8

15,7

4,3

11,9

Внутрішнє 

транспортування

Транспортування 

газу для Газпрому

Внутрішнє 

транспортування

Транспортування 

газу для Газпрому

2013

2014

ПОКАЗНИКИ ВНУТРІШНЬОГО ТРАНСПОРТУВАННЯ ТА 

МІЖНАРОДНОГО ТРАНЗИТУ, МЛРД ГРН 

Дохід від реалізації

Собівартість згідно 

з бухгалтерським обліком

2

Валовий прибуток

Основні показники сегмента, млн грн 
(якщо не вказано інше)

2013

2014

+/-

%

Тариф на послуги ПСГ без ПДВ*, грн/тис куб м

16,50

42,83

26,33

160%

Виручка, в т.ч.:

868

1 430

562

65%

 - продаж іншим сегментами

443

338

(105)

-24%

Результат сегменту

(661)

(2 986)

(2 325)

352%

Активи

70 304

146 195

75 891

108%

ROA (результат сегменту/активи), %

-1%

-2%

-1%

* тариф, по якому розраховується вартість послуг при закачуванні/відбору газу з ПСГ, та який складається з 

тарифу на закачування/відбір + 1/2 тарифу на зберігання газу в ПСГ

Основні показники сегмента, млн.грн. 
(якщо не вказано інше)

2013 
рік

2014 
рік

 +/-

%

Транспортування газу для Газпрому, млн куб. м

86 126

62 197

(23 929)

-28%

Транспортування газу для споживачів України, млн куб. м

44 097

38 122

(5 975)

-14%

Розмір активів, віднесених до цього сегмента

61 917

239 746

177 829

287%

Виручка, в т.ч.:

30 131

24 228

(5 903)

-20%

 - транзит

22 732

16 831

(5 901)

-26%

 - транспортування для споживачів України

7 399

7 340

(59)

-1%

Валовий прибуток/збиток

1

11 696

9 482

(2 214)

-19%

% від виручки

39%

39%

0%

1%

Результат сегмента (прибуток до оподаткування)

9 435

7 448

(1 987)

-21%

% від виручки

31%

31%

-1%

-2%

ROA (результат сегменту/активи), %

15%

3%

-12%

-80%

Капітальні інвестиції

1 195

295

(900)

-75%

1

 з урахуванням внутрішньогрупових витрат

2

 без урахування внутрішньогрупових витрат

130

131

АНАЛІЗ ФІНАНСОВОЇ ЗВІТНОСТІ

кий НПЗ, який переробляє незначні 
обсяги нафти вітчизняного видобутку 
та легкі сорти каспійської нафти, 
поставлені залізничним транспортом. 
Причиною зупинки вітчизняних НПЗ 
стала конкуренція з боку білоруських, 
російських та прибалтійських НПЗ, які 
в умовах безмитного імпорту нафто‑
продуктів на територію України мають 
переваги перед НПЗ України. Основни‑
ми з цих переваг є географічна близь‑
кість до сировинної бази з Російської 
Федерації, відсутність російського 
експортного мита при імпорті сиро‑
вини та технологічна розвиненість, 
яка дозволяє забезпечувати високий 
відсоток виходу світлих нафтопродук‑
тів з російської нафти сорту Urals.

Незважаючи на зменшення обсягу 
транспортування нафти в 2014 році, 
відбулось зростання виручки в по‑
рівнянні з 2013 роком на 39% до 
2,0 млрд грн. Зазначене зростання обу‑
мовлено девальвацією гривні, оскільки 
тариф на транзит нафти встановлено 
в євро. За рахунок зростання курсу до‑
хід виріс на 43%, при цьому зменшення 
обсягу транспортування призвело до 
зменшення доходу на 4%.

Значення коефіцієнту ROA (Return on 
Assets, або співвідношення результату 
сегмента до активів, які відносяться до 
цього сегменту) по сегменту тран‑
спортування сирої нафти свідчить про 
низьку рентабельність використання 
активів та є наслідком того, що тариф 
на транспортування нафти по терито‑
рії України до НПЗ, який встановлює 
НКРЕКП, не переглядався з 2007 року. 
З метою покращення ефективності 

роботи внутрішніх напрямків тран‑
спортування нафти, які призначені для 
постачань нафти на вітчизняні НПЗ, 
з 1 липня 2015 було підвищено тариф 
на транспортування нафти в сердньо‑
му в 6 разів.

Сегмент виробництва сирої нафти 
і газового конденсату

Доходи сегменту формуються виключ‑
но за рахунок реалізації продукції 
в Єгипті, оскільки вся нафта та газовий 
конденсат, який видобувається в Украї‑
ні, переробляються і їх реалізація відно‑
ситься до доходів сегменту «Переробка 
сирої нафти і газового конденсату».

Компанія уклала концесійну угоду на 
проведення нафтової розвідки та екс‑
плуатації між Арабською Республікою 
Єгипет (АРЄ), Єгипетською Генераль‑
ною Нафтовою Корпорацією (ЄГНК) 
і Нафтогазом на території Alam El 
Shawish East Західної пустелі (Концесій‑

на угода) 13 грудня 2006 року. Період 
розробки за Концесійною угодою, 
обмежений максимальним строком 
у 25 років від дати відкриття комерцій‑
них запасів нафти або від дати перших 
постачань газу, розпочався у 2011 році.

Концесійна угода містить такі умови:

•  компанія відшкодовуватиме для 

себе щокварталу усі витрати на 
розвідування і розробку у межах 
25% усіх нафтопродуктів, видобу‑
тих і накопичених з усіх виробни‑
чих ділянок та не використаних 
у нафтових операціях

•  решта 75% вироблених нафтопро‑

дуктів розподіляються між компані‑
єю та ЄГНК в залежності від обсягів 
виробництва. Частка компанії 
знаходиться в межах від 15% до 
19%

•  ЄГНК стає власником усіх активів 

компанії, придбаних і тих, що нале‑
жать їй за Концесійною угодою

Дохід сегменту в 2014 році виріс на 
0,1 млрд грн в порівнянні з 2013 ро‑
ком та склав 0,3 млрд грн. Збільшення 
доходу сегменту відбулось за рахунок 
збільшення обсягів видобутку нафти 
(+0,02 млрд грн) та зростання кур‑
су долара по відношенню до гривні 
(+0,1 млрд грн). При цьому через 
зменшення ціни реалізації нафти дохід 
зменшився на 0,02 млрд грн.

ми з 1 червня 2014 року майже 
в 1,5 рази – 0,8 млрд грн

•  девальвація національної ва‑

люти – вплинула на зростання 
виручки несуттєво (2,2 млрд грн), 
оскільки послуги для Газпрому 
до жовтня 2014 року надавались 
виключно в рахунок отриманих 
в 2010‑2013 роках авансів (по фік‑
сованому курсу)

Наслідком зменшення виручки стало 
погіршення результату сегменту на 
21%, або на 2 млрд грн.

Суттєве зменшення коефіцієнту ROA 
(Return on Assets, або співвідношення 
результату сегмента до активів, які 
відносяться до цього сегменту) після 
проведення переоцінки основних засо‑
бів свідчить про економічну необґрун‑
тованість розміру тарифу на транспор‑
тування природного газу по контракту 
з Газпромом. З метою перегляду умов 
довгострокового контракту на транспор‑
тування природного газу, укладеного 
між Нафтогазом та Газпромом, і вста‑
новлення економічно обґрунтованого 
тарифу, керівництво компанії в жовтні 
2014 року звернулось до Арбітражного 
інституту Торгової палати Стокгольма 
з проханням винести арбітражне рішен‑
ня стосовно перегляду плати за тран‑
спортування природного газу територі‑
єю України по контракту з Газпромом.

Крім того, з IV кварталу 2015 року 
НКРЕКП планує перехід на RAB‑ме‑
тодологію для розрахунку тарифу на 
транспортування газу, що дозволить 
забезпечити нарахування справед‑
ливого доходу на регуляторну базу 
активів та призведе до покращення 
результату сегменту в майбутньому.

Сегмент переробки сирої нафти 
і газового конденсату

Доходи сегмента в 2014 році змен‑
шились в порівнянні з 2013 роком на 
10% та склали 5,2 млрд грн. Знижен‑
ня виручки, в першу чергу,  стало 
наслідком поступового припинення 
реалізації нафтопродуктів Нафтога‑
зом та Укртранснафтою, вироблених 
з покупної сировини (на 1,3 млрд грн). 

Зазначений вид бізнесу не був 
основним для Нафтогазу та Укртран‑
снафти та забезпечував незначний 
рівень рентабельності при значних 
розмірах відволікання обігових коштів 
на фінансування оборотного капіталу. 
Керівництвом групи було прийняте 
рішення щодо припинення цього виду 
діяльності.

Таким чином, основні доходи по 
цьому сегменту в 2014 році формува‑
лись за рахунок реалізації нафтопро‑
дуктів та скрапленого газу власного 
виробництва Укргазвидобування та 
стисненого газу через мережу АГНКС 
Укравтогазу.

Незважаючи на зменшення обсягу 
реалізації нафтопродуктів та скра‑
пленого газу на 110 тис. т та 29 тис. т 
відповідно, дохід Укргазвидобу‑
вання збільшився в 2014 році на 
0,8 млрд грн в порівнянні з 2013 ро‑
ком за рахунок продажу скрапленого 
газу за вищою ціною: за 2013 рік 
75% від загального обсягу реаліза‑
ції скрапленого газу було продано 
на спецаукціонах для забезпечення 
потреб населення за заниженими 
цінами, в той час як у 2014 році 77% 
скрапленого газу було реалізовано на 
комерційних аукціонах за ринкови‑
ми цінами. Через зменшення обсягу 
реалізації дохід зменшився на 20% по 

відношенню до 2013 року, при цьому 
зростання ціни призвело до збільшен‑
ня доходу майже на 40%.

Виручка Укравтогазу в порівнянні 
з минулим роком зменшилась на 
0,03 млрд грн за рахунок зменшення 
обсягу реалізації, що стало наслідком 
проведення військових дій на сході 
України.

Результат сегменту в 2014 році виріс 
на 39% та склав 2,0 млрд грн. Рента‑
бельність дорівнювала 38%, що краще 
показника 2013 року на 14% та свід‑
чить про економічну обґрунтованість 
відмови від реалізації нафтопродуктів 
Нафтогазом та Укртранснафтою, виро‑
блених з покупної сировини.

Сегмент транспортування сирої 
нафти

Протягом останніх років відбувається 
падіння обсягів транспортування на‑
фти, що пояснюється як зменшенням 
транспортування нафти на вітчизняні 
НПЗ, так і зменшенням обсягу тран‑
зиту. Обсяг транспортування нафти 
в 2014 році зменшився на 4% в порів‑
нянні з 2013 роком (в т.ч. зменшення 
транзиту на 4% та зменшення тран‑
спортування нафти до НПЗ на 10%) та 
склав 16,9 млн т.

На сьогодні з 6 нафтопереробних заво‑
дів України працює лише Кременчуць‑

Основні показники сегмента, млн грн 
(якщо не вказано інше)

2013

2014

+/-

%

Валовий видобуток нафти і газового конденсату в Єгипті*, 
тис. т

92,6

102,4

10

11%

в т.ч.

 - компенсаційна частина

59,4

65,9

7

11%

 - дохідна частина

33,2

36,5

3

10%

Середньозважена ціна на нафту, дол./т 

780

708

(72)

-9%

Доходи**

207

320

113

55%

Результат сегменту**

207

291

84

41%

Активи**

 - 

3 424

3 424

ROA (результат сегменту/активи), %

 - 

8%

Основні показники сегмента, млн грн 
(якщо не вказано інше)

2013

2014

+/-

%

Реалізація нафтопродуктів, тис. т

687

403

(284)

-41%

в т.ч.

 - власного виробництва

474

364

(110)

-23%

 - інша реалізація

214

39

(174)

-82%

Реалізація скрапленого газу, тис. т

206

177

(29)

-14%

Реалізація природного газу через мережу АГНКС, млн куб. м

130

97

(33)

-26%

Доходи, в т.ч.

5 778

5 197

(581)

-10%

 - реалізація нафтопродуктів власного виробництва та 
скрапленого газу

3 472

4 190

718

21%

 - реалізація природного газу через мережу АГНКС

688

659

(29)

-4%

 - інша реалізація нафтопродуктів

1 618

348

(1 270)

-78%

Результат сегменту

1 437

1 995

558

39%

Рентабельність (результат сегменту/доходи),%

25%

38%

14%

Активи

2 387

5 007

2 620

110%

ROA (результат сегменту/активи), %

60%

40%

-20%

СЕГМЕНТ ПЕРЕРОБКИ СИРОЇ НАФТИ І ГАЗОВОГО КОНДЕНСАТУ

СЕГМЕНТ ВИРОБНИЦТВА СИРОЇ НАФТИ  

І ГАЗОВОГО КОНДЕНСАТУ 

* частка Нафтогазу в загальному видобутку, без врахування обсягів, які передаються ЄГНК 

 

** відображено показники по Єгипту  

 

 

Основні показники сегмента, млн грн 
(якщо не вказано інше)

2013

2014

+/-

%

Транспортування нафти, млн т

17,6

16,9

-1

-4%

в т.ч.

 - транзит

15,6

15,0

-1

-4%

 - транспортування до НПЗ

2,0

1,8

0

-10%

Доходи

1 411

1 957

546

39%

Результат сегменту

435

1 115

680

156%

Активи

12 283

19 959

7 676

62%

ROA (результат сегменту/активи), %

4%

6%

2%

СЕГМЕНТ ТРАНСПОРТУВАННЯ СИРОЇ НАФТИ

132

133

АНАЛІЗ ФІНАНСОВОЇ ЗВІТНОСТІ

В 2014 році група звітувала про значні 
збитки порівняно з минулими рока‑
ми. Чистий збиток в 2014 році склав 
88,4 млрд грн, що майже в п'ять разів 
перевищує збиток попереднього року 
(18 млрд грн). 74% збитку спричинили 
зовнішні фактори, на які керівниц‑
тво групи не мало жодного впливу: 
девальвація гривні, втрата активів в АР 
Крим та зоні проведення АТО.

Головними причинами формування 
чистого збитку групи в 2014 році стали:

1.  збиток від курсових різниць – 

39,2 млрд грн, або 44% від загаль‑
ної суми збитку. Заборгованість 
групи в іноземній валюті на 
початок 2014 року складала майже 
7 млрд дол. При цьому курс дола‑
ра зріс з 7,99 грн/дол. на початку 
року до 15,77 грн/дол. у грудні 
2014 року, що призвело до нараху‑
вання групою збитків, пов’язаних 
з переоцінкою та сплатою заборго‑
ваності в іноземних валютах;

2.  збитки від реалізації природного 

газу в сумі 18,4 млрд грн, або 21% 
від загальної суми збитку (див. 
розділ «Формування фінансових 
результатів по сегментах»);

3.  збитки від втрати активів в АР 

Крим – 19,6 млрд грн, або 22% 
від загальної суми збитку. Через 
тимчасову втрату контролю над 

діяльністю своєї дочірньої компанії 
Чорноморнафтогаз група понесла 
збитки у розмірі 13,8 млрд грн, а від 
втрати активів інших підприємств 
в регіоні – 5,8 млрд грн. Ці збитки 
не враховують додаткові витрати, 

які виникли у групи в 2014 році 
через втрату ресурсу газу влас‑
ного видобутку в обсязі близько 
1,4 млрд куб. м, і який група зму‑
шена була замістити імпортованим 
природним газом;

4.  збитки від втрати активів в зоні 

проведення АТО – 7,2 млрд грн, 
або 8% від загальної суми збитку. 
Ці збитки виникли через несанкці‑
онований відбір газу, нарахування 
та сплату до бюджету зобов’язань зі 
сплати ПДВ на цей газ, непогашені 
борги споживачів за природний 
газ, які залишились на непідкон‑
трольних українській владі терито‑
ріях, втрату ПСГ та газу, який в них 
знаходився.

ФОРМУВАННЯ   

ЧИСТОГО ЗБИТКУ

88,4

млрд грн

ЗБИТОК ГРУПИ У 2014 РОЦІ, 

МЛРД ГРН, %

7,2

(8%)

19,6

(22%)

39,2

(44%)

 74%

18,4

(21%)

4,1

(5%)

Зона АТО

АР Крим

Курсові різниці

Збитки від 

реалізаціїгазу
Інші фактори

75%

9,9

8,9

1,8

-

29,1

-

8,5

-

39,2

-

19,6

-

7,2

-

9,0

4,9

-

88,4

Прибутоку від

транспортування

газу та інших

видів діяльності

Прибуток від реалізації газу  

промисловим 

споживачам

власного 

видобутку для 

населення

Збиток від 

реалізації 

імпортованого 

газу для 

населення та ТКЕ

Валовий 

збиток

Чистий збиток 

від курсових 

різниць

Збитки

в АР Крим

Збитки в 

АТО

Фінансові витрати 

(відсотки по 

кредитах)

Інші 

витрати/

доходи

Чистий збиток

ОСНОВНІ ФАКТОРИ ФОРМУВАННЯ ЗБИТКУ ГРУПИ, МЛРД ГРН

Загальний збиток від 

реалізації газу 

для населення та ТКЕ

27,3 млрд грн

АКТИВИ

Активи групи станом на 31 грудня 
2014 року склали 515 млрд грн (з яких між 
сегментами розподілено 496 млрд грн), що 
на 277,1 млрд грн, або вдвічі, більше ніж 
активи групи станом на 31 грудня 2013 року 
Зростання активів групи відбулось за 
рахунок збільшення необоротних активів 
з 194,8 млрд грн до 471,7 млрд грн (+143%) 
та проведення переоцінки основних 
засобів. В порівнянні з останньою оцінкою, 
що проводилась в 2009 році, ключовими 
факторами росту вартості активів стали:

•  подорожчання металопродукції, в тому 

числі труб та металоконструкцій

•  зростання цін на паливно‑мастильні 

матеріали

•  збільшення розміру заробітної плати 

будівельно‑монтажних спеціалістів

•  підвищення цін на обладнання як 

вітчизняного, так і імпортного виробни‑
цтва

•  зміна макроекономічної ситуації та про‑

гнозів розвитку нафтогазового ринку

Частка активів, які відносяться до регульо‑
ваних сегментів, зменшилась з 59% станом 
на 31 грудня 2013 року до 44% станом на 
31 грудня 2014 року. Основною причиною 
збільшення частки активів, які відносяться 
до нерегульованих активів, стала переоцін‑
ка основних засобів по сегменту «Транспор‑
тування природного газу».

АНАЛІЗ  

ЗВІТУ ПРО ФІНАНСОВИЙ 

СТАН

* без урахування нерозподілених активів та інвестицій в 2013 році – 16,2 млрд грн, у 2014 – 19,0 млрд грн 

Інші

8%

Транспорту- 

вання нафти

5%

Оптова 

торгівля 

газом

13%

Видобування

газу

14%

Зберігання 

газу

32%

АКТИВИ ЗА СЕГМЕНТАМИ

У 2013 РОЦІ*, %

221,7

млрд грн

496,0

млрд грн

Регульовані 

сегменти 59%

Нерегульовані 

сегменти 41%

91,5 

млрд грн 

130,2 

млрд 

грн

Транспортування 

газу

48%

Транспортування

газу

28%

Інші

4%

Транспортування 

нафти

4%

Оптова торгівля 

газом

6%

Видобування

газу

9%

Зберігання

газу
29%

АКТИВИ ЗА СЕГМЕНТАМИ

У 2014* РОЦІ, %

Регульовані

сегменти

44%

Нерегульовані 

сегменти 56%

279,1

млрд грн

216,9 

млрд грн

70,3

55,7

27,9

27,6

2013

181,4

млрд грн

146,1

232,6

41,2

35,1

2014

455,0

млрд грн

78,8

184,1

15,9

17,4

Переоцінка Інші фактори*

Зберігання газу

Транспортування

газу

Видобування газу

Інше

+

296,2

-

22,6

112%

331%

57%

66%

ВПЛИВ ПЕРЕОЦІНКИ НА ВАРТІСТЬ ОСНОВНИХ ЗАСОБІВ, 

МЛРД ГРН

* 

надходження та переміщення основних засобів, вибуття, амортизційні нарахування, 

рекласифікація тощо

134

135

АНАЛІЗ ФІНАНСОВОЇ ЗВІТНОСТІ

РОБОЧИЙ КАПІТАЛ

Структура оборотного капіталу групи 
залежить від умов придбання і реалізації 
природного газу та умов надання послуг 
з транспортування природного газу 
по контракту з Газпромом. В 2013 році 
основним постачальником імпортованого 
природного газу для компанії був Газ‑
пром, при цьому оплата за придбаний газ 
здійснювалась по факту поставки в тер‑
міни відповідно до діючої угоди з усіма 
доповненнями.

В 2013 році через брак обігових коштів 
попереднім менеджментом було укладено 
додаткові угоди з Газпромом про розстро‑
чення оплати за придбаний в серпні та 
жовтні‑грудні 2013 року природний газ, що 
призвело до накопичення кредиторської 
заборгованості на суму 2,8 млрд дол. ста‑
ном на 31 грудня 2013 року. З іншого боку, 
протягом декількох останніх років дефіцит 
групи частково покривався за рахунок 
отриманих авансів за транспортування 

газу по контракту з Газпромом. Забор‑
гованість по отриманих авансах перед 
Газпромом станом на початок 2014 року 
складала 1,8 млрд дол.

Таким чином, за рахунок накопиченої 

кредиторської заборгованості перед 
Газпромом за газ та по авансах за послуги 
з транспортування природного газу, 
робочий капітал групи був від’ємним та 
склав 11,2 млрд грн станом на 31 грудня 
2013 року.

В 2014 році у зв’язку з конфліктом між 
компанією та Газпромом, менеджмент 
вживав активних заходів з диверсифі‑
кації джерел постачання імпортованого 
природного газу з країн ЄС та намагався 
переглянути умови діючого контракту на 
постачання газу з Газпромом, що при‑
звело до підписання додаткової угоди на 
постачання газу протягом опалювального 
сезону 2014‑2015 років (так званий «зимо‑
вий пакет»). Наслідком зазначених дій став 
перехід у 2014 році на оплату за імпорто‑
ваний газ на умовах попередньої оплати, 
як з постачальниками з Європи, так і з 
Газпромом по «зимовому пакету».

Зазначені зміни в умовах ведення бізнесу 
групи призвели до наступних змін в робо‑
чому капіталі:

•  запаси станом на 31 грудня 2014 змен‑

шились по відношенню до 31 груд‑
ня 2013 на 7 млрд грн та склали 
10 млрд грн. Основною складовою 
запасів (80%) є природний газ, який 
належить групі: так званий «активний 
газ» (знаходиться в ПСГ та може бути 
реалізований споживачам), а також 
газ, який знаходиться в газотранспорт‑
ній системі (близько 1 млрд куб. м). 

Короткострокові кредити

Довгострокові кредити

59,6

-35,9

45,2

76%

23,9

12,0

12,0

25,3

61,0

14,4

24%

34,8

57%

26,2

43%

31.12.2014

31.12.2013

Погашення

кредитів

Залучення

кредитів 

Рефінансування

кредитів у вітчизняних

банках

Основну суму склали

євробонди $1,6 млрд/

20,7 млрд грн

Вплив курсових

різниць

ЗМІНИ В КРЕДИТНОМУ ПОРТФЕЛІ ГРУПИ В 2014 РОЦІ, МЛРД ГРН

Величина оборотних активів протягом 
2014 року майже не змінилась, але зміни‑
лась структура оборотних активів: розмір 
запасів та торгової дебіторської заборго‑
ваності зменшились, а розмір попередніх 
оплат збільшився (детальніше див. розділ 
«Робочий капітал»).

КАПІТАЛЬНІ ІНВЕСТИЦІЇ

Капітальні інвестиції групи в 2014 році 
зменшились на 14% по відношенню 
до 2013 року та склали 3,7 млрд грн. 
В 2014 році було витрачено 2,9 млрд грн 
грошових коштів на капітальні вкладення, 
що на 0,7 млрд грн менше ніж в 2013 році 
(див. розділ «Рух грошових коштів»).

Пріоритетним напрямком капітальних 
інвестицій групи є видобуток природно‑
го газу. В 2014 році витрати по сегменту 
«Виробництво природного газу» скла‑
ли 2,6 млрд грн. Основний напрямок 

капітальних вкладень в межах сегменту 
«Виробництво природного газу» – розвіду‑
вальне та експлуатаційне буріння.

За результатами 2014 року показники 
групи по фінансуванню капітальних 
вкладень в сегментах «Виробництво 
природного газу» та «Транспортування 
природного газу» є найнижчими серед 
інших нафтогазових компаній світу.

Недофінансування витрат капітального 
характеру обумовлене, в першу чергу, 
невідповідністю цін реалізації природ‑
ного газу ринковому рівню, а також 
необхідністю спрямування грошових 
коштів на фінансування закачування 
газу до ПСГ для забезпечення сталого 
проходження опалювального сезону.

ПОЗИКИ

Зобов'язання групи за позиками 
станом на 31 грудня 2014 року склали 
61,0 млрд грн (станом на 31 грудня 
2013 року – 59,6 млрд грн). При цьому 
в доларовому еквіваленті заборгова‑
ність за кредитами зменшилась на 48% 
з 7,5 млрд дол. до 3,9 млрд дол.

В 2014 році менеджмент групи забез‑
печив:

•  погашення кредитів на суму 

23,9 млрд грн, основну суму з яких 
склали євробонди – 1,6 млрд дол., 
або 20,7 млрд грн

•  рефінансування кредитів у вітчиз‑

няних банках на суму 12 млрд грн

•  реструктуризацію заборговано‑

сті по кредитах, що призвело 
до позитивних змін в структурі 
позикового капіталу: довгострокові 
зобов’язання по позиках зросли 
з 14,4 млрд грн до 26,2 млрд грн, 
а короткострокові зобов’язання 
зменшились з 45,2 млрд грн до 
34,8 млрд грн

Однак через девальвацію гривні 
приріст зобов’язань по валютних 
кредитах (погашених та непогашених в 
2014 році) склав 25,3 млрд грн.

Таким чином, якщо в доларовому 
еквіваленті заборгованість по креди‑
тах у 2014 році зменшилась на 48%, то 
з урахуванням девальвації національ‑
ної валюти заборгованість по кредитах 
в гривні в 2014 році зросла на 2%.

КАПІТАЛЬНІ ІНВЕСТИЦІЇ, 

МЛРД ГРН

2,1

2,6

0,1

0,3

1,2

0,3

0,9

4,3

0,5

3,7

2013

2014

Iнші нерегульовані

Транспортування природного газу

Інші регульовані

Виробництво природного газу

Валютні кредити

Кредити в гривні

ЗАБОРГОВАНІСТЬ ПО КРЕДИТАХ, В РОЗРІЗІ ВАЛЮТ

млрд грн

млрд дол.

27,3

25,0

32,3

$4,1

36,0

$2,3

59,6

61,0

01.01.2013

01.01.2014

$7,5

-48%

$3,9

01.01.2013

01.01.2014

Ефективна

відсоткова

ставка 14-15%

Ефективна

відсоткова

ставка 9%

Приріст заборгованості 

за рахунок курсових різниць 

по непогашених кредитах

17,6 млрд грн (48%)

2%

СПІВВІДНОШЕННЯ «КАПІТАЛЬНІ ІНВЕСТИЦІЇ/ДОВЖИНА МЕРЕЖІ», 

МЛН ДОЛ. США/1000 КМ, 2014 

 

0,6

3,4

6,1

6,2

17,1

27,1

27,4

32,6

37,7

65,8

Нафтогаз

Transgaz (Румунія)

Eustream (Словаччина)

NET4GAS (Чехія)

Enagas (Іспанія)

TIGF (Франція)

GRTgaz (Франція)

Fluxys Belgium (Бельгія) 

GAZ-SYSTEM (Польща)

Газпром (Росія)

СПІВВІДНОШЕННЯ «КАПІТАЛЬНІ ІНВЕСТИЦІЇ /ВИДОБУТОК» 

ОКРЕМИХ НАФТОГАЗОВИХ КОМПАНІЙ, ДОЛ./Б.Н.Е, 2014

2,3

3,6

4,6

4,8

8,6

11,7

21,8

Нафтогаз

Новатек (Росія)

Газпром (Росія)

Petroceltic International

RomGaz (Румунія)

JKX (Великобританія)

Dragon Oil

2010

2011

2012

2013

2014

31.12.2014

-0,8

-1,6

-1,3

-3,6

-1,8

-0,3

3

3,1

3

2,8

1,9

3,8

2,8

5,3

1

0,4

ДОХОДИ І ГРОШОВІ НАДХОДЖЕННЯ ВІД ТРАНСПОТУВАННЯ 

ПРИРОДНОГО ГАЗУ ПО КОНТРАКТУ З ГАЗПРОМОМ, МЛРД ДОЛ. 

Залишок авансу за транзит

Вартість наданих послуг з 

транзиту за вирахуванням 

знижки
Надходження грошових 

Обсяги транспортування,

млрд куб. м

коштів

104,2

98,6

84,3

86,1

62,2

136

137

АНАЛІЗ ФІНАНСОВОЇ ЗВІТНОСТІ

Основними факторами зменшення 
вартості газу стали зменшення обсягу 
газу на 2,3 млрд куб. м, а також знижен‑
ня середньозваженої ціни на газ в ПСГ 
та ГТС. Крім того, було проведено 
уцінку запасів

•  торгова дебіторська заборгованість за 

2014 рік зменшилась на 5,4 млрд грн та 
станом на 31 грудня 2014 року склала 
15,1 млрд грн. При цьому розмір 
торгової дебіторської заборгованості 
до вирахування резерву на знецінення 
станом на 31 грудня 2014 року збіль‑
шився в порівнянні з початком року 
на 1,7 млрд грн та склав 34,1 млрд грн. 
Таке зростання дебіторської заборго‑
ваності стало наслідком збільшення 
поточної заборгованості споживачів, 
які сплачують рахунки в місяці, наступ‑
ному за місяцем поставки (населення, 
ТКЕ, бюджетні організації) через збіль‑
шення ціни реалізації. При цьому за‑
гальний рівень розрахунків спожива‑
чів природного газу в 2014 році склав 
94%, а в 2013 році – 82%. З іншого боку, 
було збільшено резерв на знецінен‑
ня на 7,1 млрд грн з 11,9 млрд грн до 
19,0 млрд грн, що в цілому призвело 
до зменшення балансової вартості 
торгової дебіторської заборгованості

•  за рахунок авансових платежів за 

імпортований газ протягом 2014 року 
відбулось збільшення передплат, в ос‑
новному на користь постачальників 
газу з країн ЄС, які станом на 31 грудня 
2014 року склали 12,5 млрд грн (станом 
на 31 грудня 2013 – 2,8 млрд грн)

•  торгова кредиторська заборгованість 

станом на 31 грудня 2014 року склала 
14,1 млрд грн, що на 15,4 млрд грн 
менше ніж станом на 31 грудня 
2013 року. Зменшення кредиторської 
заборгованості в першу чергу відбу‑
лось за рахунок погашення заборго‑
ваності за 2013 рік перед Газпромом 
за імпортований природний газ в сумі 
2,3 млрд дол., або 24,2 млрд грн

•  протягом 2014 року було надано 

послуги з транспортування газу для 
Газпрому в рахунок погашення авансів 
від Газпрому, отриманих в 2010 – 
2013 роках, на суму 1,5 млрд дол., або 
12 млрд грн

Внаслідок змін умов ведення бізнесу група 
в 2014 році інвестувала в робочий капітал 
23,6 млрд грн для здійснення попередніх 
оплат за імпортований газ, погашення 
заборгованості минулих років перед 
Газпромом (за газ та по авансах за тран‑
спортування газу), тощо. Таким чином, 
робочий капітал групи став позитивним, 
склавши 12,4 млрд грн.

АНАЛІЗ ЗМІН У КАПІТАЛІ

Капітал групи станом на 31 грудня 
2014 року склав 357 млрд грн, що на 
249,9 млрд грн, або в 2,3 рази, більше 
ніж розмір капіталу станом на 31 грудня 
2013 року. Зростання капіталу групи стало 
наслідком:

•  передачі до акціонерного капіталу 

Нафтогазу ОВДП на суму 96,6 млрд грн

•  переоцінки основних засобів, що при‑

звело до зростання резерву переоцін‑
ки на 240,5 млрд грн

З іншого боку, за рахунок отриманого 
протягом 2014 року чистого збитку на‑
копичений дефіцит групи збільшився на 
88,6 млрд грн

Компанія отримує фінансову підтримку 
від держави у вигляді ОВДП в обмін на 
емісію нових акцій. Отримані кошти при‑
значені для покриття касового дефіциту 
Нафтогазу, проте їх можна також частково 
розглядати як покриття компенсації різни‑
ці у цінах. Однак чинна правова база чи 
будь‑які інші документи не підтверджують 
це твердження. Також відсутній акт звірки 
або аналогічний документ, підписаний 
між компанією та Урядом України, в якому 
була би зазначена сума компенсації різни‑
ці в цінах.

Якби група отримувала компенсацію різ‑
ниці в цінах грошовими коштами, а не че‑
рез внесок ОВДП до статутного капіталу, 
то така компенсація відображалась би як 
дохід. Це, з одного боку, призвело би до 
зменшення збитків, а з іншого, вплинуло б 
на збільшення оподатковуваного прибут‑
ку і, відповідно, до збільшення сум сплаче‑
ного до бюджету податку на прибуток.

31.12.13            31.12.14

СТРУКТУРА

 

РОБОЧОГО

 

КАПІТАЛУ МЛРД ГРН

 

-11,2

Запаси

 

Дебіторська

заборгованість

 

 

Переплати видані

та інші оборотні 

активи

Кредиторська 

заборгованість

Аванси 

отримані та інші 

короткострокові 

зобов’язання

 

   

 

 

 

 

 

 

 

Зменшення обсягу газу в ПСГ та в ГТС 

на 2,3 млрд куб. м, зниження середньозваженої 

ціни, уцінка запасів 
Приріст дебіторської заборгованості +1,7 млрд грн

Нараховано резерв на знецінення ДЗ –7,1 млрд грн

Зменшено кредиторську заборгованість за газ 

перед Газпромом 

Зменшено забргованість по авансах за 

транспортування газу для Газпрому

Збільшено попередню оплату за імпортований газ

2,8

12,5

20,5

15,1

17

10

-29,5

-22,0

-14,1
-11,1

12,4

+15,4 

+9,7

+23,6

-5,4

-7,0

+10,9 

126

367

68

165

-87

-175

31.12.13                     31.12.14

СТРУКТУРА КАПІТАЛУ , МЛРД ГРН 

107

357

-88

+241

+97

Передача ОВДП до акціонерного

 

 

 

 

капіталу

 

Переоцінка

 

основних

 

засобів

 

Збиток

, 

отриманий

 

у

 

результаті

 

діяльності

 

за 2014 рік

  

+250

ФОРМУВАННЯ ДЕФІЦИТУ 

ГРОШОВИХ КОШТІВ ГРУПИ

 В 2014 році фактичний дефіцит грошо‑
вих коштів групи в розмірі 108,6 млрд 
грн сформувався за рахунок наступних 
факторів:

•  чисті грошові кошти, використані в 

операційній діяльності, склали 59,7 
млрд грн. Негативний грошовий 
потік від операційної діяльності став 
наслідком:

‑   збиткової діяльності групи: збиток 

до оподаткування в сумі 77,6 млрд 
грн, скоригований на деякі негро‑
шові статті, амортизацію, збиток 
від вибуття основних засобів та 
зменшений на фінансові витрати, 
склав 35,0 млрд грн

‑  здійснених інвестицій в робочий 

капітал в сумі 23,6 млрд грн: аванси 
за імпортований природний газ, 
погашення кредиторської заборго‑
ваності та зменшення заборгова‑
ності по отриманих авансах перед 
Газпромом (див. розділ «Робочий 
капітал»)

‑  сплати податку на прибуток у роз‑

мірі 1,4 млрд грн

‑  при цьому були отримані відсотки 

в розмірі 0,3 млрд грн.

•  чисті грошові кошти, використані 

в інвестиційній діяльності, склали 4 
млрд грн. При цьому на капітальні 
інвестиції було використано 2,9 млрд 
грн та 1,2 млрд грн – кошти, що зна‑

ходяться на банківських депозитах 
Укртранснафти.

•  витрати в межах фінансової діяльно‑

сті склали 43,9 млрд грн, з яких витра‑
ти на погашення кредитів складають 
35,9 млрд грн (див. розділ «Позики»), 
на сплату відсотків – 7,9 млрд грн, на 
сплату частини прибутку – 0,2 млрд 
грн

•  станом на 31 грудня 2014 року зали‑

шок коштів на рахунку зменшився 
на 1 млрд грн по відношенню до 31 
грудня 2013 року.

Дефіцит грошових коштів було покрито 
за рахунок:

•  передачі до акціонерного капіталу 

ОВДП на суму 96,6 млрд грн 

•  залучення кредитів на суму 12 млрд 

грн

ВПЛИВ ДІЙ МЕНЕДЖМЕНТУ 

НА ЗМЕНЬШЕННЯ ДЕФІЦИТУ 

ГРУПИ

Формування дефіциту грошових коштів 
групи в 2014 році стало наслідком:

• 

фінансово недалекоглядних дій 
менеджменту в попередні роки, 
які призвели до:

‑  накопичення боргів перед Газпро‑

мом на початок 2014 року (2,8 млрд 
дол. за газ та 1,8 млрд дол. по отри‑
маних авансах за транспортування 
газу)

‑  необхідності строкового погашення 

кредитів в 2014 році на суму 36,1 
млрд грн

‑  підписання контракту з Газпромом 

на придбання газу за економічно 
необґрунтованими цінами

АНАЛІЗ  

РУХУ ГРОШОВИХ КОШТІВ

12,0

-

-59,7

-

-4,0

-

-43,9

-1,0

96,6

ДЖЕРЕЛА ФОРМУВАННЯ ТА ПОКРИТТЯ ФАКТИЧНОГО ДЕФІЦИТУ  

НАФТОГАЗУ У 2014 РОЦІ, МЛРД ГРН

108,6

Продаж 

ОВДП, 

переданих 

до СФ

Залучення 

кредитів

Кошти 

використа-

ні в 

операцій-

ній 

діяльності

 

Кошти 

використа-

ні в 

інвести-

ційній 

діяльності

Витрати 

фінансової 

діяльності

Зміна 

залишків 

коштів на 

рахунку

Разом 

дефіцит

грошових 

кошів

Джерала 

покриття 

дефіциту

-108,6

138

139

АНАЛІЗ ФІНАНСОВОЇ ЗВІТНОСТІ

‑  значного приросту дебіторської 

заборгованості споживачів за при‑
родний газ

‑  зменшення залишку газу в ПСГ 

Дефіцит грошових коштів групи при 
базовому сценарії (курс долара –  
7,993  грн/дол., придбання імпортованого 
газу у Газпрому по чинному контракту з 
ІІ кварталу 2014 року без знижки за се‑
редньозваженою по року ціною 415 дол. 
з оплатою по факту поставки) на початку 
2014 року прогнозувався в розмірі 
94,5 млрд грн.

• 

негативних факторів, які виникли 
в 2014 році:

‑  девальвація національної валю‑

ти, яка призвела до зростання 
дефіциту на 34,6 млрд грн, в тому 
числі через збільшення витрат на 
придбання імпортованого газу в 
гривневому еквіваленті на 41,5 
млрд грн та збільшення витрат 
грошових коштів на погашення 
кредитів та сплату відсотків на 9 
млрд грн. При цьому, оскільки ціни 
на газ для промислових спожива‑
чів переглядаються щомісячно в 
залежності від курсу, збільшення 
доходу від реалізації газу склало 
15,9 млрд грн

‑  втрата ресурсу газу в АР Крим, що 

призвело до збільшення витрат 
грошових коштів на 10,4 млрд грн. 
Група втратила 0,7 млрд куб. м газу 

в ПСГ Чорноморнафтогазу та втра‑
тила ресурс газу власного видо‑
бутку в обсязі 1,4 млрд куб. м, який 
Чорноморнафтогаз мав реалізува‑
ти споживачам України (різниця 
між видобутим Чорноморнафтога‑
зом газом (2,1 млрд куб. м) та газом, 
який використовується для потреб 
населення АР Крим (0,7 млрд куб. 
м). Це призвело до необхідності 
додаткової закупівлі імпортованого 
газу в обсязі 2,1 млрд куб. м

‑  несанкціонований відбір газу в 

зоні проведення АТО, що призвело 
до збільшення витрат грошових 
коштів на 2,4 млрд грн. Група втра‑
тила газ в обсязі 0,4 млрд куб. м на 
суму 2 млрд грн та 0,4 млрд грн у 
вигляді сплати ПДВ за цей газ. 

Дефіцит грошових коштів при базовому 
сценарії з урахуванням впливу негатив‑
них факторів мав скласти 141,9 млрд грн.

Новим менеджментом компанії було 
вжито ряд заходів щодо зменшення 
дефіциту грошових коштів групи:

•  за рахунок зменшення цін на газ від 

Газпрому (підписано «зимовий па‑
кет») та забезпечення поставок газу 
з Європи витрати на придбання газу 
зменшились на 18,2 млрд грн

•  покращено рівень розрахунків спо‑

живачів за природний газ (приріст 
торгової дебіторської заборгованості 
в 2014 році склав 1,7 млрд грн, тоді як 
в 2013 році – 9,1 млрд грн)

•  забезпечено перенесення термінів 

погашення кредитів на суму 7,6 млрд 
грн

Дефіцит грошових коштів групи за 
рахунок дій нового менеджменту було 
зменшено на 33,3 млрд грн до 108,6 млрд 
грн.

СТРУКТУРА ГРОШОВИХ  

ВИТРАТ ГРУПИ

В загальній структурі витрат групи 
власне на утримання апарату Нафтога‑
зу в 2014 році було витрачено близько 
0,3% коштів. Натомість 58,7% становили 
витрати на закупівлю природного газу 
для споживачів, 23,5% коштів група 
витратила на розрахунки з кредиторами 
за кредитами минулих років. Ще 9,8% 
грошей було витрачено на сплату подат‑
ків до бюджету, решту витрат становлять 
оплата праці співробітників, транспорту‑
вання природного газу та резервування 
транспортних потужностей, капітальні та 
фінансові інвестиції, виробничі витрати 
тощо.

-94,5

-

34,6

-

10,4

-

2,4

-

141,9

7,5

18,2

7,6

-

108,6

ВПЛИВ ДІЙ МЕНЕДЖМЕНТУ НА ЗМЕНШЕННЯ ДЕФІЦИТУ ГРУПИ, 

МЛРД ГРН

Вплив

девальвації 

гривні

АР Крим

АТО

Базовий 

дефіцит

Фактичний 

дефіцит

2014 року

Базовий дефіцит, 

скоригований на 

негативні фактори

-

47,4

+33,3

Негативні

фактори

2014 року 

Дії

менеджменту

Базовий сценарій

-курс 7,993 грн/$

-ціна імпортованого газу  $416

-рівень розрахунків за газ на 

рівні 2013 року

-погашення кредитів відповідно  

до діючих договорів

Покращення 

розрахунків за газ  

Зменшення ціни на газ 

Газпрому та забезпечення 

поставок газу з Європи    

Перенесення термінів 

погашення кредитів   

 

ІНШЕ 

Транспортування газу 

1,5%

Капітальні та фінансові інвестиції 

1,7%

Інші витрати 

2,0%

Оплата праці робітників 

2,5%

СТРУКТУРА ГРОШОВИХ ВИТРАТ ГРУПИ

58,7%

23,5%

186,4

млрд грн

7,7%

9,8%

Придбання природного газу

Утримання апарату Нафтогазу 0,3%

Погашення та обслуговування кредитів

Податки

СИСТЕМА УПРАВЛІННЯ  

РИЗИКАМИ

Робота з управління ризикам про‑
вадиться в компанії на всіх рівнях 
управління. Хоча наразі Нафтогаз 
не має відокремленого підрозділу з 
управління ризиками, роботу з вну‑
трішнього контролю та управління 
ризиками інтегровано в інші процеси 
діяльності компанії в рамках існуючої 
організаційної структури. Пробле‑
мою групи на початку 2014 року була 
неефективна система внутрішнього 
контролю – в 2014 році її побудова 
стала для керівництва однією з задач, 
пов’язаною зі створенням ефективної 
системи корпоративного управління. 
Більшу частину функцій внутрішнього 
контролю наразі виконує департа‑
мент внутрішнього аудиту.

Робота з управління ризиками побудо‑
вана так, щоб здійснювати безперерв‑
ний моніторинг та контроль, своєчасно 
виявляти та послідовно управляти ри‑
зиками, що пов'язані з діяльністю групи, 
забезпечувати безперешкодний канал 
інформації та комунікації щодо виявле‑
них існуючих чи потенційних ризиків. 
Елементи системи управління ризиками 
включають посадові інструкції, норма‑
тивні акти, норми корпоративної куль‑
тури, методики та процедури компанії.

Складові системи:

•  виявлення та оцінка ризиків;

•  розробка альтернативних способів 

управління виявленими ризиками;

•  управління ризиками згідно з об‑

раними способами;

•  моніторинг та контроль;

•  інформація та комунікація.

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

ОСНОВНІ ФАКТОРИ РИЗИКУ
РИЗИКИ, ПОВ’ЯЗАНІ 

З ЗАЛЕЖНІСТЮ ВІД 

ЄДИНОГО ПОСТАЧАЛЬНИКА 

ІМПОРТОВАНОГО 

ПРИРОДНОГО ГАЗУ

Відповідно до чинного законодавства 
Нафтогаз є гарантованим постачаль‑
ником газу для промислових спожива‑
чів, річний обсяг споживання при‑
родного газу яких перевищує 3 млн 
куб. м, та підприємств, що здійснюють 

УПРАВЛІННЯ РИЗИКАМИ

140

141

АНАЛІЗ ФІНАНСОВОЇ ЗВІТНОСТІ

виробництво теплової енергії. Для 
цих категорій споживачів постача‑
ється імпортований природний газ, 
який компанія має закуповувати за 
кордоном. Крім того, для забезпечен‑
ня виробничо‑технологічних потреб 
Укртрансгаз також використовує 
імпортований природний газ. Почи‑
наючи з 2009 року, Нафтогаз закупо‑
вував основні обсяги імпортованого 
природного газу у Газпрому відповід‑
но до довгострокового контракту за 
цінами, які не відповідали ринковим. 
Залежність від одного постачальника 
за таким довгостроковим контрактом 
може негативно впливати не тільки 
на здатність Нафтогазу забезпечувати 
споживачів України природним газом, 
а й на безперебійність та надійність 
роботи ГТС, збільшення політичних 
ризиків, погіршення фінансового 
стану компанії.

Управління ризиком

•  Група активно вживає заходи з 

диверсифікації джерел постачання 
імпортованого природного газу. 
Частка імпорту з країн ЄС виросла 
з 6% в 2013 році до 25% в 2014 
році. Станом на 31 липня 2015 
року технічна можливість прийому 
природного газу в напрямку Укра‑
їни з країн Європи складала 61,1 
млн куб. м на добу, в т.ч. з Польщі 
– 4,3 млн куб. м, з Угорщини – 16,8 
млн куб. м, зі Словаччини – 40 млн 
куб. м. 29 травня 2015 року між 
Нафтогазом та оператором ГТС 
Угорщини (FGSZ LTD) було підпи‑
сано угоду про підключення між 
операторами газотранспортних 
систем (interconnection agreement). 
Наявність підписаного договору 
надає можливість: підвищити 
рівень співпраці та взаємодії опе‑
ратора ГТС України з операторами 
ГТС сусідніх країн (Польщі, Сло‑
ваччини, Угорщини, Румунії) щодо 
обміну інформацією про вільні об‑
сяги, потужності, їх бронювання та 
використання на недискримінацій‑
них принципах; забезпечити гнуч‑
кість та оперативність; певною 
мірою зменшити вплив поточного 

монопольного власника потужнос‑
тей на всіх транскордонних точках 
входу/виходу. У підсумку, така 
угода дасть можливість здійснення 
як фізичного, так і віртуального 
реверсу в точках транскордонних 
з’єднань ГТС, що позитивно позна‑
читься на диверсифікації джерел 
імпортованого газу;

•  У червні 2014 року компанія звер‑

нулася до Арбітражного інституту 
Торгової палати Стокгольма з 
проханням винести арбітражне рі‑
шення стосовно визначення ціни 
за контрактом купівлі‑продажу 
природного газу між Нафтогазом 
та Газпромом. Компанія заявляє, 
що імпортні ціни на природний 
газ, який поставлявся у період 
2010‑2014 років, є завищеними. 
Нафтогаз очікує, що внаслідок 
арбітражного провадження 
придбання імпортованого газу 
буде здійснюватись за ринковими 
цінами;

•  Пріоритетним напрямком капі‑

тальних вкладень групи є сегмент 
видобутку природного газу, що 
має на меті максимізацію обсягів 
власного видобутку газу;

•  Групою запроваджуються заходи 

з енергоефективності шляхом 
сприяння та стимулювання спе‑
ціальних програм. Здійснюється 
розробка проектів щодо викори‑
стання альтернативних джерел 
газу.

РИЗИКИ, ПОВ’ЯЗАННІ З 

ЗАЛЕЖНІСТЮ ВІД ОДНОГО 

СПОЖИВАЧА ПОСЛУГ ПО 

ТРАНЗИТУ

Найбільш прибутковим сегментом 
діяльності групи є транспортування 
природного газу. Транспортування 
природного газу здійснюється для 
Газпрому відповідно до контракту, 
укладеного в 2009 році на 10 років. 
Контрактом визначено розмір ставки 
на транспортування. Керівництво 
групи вважає, що фактичні обсяги 
транспортування газу за період 2010‑

2014 років були значно нижчими за 
базовий обсяг, визначений в контрак‑
ті. При цьому рівень плати за тран‑
спортування природного газу жодно‑
го разу не переглядався відповідно до 
європейських принципів ціноутворен‑
ня на послуги з транспортування газу, 
що призводило до додаткових збитків 
групи. При цьому інші споживачі цих 
послуг відсутні. Газпром проводить 
політику постачання природного газу 
в обхід території України (в 2015 році 
очікується падіння обсягу транспорту‑
вання на 20% по відношенню до 2014 
року, або на 42% по відношенню до 
2013 року), що може вкрай негативно 
вплинути на діяльність компанії. 

Управління ризиком

•  У жовтні 2014 року компанія звер‑

нулась до Арбітражного інституту 
Торгової палати Стокгольма із 
проханням винести арбітражне 
рішення стосовно перегляду плати 
за транспортування природного 
газу територією України згідно 
з контрактом між Нафтогазом і 
Газпромом. Група очікує, що за 
результатами провадження буде 
тариф на транспортування газу по 
контракту з Газпромом буде збіль‑
шено. Окрім цього, за результата‑
ми провадження буде прийнято 
рішення щодо обґрунтованості 
вимог групи щодо базового обсягу 
транспортування газу, гарантова‑
ного Газпромом;

•  Компанія сприяє створенню 

єдиного інфраструктурного та 
комерційного газового простору 
України, Польщі, Словаччини та 
Угорщини, а також створенню 
єдиного Східноєвропейського 
газового хабу, що дозволить здійс‑
нити диверсифікацію споживачів 
послуг групи з транспортування та 
зберігання природного газу;

•  На сьогодні вживаються заходи з 

впровадження нової методології 
тарифоутворення згідно з євро‑
пейськими принципами на основі 
системи «вхід/вихід» та RAB‑прин‑
ципів (отримання необхідного до‑

ходу на регуляторну базу активів). 
Очікується, що регулятор ринку 
ще до кінця 2015 року здійснить 
перехід на застосування цієї мето‑
дології для розрахунку тарифів на 
транспортування газу.

ДЕРЖАВНЕ РЕГУЛЮВАННЯ 

НАФТОГАЗОВОЇ ГАЛУЗІ

Державне регулювання ринку природ‑
ного газу в Україні здійснює Кабінет 
Міністрів України і НКРЕКП, охоплюю‑
чи як технічні, так і фінансові аспекти:

•  Технічні заходи стосуються ефек‑

тивного використання запасів 
природного газу, гарантування 
безпечної технічної експлуатації 
газотранспортної системи, забез‑
печення коректного і безпечного 
постачання, розподілу та спожи‑
вання природного газу;

•  Фінансові заходи в основному 

стосуються встановлення тарифів 
та цін і підтримання коректних 
фінансових заходів для розподілу 
ринку між його учасниками.

Група є гарантованим постачальни‑
ком природного газу в Україні певним 
групам клієнтів, але її здатність 
коригувати ціни для кінцевих користу‑
вачів, з урахуванням збільшення цін 
на імпортований газ, має обмежений 
характер, оскільки такі ціни регулю‑
ються НКРЕКП на кожному етапі: від 
розвідки газу до його реалізації кінце‑
вим споживачам. 

У 1998 році, після створення компанії, 
Уряд України зробив внесок до її акці‑
онерного капіталу у вигляді акцій де‑
кількох акціонерних товариств. Цими 
акціонерними товариствами були АТ 
«Магістральний трубопровід «Дружба» 
і АТ «Придніпровський магістральний 
трубопровід», які були реорганізовані 
у 2001 році в АТ «Уктранснафта», АТ 
«Укрспецтрансгаз», АТ «Чорноморна‑
фтогаз», АТ «Укрнафта» та п’ятдесят 
чотири регіональні газорозподільні 
підприємства. Уряд може передавати 
право володіння або контролю в цих 
акціонерних товариствах та/або ін‑
ших державних підприємствах зі збе‑

рігання та транспортування нафти та 
газу іншим компаніям або державним 
агентствам, і це може завдати суттєво‑
го негативного впливу на операційну 
діяльність Нафтогазу.

У 1998 році компанія уклала угоду 
«Про використання державного 
майна, яке не підлягає приватизації» 
(надалі – «Угода») із Фондом дер‑
жавного майна України і отримала 
нафтогазову транспортну систему у 
свій операційний контроль. Угода 
була підписана на один рік, але строк 
її дії подовжується автоматично на 
один рік, якщо її не буде розірвано 
шляхом направлення повідомлення 
з боку однієї зі сторін іншій. Вона 
також є обов’язковою для виконання 
правонаступниками кожної зі сторін. 
Історично дія Угоди подовжувалась 
автоматично, оскільки жодна зі сторін 
не ініціювала її розірвання. Оскіль‑
ки державне майно, яке не підлягає 
приватизації, формує основну частину 
господарської діяльності групи, то 
майбутні операції та фінансові резуль‑
тати діяльності групи залежать від 
подовження дії Угоди. 

Держава контролює діяльність із 
розвідки та видобування нафти і газу 
в Україні шляхом видачі відповідних 
ліцензій. Згідно з чинним законодав‑
ством окремі ліцензії видаються на 
розвідку, розробку та видобування на 
кожному нафтогазовому родовищі, а 
також на транспортування, постачан‑
ня та зберігання нафти і газу. Ліцензії 
видаються на період від двох до двад‑
цяти років, і їх дію можна подовжити 
на той самий строк.

Управління ризиком

•  У квітні 2015 при активній під‑

тримці групи було прийнято Закон 
України «Про ринок природного 
газу», спрямований на транспо‑
зицію Директиви 2009/73/ЄС та 
Регламенту 715/2009 у законодав‑
ство України. З введенням в дію 
1 жовтня 2015 року зазначеного 
закону, повноваження НКРЕКП та 
інших органів виконавчої влади в 
частині регулювання ринку при‑

родного газу будуть встановленні 
відповідно до загальноєвропей‑
ської практики, що в подальшому 
дозволить створити в Україні 
ефективний, відкритий та ліквід‑
ний ринок природного газу;

•  Група вживає заходів з продов‑

ження терміну дії спеціальних 
дозволів на користування надрами 
шляхом відповідних звернень до 
центральних органів виконавчої 
влади та місцевого самоврядуван‑
ня;

•  Відповідно до умов Третього енер‑

гетичного пакету найближчим ча‑
сом буде здійснено відокремлення 
операторів газотранспортних/га‑
зорозподільних систем від верти‑
кально інтегрованих підприємств, 
що здійснюють видобування та 
постачання газу, а також відокрем‑
лення операторів систем зберіган‑
ня газу. Таким чином, державне 
майно буде використовуватись 
окремими незалежними операто‑
рами газотранспортних/газороз‑
подільних систем. Зважаючи на 
це, керівництво компанії вважає, 
що група продовжуватиме свою 
діяльність із державним майном у 
найближчому майбутньому.

РИЗИКИ ПОДАТКОВОГО  

РЕГУЛЮВАННЯ

Для податкового середовища в 
Україні властиві складність податко‑
вого адміністрування, суперечливе 
тлумачення податковими органа‑
ми податкового законодавства та 
нормативних актів, що, окрім іншого, 
може збільшити фінансовий тиск на 
платників податків. У ході звичайної 
господарської діяльності група здійс‑
нює операції, тлумачення яких може 
бути різними у групи та податкових 
органів. Непослідовність у застосуван‑
ні, тлумаченні і впровадженні подат‑
кового законодавства може призвести 
до судових розглядів, які, у кінцевому 
результаті, можуть стати причиною 
нарахування додаткових податків, 
штрафів і пені, суми яких можуть бути 
суттєвими.

142

143

АНАЛІЗ ФІНАНСОВОЇ ЗВІТНОСТІ