Консолидированная финансовая отчетность по МСФО

(в млн руб.)
 Показатели Прим. 31 декабря 2016 г. 31 декабря 2015 г.
Активы
Оборотные активы
Денежные средства и их эквиваленты 6 33 621 114 198
Краткосрочные финансовые активы 7 42 113 65 157
Торговая и прочая дебиторская задолженность 8 115 559 95 241
Товарно-материальные запасы 9 100 701 102 378
Предоплата по налогу на прибыль 10 353 13 903
Дебиторская задолженность по прочим налогам 10 53 482 57 700
Прочие оборотные активы 11 40 503 62 167
Итого оборотные активы 396 332 510 744
Внеоборотные активы
Основные средства 12 1 726 345 1 587 653
Гудвил и прочие нематериальные активы 13 70 151 75 090
Инвестиции в ассоциированные и совместные предприятия 14 201 548 169 611
Долгосрочная торговая и прочая дебиторская задолженность 5 129 8 867
Долгосрочные финансовые активы 16 40 167 50 884
Отложенные налоговые активы 17 8 039 22 099
Прочие внеоборотные активы 18 101 100 60 518
Итого внеоборотные активы 2 152 479 1 974 722
Итого активы 2 548 811 2 485 466
Обязательства и капитал
Краткосрочные обязательства
Краткосрочные кредиты и займы и текущая часть долгосрочных кредитов и займов 19 80 187 147 319
Торговая и прочая кредиторская задолженность 20 95 624 104 830
Прочие краткосрочные обязательства 21 28 680 32 870
Обязательства по налогу на прибыль 2 296 1 096
Прочие налоги к уплате 22 67 259 49 011
Резервы и прочие начисленные обязательства 23 15 406 13 938
Итого краткосрочные обязательства 289 452 349 064
Долгосрочные обязательства
Долгосрочные кредиты и займы 24 596 221 670 779
Прочие долгосрочные финансовые обязательства 25 89 744 115 375
Отложенные налоговые обязательства 17 81 347 68 752
Резервы и прочие начисленные обязательства 23 45 942 31 065
Прочие долгосрочные обязательства 1 938 1 942
Итого долгосрочные обязательства 815 192 887 913
Капитал
Уставный капитал 26 98 98
Собственные акции, выкупленные у акционеров 26 (1 170) (1 170)
Добавочный капитал 51 047 44 326
Нераспределенная прибыль 1 276 210 1 078 626
Прочие резервы 33 955 35 189
Итого капитал, причитающийся акционерам ПАО «Газпром нефть» 1 360 140 1 157 069
Неконтролирующая доля участия 37 84 027 91 420
Итого капитал 1 444 167 1 248 489
Итого обязательства и капитал 2 548 811 2 485 466
Дюков А. В. Генеральный директор ПАО «Газпром нефть»
Янкевич А. В. Заместитель генерального директора по экономике и финансам ПАО «Газпром нефть»

Консолидированный отчет

о прибылях и убытках и прочем совокупном доходе

(в млн руб., за исключением данных на акцию)
Показатели Прим. Год, закончившийся 31 декабря 2016 г. Год, закончившийся 31 декабря 2015 г.
Продажи 1 695 764 1 655 775
За минусом: экспортных пошлин и акциза с продаж (150 156) (187 832)
Итого выручка от продаж 39 1 545 608 1 467 943
Расходы и прочие затраты
Стоимость приобретения нефти, газа и нефтепродуктов (351 294) (345 909)
Производственные и операционные расходы (201 862) (214 267)
Коммерческие, общехозяйственные и административные расходы (108 981) (100 176)
Транспортные расходы (132 984) (133 320)
Износ, истощение и амортизация (129 845) (114 083)
Налоги, за исключением налога на прибыль 22 (381 131) (353 145)
Расходы на геолого-разведочные работы (1 195) (922)
Итого операционные расходы (1 307 292) (1 261 822)
Операционная прибыль 238 316 206 121
Доля в прибыли ассоциированных и совместных предприятий 14 34 116 24 956
Прибыль/(убыток) от курсовых разниц, нетто 29 28 300 (67 910)
Финансовые доходы 30 11 071 14 732
Финансовые расходы 31 (34 282) (33 943)
Прочие (расходы)/доходы, нетто 28 (17 982) 1 494
Итого прочие доходы/(расходы) 21 223 (60 671)
Прибыль до налогообложения 259 539 145 450
Расходы по текущему налогу на прибыль (21 290) (38 026)
(Расходы)/доходы по отложенному налогу на прибыль (28 524) 8 774
Итого расходы по налогу на прибыль 32 (49 814) (29 252)
Прибыль за период 209 725 116 198
Прочий совокупный (убыток)/доход
Курсовые разницы по пересчету в валюту представления отчетности (48 319) 43 739
Операции хеджирования денежных потоков за минусом налога 33 31 501 (9 333)
Прочий совокупный убыток (166) (199)
Прочий совокупный (убыток)/доход за период (16 984) 34 207
Итого совокупный доход за период 192 741 150 405
Прибыль, относящаяся:
к акционерам ПАО «Газпром нефть» 200 179 109 661
неконтролирующей доле участия 9 546 6 537
Прибыль за период 209 725 116 198
Итого совокупный доход/(убыток), относящийся:
к акционерам ПАО «Газпром нефть» 198 945 133 746
неконтролирующей доле участия (6 204) 16 659
Итого совокупный доход за период 192 741 150 405
Прибыль на акцию, причитающаяся акционерам ПАО «Газпром нефть»
Базовая прибыль на акцию (в руб. на акцию) 42,43 23,24
Разводненная прибыль на акцию (в руб. на акцию) 42,43 23,24
Средневзвешенное количество обыкновенных акций в обращении (млн) 4 718 4 718

Консолидированный отчет

о движении капитала

(в млн руб.)
Показатели Прим. Относящийся к акционерам ПАО «Газпром нефть»  Неконтролирующая доля участия  Итого капитал
Уставный капитал Собственные акции, выкупленные у акционеров Добавочный капитал Нераспределенная прибыль Прочие резервы Итого
Остаток по состоянию на 1 января 2016 г. 98 (1 170) 44 326 1 078 626 35 189 1 157 069 91 420 1 248 489
Прибыль за период 200 179 200 179 9 546 209 725
Прочий совокупный (убыток)/доход
Курсовые разницы по пересчету в валюту представления отчетности (32 569) (32 569) (15 750) (48 319)
Операции хеджирования денежных потоков за минусом налога 31 501 31 501 31 501
Прочий совокупный убыток (166) (166) (166)
Итого совокупный доход/(убыток) за период 200 179 (1 234) 198 945 (6 204) 192 741
Операции с акционерами, отраженные непосредственно в капитале
Дивиденды акционерам (2 595) (2 595) (1 273) (3 868)
Операции под общим контролем 25 6 835 6 835 6 835
Поступление в результате сделок по объединению бизнеса (114) (114) 84 (30)
Итого операций с акционерами 6 721 (2 595) 4 126 (1 189) 2 937
Остаток по состоянию на 31 декабря 2016 г. 98 (1 170) 51 047 1 276 210 33 955 1 360 140 84 027 1 444 167
Показатели Прим. Относящийся к акционерам ПАО «Газпром нефть»  Неконтролирующая доля участия  Итого капитал
Уставный капитал Собственные акции, выкупленные у акционеров Добавочный капитал Нераспределенная прибыль Прочие резервы Итого
Остаток по состоянию на 1 января 2015 г. 98 (1 170) 50 074 1 005 642 11 104 1 065 748 64 037 1 129 785
Прибыль за период 109 661 109 661 6 537 116 198
Прочий совокупный доход/(убыток)
Курсовые разницы по пересчету в валюту представления отчетности 33 617 33 617 10 122 43 739
Операции хеджирования денежных потоков за минусом налога (9 333) (9 333) (9 333)
Прочий совокупный убыток (199) (199) (199)
Итого совокупный доход за период 109 661 24 085 133 746 16 659 150 405
Операции с акционерами, отраженные непосредственно в капитале
Дивиденды акционерам (36 677) (36 677) (1 842) (38 519)
Операции под общим контролем (5 748) (5 748) 12 566 6 818
Итого операций с акционерами (5 748) (36 677) (42 425) 10 724 (31 701)
Остаток по состоянию на 31 декабря 2015 г. 98 (1 170) 44 326 1 078 626 35 189 1 157 069 91 420 1 248 489

Консолидированный отчет

о движении денежных средств

(в млн руб.)
Показатели Прим. Год, закончившийся 31 декабря 2016 г. Год, закончившийся 31 декабря 2015 г.
Движение денежных средств от операционной деятельности
Прибыль до налогообложения   259 539 145 450
Корректировки
Доля в прибыли ассоциированных и совместных предприятий 14 (34 116) (24 956)
(Прибыль)/убыток от курсовых разниц 29 (28 300) 67 910
Финансовые доходы 30 (11 071) (14 732)
Финансовые расходы 31 34 282 33 943
Износ, истощение и амортизация 13 129 845 114 083
Обесценение дебиторской задолженности и прочих активов, нетто   7 587 2 090
Списанное обязательство   (16 107)
Прочие неденежные статьи   3 801 4 488
Операционный денежный поток до изменения в оборотном капитале   361 567 312 169
Изменения в оборотном капитале:
Дебиторская задолженность   (30 397) 16 019
Товарно-материальные запасы   (3 462) 6 128
Дебиторская задолженность по налогам   4 218 1 704
Прочие активы   8 999 6 294
Кредиторская задолженность   12 288 (2 245)
Обязательства по налогам   19 729 (2 905)
Прочие обязательства   3 841 (6 653)
Чистый эффект от изменения в оборотном капитале   15 216 18 342
Уплаченный налог на прибыль   (22 158) (19 522)
Проценты уплаченные   (36 476) (28 229)
Дивиденды полученные   3 148 2 415
Чистые денежные средства, полученные от операционной деятельности   321 297 285 175
Движение денежных средств от инвестиционной деятельности
Приобретение дочерних компаний и совместных операций, за вычетом приобретенных денежных средств   (1 040) 303
Увеличение денежных средств при приобретении дочернего общества в результате сделки под общим контролем   2 229
Поступления от выбытия дочерних обществ, за вычетом выбывших денежных средств   (9)
Приобретение инвестиций в ассоциированные и совместные предприятия   (988) (106)
Размещение денежных средств на банковских депозитах   (1 425) (128 298)
Поступления денежных средств при закрытии банковских депозитов   49 942 174 043
Приобретение прочих инвестиций   (4 476)
Поступления от продажи прочих инвестиций   3 241
Краткосрочные займы выданные   (6 940) (26 169)
Поступления денежных средств от погашения краткосрочных займов выданных 10 815 27 883
Долгосрочные займы выданные   (21 904) (25 578)
Поступления денежных средств от погашения долгосрочных займов выданных 12 684 5 737
Приобретение основных средств и нематериальных активов   (384 817) (349 036)
Поступления от продажи основных средств и нематериальных активов   1 008 982
Поступления от продажи прочих внеоборотных активов 18 11 186
Проценты полученные   4 384 7 984
Чистые денежные средства, использованные в инвестиционной деятельности (323 854) (314 511)
Движение денежных средств от финансовой деятельности
Поступление краткосрочных кредитов и займов   81 319 35 171
Погашение краткосрочных кредитов и займов   (95 656) (13 691)
Поступление долгосрочных кредитов и займов   142 947 153 748
Погашение долгосрочных кредитов и займов   (192 539) (53 663)
Затраты, напрямую связанные с получением займов   (649) (350)
Дивиденды, уплаченные акционерам ПАО «Газпром нефть»   (2 598) (36 346)
Дивиденды, уплаченные неконтролирующим акционерам   (1 254) (2 676)
Чистые денежные средства, (использованные в) / полученные от финансовой деятельности   (68 430) 82 193
(Уменьшение)/увеличение денежных средств и их эквивалентов (70 987) 52 857
Влияние изменения обменного курса валют на денежные средства и их эквиваленты   (9 590) 8 174
Денежные средства и их эквиваленты на начало периода   114 198 53 167
Денежные средства и их эквиваленты на конец периода   33 621 114 198
Примечания являются неотъемлемой частью данной консолидированной финансовой отчетности.

Примечания

к консолидированной финансовой отчетности по состоянию на и за год, закончившийся 31 декабря 2016 года

(в млн руб., если не указано иное)
Раскрыть все
Скрыть все
1. Общие сведения

Описание деятельности

ПАО «Газпром нефть» (далее – «Компания») и его дочерние общества (далее совместно именуемые «Группа») является вертикально интегрированной нефтяной компанией, осуществляющей деятельность в Российской Федерации, странах СНГ и за рубежом. Основными видами деятельности Группы являются разведка, разработка нефтегазовых месторождений, добыча нефти и газа, производство нефтепродуктов, а также их реализация на розничном рынке.

Компания была образована в 1995 г. и зарегистрирована на территории Российской Федерации. Компания является публичным акционерным обществом в соответствии с законодательством Российской Федерации. Конечной контролирующей стороной Группы является ПАО «Газпром» (далее – «Газпром», которое находится под контролем Правительства Российской Федерации), владеющее 95,7 % акций Компании.

2. Основные положения учетной политики

Основа подготовки финансовой отчетности

Группа ведет бухгалтерский учет в соответствии с принципами и методами бухгалтерского и налогового учета, установленными в странах, где осуществляется деятельность (в основном, в Российской Федерации). Прилагаемая консолидированная финансовая отчетность подготовлена на основе данных бухгалтерского учета Группы с внесением корректировок и реклассификаций с целью представления информации в соответствии с Международными стандартами финансовой отчетности (МСФО).

События после отчетной даты, произошедшие после 31 декабря 2016 г., проанализированы по 21 февраля 2017 г. включительно, т. е. до даты выпуска настоящей консолидированной финансовой отчетности.

База для определения стоимости

Консолидированная финансовая отчетность подготовлена на основе исторической стоимости, за исключением производных финансовых инструментов, финансовых инвестиций, классифицированных как финансовые активы, имеющиеся в наличии для продажи, а также обязательств по выплатам сотрудникам, основанным на стоимости акций (SAR), оцененных по справедливой стоимости.

Пересчет иностранной валюты

Функциональной валютой каждой консолидируемой компании Группы является валюта основной экономической среды, в которой осуществляется деятельность. В соответствии с требованиями МСФО (IAS) 21 руководство проанализировало ряд факторов, влияющих на определение функциональной валюты, и по результатам данного анализа определило функциональную валюту для каждой из компаний Группы. Для большинства компаний Группы функциональной валютой является национальная валюта.

Денежные активы и обязательства были пересчитаны в функциональную валюту по курсу, действующему на отчетную дату. Неденежные активы и обязательства были переведены по историческим курсам. Доходы, расходы и движение денежных средств были пересчитаны в функциональную валюту по среднему курсу за период либо, если это было возможно, по курсам, действующим на дату совершения операций. Возникшие в результате пересчета в функциональную валюту доходы и расходы отражены в составе прибыли и убытка, за исключением разниц, возникающих при использовании учета хеджирования, которые признаются в составе прочего совокупного дохода.

Валютой представления отчетности Группы является российский рубль. Доходы и расходы, возникающие в результате пересчета в валюту представления отчетности, отражаются отдельно в составе капитала в консолидированном отчете о финансовом положении.

Пересчет активов и обязательств, выраженных в национальной валюте, в функциональную валюту для целей подготовки данной консолидированной финансовой отчетности не означает, что Группа могла бы реализовать либо погасить в функциональной валюте представленные в отчетности суммы таких активов и обязательств. Также это не означает, что Группа сможет возвратить либо распределить указанную в отчетности сумму капитала в функциональной валюте своим акционерам.

Принципы консолидации

Консолидированная финансовая отчетность включает отчетность дочерних обществ, контролируемых Группой. Наличие контроля подразумевается в том случае, когда инвестор подвергается рискам, связанным с переменным доходом от участия в объекте инвестиций, или имеет право на получение такого дохода, и имеет возможность использовать свои полномочия в отношении объекта инвестиций с целью оказания влияния на величину дохода инвестора. Инвестор обладает полномочиями в отношении объекта инвестиций, если у инвестора имеются существующие права, которые предоставляют ему возможность в настоящий момент времени управлять значимой деятельностью, то есть деятельностью, которая оказывает значительное влияние на доход объекта инвестиций. Инвестор подвергается рискам, связанным с переменным доходом от участия в объекте инвестиций, или имеет право на получение такого дохода, если доход инвестора от участия в объекте инвестиций может варьироваться в зависимости от показателей деятельности объекта инвестиций. Отчетность дочерних обществ включается в состав консолидированной финансовой отчетности начиная с момента возникновения контроля и до даты его прекращения.

При оценке контроля Группа рассматривает свои существующие потенциальные права голоса. Инвестиции в общества, где Группа не имеет контроля, но имеет возможность оказывать существенное влияние на операционную и финансовую политики, учитываются по методу долевого участия, за исключением инвестиций, отвечающих критериям совместных операций и учитываемых на основе доли участия Группы в активах, обязательствах, доходах и расходах от совместных операций. Все остальные инвестиции классифицируются как инвестиции, удерживаемые до погашения или инвестиции, имеющиеся в наличии для продажи.

Объединение бизнеса

Группа учитывает сделки по объединению бизнеса согласно МСФО (IFRS) 3 «Объединения бизнеса». Группа применяет метод приобретения и отражает приобретенные активы и обязательства по справедливой стоимости на дату приобретения. Определение справедливой стоимости приобретенных активов и обязательств подразумевает применение руководством профессиональных суждений, существенных оценок и допущений. Неконтролирующая доля участия оценивается по справедливой стоимости (если акции приобретенной компании торгуются на открытых рынках), либо учитывается как пропорциональная часть неконтролирующей доли участия в идентифицируемых чистых активах приобретаемого предприятия (если акции приобретенной компании не торгуются на открытых рынках).

Гудвил

Гудвил представляет собой превышение уплаченной цены покупки приобретаемой компании над справедливой стоимостью чистых активов, стоимостью неконтролирующей доли участия и справедливой стоимостью доли в приобретаемой компании, удерживаемой до даты приобретения. Отрицательная сумма ( «доход от приобретения») отражается как доход в составе прибыли и убытка после того, как руководство идентифицировало все приобретаемые активы, все обязательства и условные обязательства, а также проанализировало правильность этих оценок.

В стоимость приобретения не включаются платежи, которые фактически представляют собой осуществление расчетов по взаимоотношениям между покупателем и приобретаемой компанией, существовавшим до сделки по объединению бизнеса. Такие суммы признаются в составе прибыли или убытка. Затраты, связанные со сделкой по приобретению, признаются в качестве расходов в момент возникновения, за исключением тех, которые возникли у Группы в связи с выпуском долговых или долевых инструментов в рамках сделки по объединению бизнеса.

Неконтролирующая доля участия

Неконтролирующая доля участия, удерживаемая компаниями, сторонними по отношению к Группе, представляется отдельно в составе капитала в консолидированном отчете о финансовом положении. Сумма консолидированной чистой прибыли, относящаяся к Группе, а также к неконтролирующей доле участия, отражается в составе консолидированного отчета о прибылях и убытках и прочем совокупном доходе.

Изменение долей владения без изменения контроля

Операции с неконтролирующими долями участия, не приводящие к потере контроля, учитываются как операции с капиталом – то есть как операции с собственниками, действующими в этом качестве. Разница между справедливой стоимостью уплаченного вознаграждения и балансовой стоимостью соответствующей доли чистых активов учитывается в составе собственного капитала. Прибыли и убытки от выбытия неконтролирующих долей также учитываются в составе собственного капитала.

Выбытие дочерних обществ

Когда Группа перестает осуществлять контроль, имеющаяся доля участия переоценивается по справедливой стоимости на дату утраты контроля с признанием разницы в составе прибылей и убытков. Справедливая стоимость – это первоначальная балансовая стоимость для целей учета имеющейся доли участия как ассоциированного или совместного предприятия, либо как финансового актива. Дополнительно все суммы, ранее признаваемые в составе прочего совокупного дохода относительно этого общества, учитываются, как если бы соответствующие активы и обязательства выбыли из Группы. Это может означать, что суммы, ранее признаваемые в составе прочего совокупного дохода, переклассифицируются в состав прибылей и убытков.

Сделки по объединению бизнеса между предприятиями под общим контролем

Сделки по объединению бизнеса между предприятиями под общим контролем учитываются с использованием учетных данных предыдущего собственника о стоимости активов и обязательств с даты приобретения. Для отражения активов и обязательств Группа использует балансовую стоимость, которая применялась предшественником и которая обычно представляет собой стоимость активов и обязательств приобретаемого предприятия, отраженную в консолидированной финансовой отчетности предприятия «самого высокого уровня» из предприятий под общим контролем, которое готовит консолидированную финансовую отчетность по МСФО. Эти суммы также включают сумму гудвила, отраженную на консолидированном уровне в отношении приобретаемого предприятия.

Инвестиции в ассоциированные предприятия

Ассоциированное предприятие – предприятие, на деятельность которого инвестор оказывает значительное влияние. Инвестиции в ассоциированные предприятия учитываются по методу долевого участия и первоначально признаются по фактической стоимости. Начиная с момента возникновения существенного влияния и до даты его прекращения в консолидированной финансовой отчетности отражается доля Группы в прибылях и убытках, а также в прочем совокупном доходе инвестиций, учитываемых по методу долевого участия, которая рассчитывается с учетом корректировок, необходимых для приведения учетной политики конкретного объекта в соответствие с учетной политикой Группы.

Совместные операции и совместные предприятия

Совместные операции – это такое соглашение о совместной деятельности, которое предполагает наличие у сторон, обладающих совместным контролем над деятельностью, прав на активы и ответственности по обязательствам, связанным с деятельностью.

Совместное предприятие – это такое соглашение о совместной деятельности, которое предполагает наличие у сторон, обладающих совместным контролем, прав на чистые активы.

В тех случаях, когда Группа выступает как участник совместных операций, доля участия в совместной деятельности отражается через признание:

  • активов, включая свою долю в любых активах, контролируемых совместно;
  • обязательств, включая свою долю в обязательствах, возникших в результате совместного контроля;
  • выручку от продажи своей доли в продукции, произведенной в результате совместных операций;
  • свою долю выручки от продажи продукции, произведенной в результате совместных операций; и
  • расходы, включая свою долю в расходах, возникших в результате совместного контроля.

В случаях, где Группа является участником совместного предприятия, Группа признает свою долю участия в совместном предприятии как инвестиции и отражает такие инвестиции в учете с использованием метода долевого участия.

Операции, исключаемые при консолидации

При подготовке консолидированной финансовой отчетности исключаются операции и сальдо расчетов между компаниями Группы, а также любые суммы нереализованной прибыли, возникающие по операциям между ними. Нереализованная прибыль по операциям с инвестициями, учитываемыми по методу долевого участия, исключается за счет уменьшения стоимости инвестиции в пределах доли участия Группы в соответствующем объекте инвестиций. Нереализованные убытки исключаются в том же порядке, что и нереализованная прибыль, за исключением обесценения соответствующих активов.

Денежные средства и их эквиваленты

Денежные средства представляют собой наличные денежные средства в кассе и на банковских счетах, которые могут быть получены в любое время по первому требованию. Денежными эквивалентами являются высоколиквидные краткосрочные инвестиции, которые могут быть обменены на определенную сумму денежных средств, со сроком погашения не более трех месяцев с даты их приобретения. Они учитываются по стоимости приобретения, которая приблизительно соответствует их справедливой стоимости.

Непроизводные финансовые активы

К непроизводным финансовым активам Группы относятся: финансовые активы, оцениваемые по справедливой стоимости, изменения которой отражаются в составе прибыли или убытка; финансовые активы, удерживаемые до погашения; займы и дебиторская задолженность; финансовые активы, имеющиеся в наличии для продажи.

Группа признает займы и дебиторскую задолженность в момент их возникновения. Все прочие финансовые активы (включая активы, оцениваемые по справедливой стоимости, изменения в которой отражаются в составе прибыли или убытка) признаются на дату заключения сделок, когда Группа становится стороной договорных условий инструмента.

Группа прекращает признание финансового актива, когда истекает срок действия договорных прав на потоки денежных средств от этого финансового актива, либо она передает договорные права на потоки денежных средств с одновременной передачей всех рисков и вознаграждений, связанных с владением финансовым активом. Любая оставшаяся или вновь возникшая доля переданного финансового актива признается как отдельный актив или обязательство.

Финансовые активы, оцениваемые по справедливой стоимости, изменения которой отражаются в составе прибыли или убытка

Финансовый актив включается в категорию финансовых инструментов, оцениваемых по справедливой стоимости, изменения которой отражаются в составе прибыли или убытка, если этот инструмент классифицируется как предназначенный для продажи или отнесен к данной категории при первоначальном признании. Группа определяет финансовые активы в категорию инструментов, оцениваемых по справедливой стоимости, изменения которой отражаются в составе прибыли или убытка, в тех случаях, когда она управляет такими инвестициями и принимает решения об их покупке или продаже исходя из их справедливой стоимости в соответствии с документально оформленной политикой по управлению рисками и инвестиционной стратегией Группы. Финансовые активы, классифицированные в данную категорию, оцениваются по справедливой стоимости, и изменения их справедливой стоимости отражаются в составе прибыли или убытка за период.

Финансовые активы, удерживаемые до погашения

Если Группа имеет твердое намерение и возможность удерживать долговые ценные бумаги, котируемые на активном рынке, до наступления срока их погашения, то они классифицируются как финансовые инструменты, удерживаемые до погашения. Такие активы первоначально признаются по справедливой стоимости. Впоследствии финансовые активы, удерживаемые до погашения, оцениваются по амортизированной стоимости (рассчитываемой с использованием метода эффективной ставки процента) за вычетом убытков от обесценения. Продажа или переклассификация существенной части инвестиций, удерживаемых до погашения, задолго до наступления срока погашения обязывает Группу реклассифицировать все инвестиции, удерживаемые до погашения, в состав инвестиций, имеющихся в наличии для продажи, и ограничивает возможность классификации инвестиций как удерживаемых до погашения в текущем и в течение двух последующих финансовых лет.

Займы и дебиторская задолженность

Займы и дебиторская задолженность – это не котируемые на активном рынке финансовые активы, предусматривающие получение платежей, величина которых может быть определена. Такие активы первоначально признаются по справедливой стоимости. После первоначального признания займы и дебиторская задолженность оцениваются по амортизированной стоимости (рассчитываемой с использованием метода эффективной ставки процента), за вычетом убытков от их обесценения. Резервы по ожидаемым потерям и сомнительной дебиторской задолженности создаются на суммы, оцениваемые как сомнительные к получению. Оценка осуществляется исходя из сроков возникновения задолженности, истории взаиморасчетов с дебитором и сложившихся экономических условий. Оценка резервов требует применения профессионального суждения и допущений.

Финансовые активы, имеющиеся в наличии для продажи

Финансовые активы, имеющиеся в наличии для продажи, представляют собой непроизводные финансовые активы, которые предназначены для продажи, либо которые не были классифицированы ни в одну из вышеперечисленных категорий финансовых активов. При первоначальном признании такие активы оцениваются по справедливой стоимости. После первоначального признания они оцениваются по справедливой стоимости, изменения которой отражаются в прочем совокупном доходе и представляются в составе капитала в составе прочих резервов, за исключением убытков от обесценения и курсовых разниц. В момент прекращения признания инвестиции при ее обесценении накопленная в составе собственного капитала сумма прибыли или убытка реклассифицируется в состав прибыли или убытка.

Непроизводные финансовые обязательства

Первоначальное признание выпущенных долговых ценных бумаг и обязательств осуществляется на дату их возникновения. Все прочие финансовые обязательства первоначально признаются на дату заключения сделки, в результате которой Группа становится стороной по договору по данному инструменту. Группа прекращает признание финансового обязательства в тот момент, когда прекращаются или аннулируются ее обязанности по соответствующему договору или истекает срок их действия. Группа классифицирует непроизводные финансовые обязательства в категорию прочих финансовых обязательств. Такие финансовые обязательства при первоначальном признании оцениваются по справедливой стоимости. После первоначального признания эти финансовые обязательства оцениваются по амортизированной стоимости с использованием метода эффективной ставки процента. К прочим финансовым обязательствам относятся кредиты и займы, банковские овердрафты и торговая и прочая кредиторская задолженность.

Производные финансовые инструменты

Производные финансовые инструменты отражаются в консолидированном отчете о финансовом положении по справедливой стоимости как финансовые активы либо обязательства. Реализованные и нереализованные прибыли и убытки показываются в отчетности свернуто в составе прибыли и убытка, за исключением финансовых инструментов, к которым применяется учет хеджирования.

Оценка справедливой стоимости производных финансовых инструментов делается на основе информации, доступной на рынке, и с использованием прочих методов оценки, признанных допустимыми. Тем не менее, требуется применение существенных профессиональных суждений для интерпретации рыночных данных при формировании таких оценочных показателей. Соответственно, оценки не всегда представляют собой сумму, которую Группа может реализовать в текущей рыночной ситуации.

Учет хеджирования

По производным финансовым инструментам, признанным инструментами хеджирования, Группа применяет учет хеджирования (форвардные валютные контракты и процентные свопы).

Группа использует только хеджирование денежных потоков – хеджирование риска изменчивости потоков денежных средств в связи с изменением обменных курсов валют по прогнозируемым сделкам, вероятность осуществления которых высока.

Эффективная часть изменений справедливой стоимости производных инструментов, предназначенных для хеджирования потоков денежных средств и являющихся таковыми, отражается в составе прочего совокупного дохода. Изменения справедливой стоимости производных финансовых инструментов, которые не являются инструментами хеджирования, немедленно признаются в составе прибыли и убытка.

При наступлении срока исполнения по сделке с инструментом хеджирования или его продаже, либо когда такой инструмент перестает удовлетворять критериям учета хеджирования, все накопленные прибыли и убытки отражаются в составе капитала до того момента, когда совершается планируемая операция. Неэффективная часть признается в составе прибыли или убытка. Если выполнение прогнозируемой операции по инструменту хеджирования больше не ожидается, сумма совокупной прибыли или убытка по инструменту хеджирования, признанная в составе прочего совокупного дохода, немедленно переносится в состав прибыли или убытка.

Справедливая стоимость инструментов хеджирования определяется на конец каждого отчетного периода на основе рыночной стоимости, которая обычно рассчитывается кредитными организациями.

Товарно-материальные запасы

Товарно-материальные запасы включают в себя, в основном, сырую нефть, нефтепродукты, сырье и материалы и отражаются по наименьшей из стоимости приобретения или чистой стоимости реализации. Стоимость товарно-материальных запасов рассчитывается как средневзвешенная стоимость приобретения и включает в себя все затраты по приобретению, производству либо доведению запасов до их текущего состояния и месторасположения. Чистая стоимость реализации определяется как предполагаемая цена продажи в ходе обычной деятельности, за вычетом ожидаемых затрат на завершение и реализацию.

Нематериальные активы

Гудвил, полученный в результате приобретения дочерних компаний, включается в состав нематериальных активов. В последующие периоды гудвил отражается по стоимости приобретения за вычетом накопленных убытков от обесценения.

Прочие нематериальные активы, приобретаемые Группой, которые имеют определенный срок использования, оцениваются по первоначальной стоимости за вычетом накопленной амортизации и накопленных убытков от обесценения.

Нематериальные активы с определенным сроком полезного использования амортизируются линейным методом исходя из срока полезного использования. Сроки полезного использования по группам нематериальных активов представлены ниже:

Группа нематериальных активов Средний срок полезного использования
Лицензии и программное обеспечение 1−5 лет
Права на землю 25 лет

Основные средства

Основные средства отражаются в отчетности по стоимости приобретения за вычетом накопленной амортизации и убытков от обесценения. Затраты на техническое обслуживание, текущий ремонт и замену мелких узлов или компонентов основных средств относятся на расходы по мере возникновения; затраты на восстановление и модернизацию основных средств капитализируются. Затраты, связанные с проведением цикличных ремонтных работ, проводимых в отношении нефтеперерабатывающего оборудования, списываются в том периоде, когда они были понесены, если в результате таких работ не была произведена замена оборудования или установка новых активов. В момент продажи или ликвидации основного средства стоимость приобретения, накопленная амортизация и убытки от обесценения списываются со счетов учета основных средств. Прибыль или убыток от выбытия основных средств отражается в составе прибыли и убытка.

Нефтегазовые активы

Активы, связанные с разведкой и оценкой

Затраты на приобретение включают суммы, уплаченные за приобретение прав на геологоразведку и разработку.

Активы, связанные с разведкой и оценкой, включают в себя:

  • затраты на топографические, геологические и геофизические исследования, приобретение прав на указанные работы, которые напрямую связаны с разведочной деятельностью;
  • затраты на содержание неразработанных месторождений;
  • затраты на забой скважины;
  • затраты на бурение непродуктивных скважин;
  • затраты на бурение и оборудование разведочных скважин.

Затраты, понесенные на поисковые работы, приобретение прав на добычу и разработку запасов, как правило, капитализируются отдельно по каждому месторождению.

Затраты на топографические, геологические и геофизические исследования, приобретение прав на указанные работы рассматриваются как геолого-разведочные активы до момента подтверждения того, что запасы являются доказанными и добыча нефти и газа экономически целесообразна. После подтверждения экономической целесообразности добычи нефти и газа капитализированные затраты относятся на новый объект учета.

Если запасы не были найдены, актив, связанный с разведкой, тестируется на обесценение. Если найдены извлекаемые запасы углеводородов, то требуется дополнительная оценка, что может повлечь за собой дополнительное бурение скважин. Если имеет место вероятность коммерческой целесообразности добычи, то затраты продолжают признаваться как нефтегазовый актив до тех пор, пока экономическая целесообразность добычи этих углеводородов не станет очевидной (с учетом сухих скважин). Все понесенные затраты должны оцениваться с технической, коммерческой и управленческой точки зрения и на предмет обесценения не менее одного раза в год для подтверждения намерения разрабатывать данное месторождение либо возможности извлечения выгоды. В противном случае все затраты списываются.

Прочие затраты на разведку относятся на расходы текущего периода.

Активы, связанные с разведкой и оценкой минеральных ресурсов, подлежат реклассификации в основные средства или нематериальные активы, когда техническая осуществимость и коммерческая целесообразность добычи минеральных ресурсов становятся очевидными. Перед реклассификацией эти активы тестируются на обесценение, а убыток от обесценения списывается на финансовый результат. Лицензии на разведку и разработку классифицируются в качестве основных средств, когда они переводятся из категории активов, связанных с разведкой и оценкой.

Затраты на разработку

Затраты на разработку связаны с получением доступа к доказанным запасам, извлечением, переработкой, сбором и хранением нефти и газа. Они включают расходы, относящиеся к разведочным скважинам, с целью разработки доказанных запасов, а также расходы, относящиеся к оборудованию и сооружениям для добычи, такие как арендованный промысловый трубопровод, установки сепарации, очистки и термической обработки нефти, резервуары-хранилища, системы инженерного обеспечения и утилизации отходов, и установки переработки и закачки природного газа в пласт.

Затраты на строительство, монтаж и оснащение объектов инфраструктуры, такие как платформы, трубопроводы, установки бурения разрабатываемых скважин, капитализируются в составе нефтегазовых активов.

Износ, истощение и амортизация

Амортизация затрат на приобретение прав на разведку и разработку месторождений и затрат на разработку участков недр с доказанными запасами нефти и газа начисляется по методу единицы произведенной продукции исходя из данных о доказанных запасах и доказанных разработанных запасах соответственно. Амортизация не начисляется на стоимость приобретения прав на разведку и разработку месторождений с недоказанными запасами.

Амортизация по прочим основным средствам, кроме основных средств, связанных с разведкой и добычей нефти и газа, рассчитывается линейным методом исходя из сроков полезного использования. Нормы амортизации, применяемые к схожим категориям основных средств, имеющим сходные экономические характеристики, представлены ниже:

Группа основных средств Средний срок полезного использования
Здания и сооружения 8–35 лет
Машины и оборудование 8–20 лет
Транспортные средства и прочие приспособления 3–10 лет

Катализаторы и реагенты, используемые в нефтеперерабатывающей деятельности, классифицируются как прочие основные средства.

Капитализированные затраты по займам

Затраты по займам, непосредственно связанным с приобретением, строительством или производством активов (включая нефтегазовые активы), требующих значительного времени на подготовку к использованию (квалифицируемые активы), капитализируются в составе стоимости таких активов. В состав затрат по займам, подлежащих капитализации, также могут включаться курсовые разницы, в том случае если они рассматриваются как корректировка величины затрат по выплате процентов.

Обесценение внеоборотных активов

Балансовая стоимость внеоборотных активов Группы, кроме гудвила, запасов, долгосрочных финансовых активов и отложенных налоговых активов, анализируется на каждую отчетную дату для выявления признаков их возможного обесценения.

Тестирование гудвила на предмет обесценения производится ежегодно, а также на более частой основе при выявлении признаков возможного обесценения. Суммы, ранее списанные на убыток от обесценения гудвила, не восстанавливаются в последующем периоде.

При наличии признаков возможного обесценения рассчитывается возмещаемая величина соответствующего актива. Для целей тестирования на предмет обесценения отдельные активы группируются в единицы, генерирующие денежные потоки (ЕГДП). ЕГДП представляет собой наименьшую группу активов, в рамках которой генерируется поток денежных средств, и этот поток по большей части не зависит от потока денежных средств, генерируемого другими активами или группами активов. Балансовая стоимость ЕГДП (включая гудвил) сравнивается с возмещаемой стоимостью. Возмещаемая стоимость ЕГДП и гудвила, отнесенного на эту ЕГДП, представляет собой наибольшую из двух величин: ее справедливой стоимости за вычетом затрат на продажу и ценности от использования. Если возмещаемая величина ЕГДП, включая гудвил, меньше ее балансовой стоимости, признается убыток от обесценения.

Убыток от обесценения признается в составе прибыли и убытка.

Обесценение непроизводных финансовых активов

По состоянию на каждую отчетную дату финансовый актив оценивается на предмет наличия признаков его возможного обесценения. Финансовый актив является обесценившимся, если существуют объективные свидетельства того, что после первоначального признания актива произошло повлекшее убыток событие, и что это событие оказало негативное влияние на ожидаемую величину будущих потоков денежных средств от данного актива, величину которых можно надежно рассчитать.

Признаки, свидетельствующие об обесценении займов и дебиторской задолженности и инвестиций, удерживаемых до погашения, рассматриваются Группой как на уровне отдельных активов, так и на уровне портфеля. Все такие активы, величина каждого из которых, взятого в отдельности, является значительной, оцениваются на предмет обесценения в индивидуальном порядке. Займы и дебиторская задолженность и инвестиции, удерживаемые до погашения, величина которых не является по отдельности значительной, оцениваются на предмет обесценения в совокупности путем объединения в портфель займов, дебиторской задолженности и инвестиций, удерживаемых до срока погашения, которые имеют сходные характеристики риска.

В отношении финансового актива, учитываемого по амортизированной стоимости, сумма убытка от обесценения рассчитывается как разница между балансовой стоимостью актива и текущей стоимостью ожидаемых будущих потоков денежных средств, дисконтированных по эффективной ставке процента, соответствующей первоначальным условиям финансирования. Убытки признаются в составе прибыли или убытка за период и отражаются на счете оценочного резерва, величина которого вычитается из стоимости займов и дебиторской задолженности или инвестиций, удерживаемых до погашения.

Обязательства по выводу объектов основных средств из эксплуатации

У Группы есть обязательства по выводу объектов основных средств из эксплуатации, связанные с ее основной деятельностью. Ниже представлена характеристика этих активов и соответствующих потенциальных обязательств.

Разведка и добыча

Деятельность Группы по геологоразведке, разработке и добыче нефти и газа связана с использованием таких активов, как скважины и оборудование скважин, установки по сбору и подготовке нефти, нефтехранилища и трубопроводы на участках транспортировки нефти до магистральных нефтепроводов. Как правило, лицензии и прочие разрешительные документы требуют от Группы определенных действий в отношении ликвидации данных активов после окончания добычи. Такие действия включают ликвидацию скважин, демонтаж оборудования, рекультивацию земель и прочие меры. Если месторождение полностью истощено, Группа несет затраты по ликвидации скважин и соответствующие затраты по защите окружающей среды.

Переработка, маркетинг и сбыт

Переработка нефти осуществляется на больших промышленных предприятиях, работающих в течение нескольких десятилетий. Для таких объектов невозможно определить дату, когда будет происходить демонтаж оборудования и производственных мощностей. Текущее регулирование и правила выдачи лицензий не требуют исполнения обязательств, связанных с ликвидацией данных промышленных предприятий и предприятий розничной торговли. В связи с этим руководство Группы полагает, что не существует каких-либо прямых правовых или контрактных обязательств, относящихся к выводу этих объектов из эксплуатации или иному выбытию данных активов.

Руководство создает резерв под будущие затраты на вывод из эксплуатации активов по добыче нефти и газа, скважин, трубопроводов и соответствующего дополнительного оборудования, а также на восстановление участков проведения работ на основе наиболее точных оценок будущих затрат на ликвидацию основных средств, а также сроков полезного использования активов, задействованных в добыче нефти и газа. Оценка величины обязательств по выводу из эксплуатации нефтегазовых основных средств – сложный процесс, требующий от руководства использования различных оценок и профессиональных суждений в отношении обязательств по выводу активов из эксплуатации, которые могут возникнуть через несколько лет. Группа использует безрисковую ставку, скорректированную на специфические риски, присущие обязательству, для оценки обязательства по выводу объектов основных средств из эксплуатации.

Изменения в оценке существующего обязательства по выводу актива из эксплуатации происходят из-за изменения расчетных сроков, сумм соответствующих затрат или ставки дисконтирования, используемой при оценке.

Сумма резерва представляет собой наиболее точную оценку затрат по исполнению обязательств по состоянию на отчетную дату в соответствии с текущим законодательством того региона, в котором находятся операционные активы Группы и соответственно, изменение действующего законодательства может оказать влияние на текущую оценку обязательства по выводу из эксплуатации нефтегазовых основных средств на месторождениях Группы. В связи с субъективностью оценки резервов существует неопределенность в отношении суммы резерва и срока возникновения таких затрат.

Оценочная величина затрат на вывод из эксплуатации объектов основных средств капитализируется в составе стоимости основных средств либо в момент приобретения основных средств, либо при использовании основных средств в течение определенного периода. Изменения оценочных значений обязательств по выводу объектов основных средств из эксплуатации происходят в результате изменения стоимости и сроков ликвидации или изменения ставок дисконтирования и отражаются в составе стоимости основных средств в текущем периоде.

Налог на прибыль

В настоящее время некоторые компании Группы, включая материнскую компанию ПАО «Газпром нефть», образуют консолидированную группу налогоплательщиков, определенную законодательством Российской Федерации, и уплачивают налог на прибыль на консолидированном уровне. Большинство компаний Группы не формирует консолидированную группу налогоплательщиков, определенную законодательством Российской Федерации, и налог на прибыль исчисляется отдельно для каждой из компаний. Расход по налогу на прибыль представляет собой налогооблагаемую прибыль каждой дочерней организации по установленной ставке (в основном, в соответствии с Налоговым Кодексом Российской Федерации – 20 %), с учетом корректировок на доходы и расходы, не учитываемые в целях налогообложения прибыли. В некоторых случаях ставка налога на прибыль может быть снижена в соответствии с региональным законодательством. В дочерних компаниях, осуществляющих свою деятельность за пределами Российской Федерации, применяются ставки налога на прибыль, установленные законодательством соответствующей страны.

В данной консолидированной финансовой отчетности отражены отложенные налоговые активы и обязательства, рассчитанные Группой балансовым методом в соответствии с МСФО (IAS) 12 «Налоги на прибыль». Данный метод учитывает будущие налоговые последствия, возникшие в результате временных разниц между балансовой стоимостью существующих активов и обязательств в консолидированной финансовой отчетности и соответствующей налогооблагаемой базой, а также в результате получения операционных убытков и налогов, перенесенных на будущие периоды. Отложенные налоговые активы и обязательства рассчитываются с применением законодательно установленных налоговых ставок, которые, как ожидается, будут применяться к налогооблагаемому доходу в те периоды, в которые предполагается погасить временные разницы, возместить стоимость активов и урегулировать обязательства. Отложенный налоговый актив в отношении вычитаемых временных разниц и убытков, перенесенных на будущие периоды, признается только в том случае, когда существует высокая вероятность получения в будущем налогооблагаемой прибыли, которая может быть уменьшена на сумму таких вычетов.

Налог на добычу полезных ископаемых и акцизы

Налог на добычу полезных ископаемых и акцизы, которые уплачиваются государству в зависимости от объемов добычи или переработки нефти и газа, включаются в состав операционных расходов. Налоги, которые уплачиваются в зависимости от объема проданной продукции, вычитаются из продаж.

Обыкновенные акции

В соответствии с уставом, обыкновенные акции представляют собой уставный капитал Компании. Владельцы обыкновенных акций имеют право одного голоса на одну акцию. Дивиденды, выплачиваемые владельцам обыкновенных акций, определяются Советом директоров и утверждаются на ежегодном собрании акционеров.

Собственные акции, выкупленные у акционеров

Обыкновенные акции Компании, принадлежащие Группе на отчетную дату, отражены как собственные акции, выкупленные у акционеров, и учитываются по стоимости приобретения с использованием метода средневзвешенной стоимости. Доход от перепродажи собственных акций, выкупленных у акционеров, увеличивает добавочный капитал, тогда как убытки уменьшают добавочный капитал в пределах ранее отраженного чистого дохода от перепродажи, а оставшаяся часть убытков уменьшает нераспределенную прибыль.

Прибыль на акцию

Базовая и разводненная прибыль на обыкновенную акцию рассчитывается путем деления прибыли, имеющейся в распоряжении владельцев обыкновенных акций, на средневзвешенное количество акций, находящихся в обращении в течение года. Ценные бумаги, которые потенциально могут оказать разводняющий эффект, в обращение не выпускались.

Выплаты на основе стоимости акций

Группа применяет наилучшую оценку обязательств по выплатам сотрудникам, основанным на стоимости акций, (SAR) по справедливой стоимости на дату предоставления права. Оценочное значение обязательства пересчитывается по справедливой стоимости на каждую отчетную дату, при этом соответствующим образом корректируются расходы по плану SAR, отраженные в составе прибыли и убытка. Расходы признаются в течение всего срока действия программы.

Пенсионные и другие обязательства по компенсационным программам

Группа не реализует каких-либо существенных программ по дополнительному пенсионному обеспечению, помимо отчислений в Государственный пенсионный фонд Российской Федерации. Данные отчисления рассчитываются работодателем как процент от текущих отчислений на заработную плату и относятся на затраты по мере возникновения. Группа не имеет каких-либо существенных программ компенсаций работникам, вышедшим на пенсию, и иных компенсационных программ, требующих начислений.

Арендованные активы

Договоры аренды, по условиям которых Группа принимает на себя по существу все риски и выгоды, связанные с правом собственности, классифицируются как договоры финансовой аренды. При первоначальном признании арендованный актив оценивается в сумме, равной наименьшей из его справедливой стоимости и приведенной (дисконтированной) стоимости минимальных арендных платежей. Впоследствии этот актив учитывается в соответствии с учетной политикой, применимой к активам подобного класса.

Прочие договоры аренды классифицируются как операционная аренда, и соответствующие арендованные активы не признаются в отчете о финансовом положении Группы. Общая сумма арендных платежей признается расходами равномерно в течение срока действия договора.

Признание выручки

Выручка от реализации сырой нефти, нефтепродуктов, газа, а также прочих товаров признается в момент, когда продукция доставлена конечному покупателю, право собственности перешло покупателю, существует уверенность в поступлении дохода, цена реализации конечному покупателю является окончательной или может быть надежно определена. В отношении реализации сырой нефти, нефтепродуктов и материалов на внутреннем рынке продажа отражается в момент отгрузки покупателю, что обычно означает переход права собственности. При продаже на экспорт право собственности обычно переходит на границе Российской Федерации, и Группа несет ответственность за транспортировку, уплату пошлин и прочих налогов, связанных с такой реализацией.

Выручка признается за вычетом налога на добавленную стоимость (НДС), экспортных пошлин, акцизов, начисляемых на объемы проданной продукции, и иных аналогичных обязательных платежей.

Продажи включают выручку с учетом экспортных пошлин и акцизов, рассчитанных исходя из объема проданной продукции.

Операции товарообмена

Операции по покупке и продаже с одним и тем же контрагентом с целью сокращения транспортных расходов, а не с целью получения прибыли, исключаются из выручки и себестоимости в соответствии с требованиями МСФО. Целью таких операций по купле-продаже, примером которых является покупка-продажа одинакового товара в разных местах в течение одного периода времени с одним и тем же продавцом-покупателем, является оптимизация ресурсов Группы, а не получение прибыли. После элиминации положительная разница отражается как уменьшение транспортных расходов, а отрицательная разница отражается как увеличение транспортных расходов.

Транспортные расходы

Транспортные расходы, отраженные в составе прибыли и убытка, представляют собой понесенные расходы на транспортировку нефти и нефтепродуктов через сеть нефтепроводов ПАО «АК «Транснефть», а также расходы на транспортировку морским транспортом и железной дорогой. Транспортные расходы также включают все расходы на погрузочно-разгрузочные работы.

Прочие совокупные доходы и убытки

Все прочие совокупные доходы и убытки представлены статьями, которые впоследствии могут быть реклассифицированы в прибыли и убытки за вычетом отложенного налога.

Изменения в презентации и классификации

В 2016 г. Группа изменила представление расходов и доходов от обесценения активов в консолидированном отчете о прибылях и убытках и прочем совокупном доходе. Эти статьи были реклассифицированы в состав показателя строки «износ, истощение и амортизация» из показателя строки «прочие доходы и расходы». Группа полагает, что такое изменение обеспечивает надежную и более уместную информацию. Убыток от обесценения в сумме 15 582 млн руб., признанный в 2015 г., был реклассифицирован в состав показателя строки «износ, истощение и амортизация» с целью соответствия текущей презентации. Данные реклассификации не оказали влияния на прибыль, чистые денежные потоки и акционерный капитал Компании. Так как реклассификация не оказывает влияния на статьи консолидированного отчета о финансовом положении, то консолидированный отчет о финансовом положении на 1 января 2015 г. не предоставляется.

3. Основные бухгалтерские оценки, допущения и профессиональные суждения

Подготовка консолидированной финансовой отчетности в соответствии с МСФО требует использования руководством профессиональных суждений, допущений и расчетных оценок, которые влияют на то, как применяются положения учетной политики и в каких суммах отражаются активы, обязательства, раскрываются условные активы и обязательства, доходы и расходы в отчетном периоде.

Руководство постоянно пересматривает эти оценки и допущения исходя из прошлого опыта и других факторов, которые могут быть использованы для оценки балансовой стоимости активов и обязательств. Изменения в расчетных оценках признаются в том отчетном периоде, когда эти оценки были пересмотрены, если изменения касаются только одного отчетного периода, или в этом периоде и в последующих периодах, если они затронуты указанными изменениями.

Фактические результаты деятельности Группы могут отличаться от сделанных руководством оценок и суждений, если обстоятельства и предпосылки отличаются.

Информация о наиболее важных суждениях и оценках, оказавших наиболее значительное влияние на суммы, отраженные в данной консолидированной финансовой отчетности, которые несут в себе риск существенной корректировки балансовой стоимости активов и обязательств, представлена ниже.

Обесценение внеоборотных активов

В качестве примеров признаков возможного обесценения, которые подлежат анализу со стороны руководства Группы, можно выделить: изменение бизнес-плана Группы; изменение цен на нефть и сырьевые товары, приводящее к устойчивому снижению финансово-экономических показателей деятельности Группы; низкая загрузка мощностей заводов; факты, свидетельствующие о физическом повреждении активов; для активов, связанных с добычей нефти и газа, – пересмотр оценочных запасов нефти и газа в сторону их существенного уменьшения, существенное увеличение будущих затрат на разработку активов или затрат на вывод активов из эксплуатации. При выявлении любого из вышеперечисленных признаков Группа проводит расчет возмещаемой величины.

Долгосрочные бизнес-планы (модели), утвержденные Руководством Группы, являются основным источником информации для определения ценности от использования. Они содержат прогнозы объемов производства нефти и газа, объемов нефтепереработки, объемов продаж различных видов нефтепродуктов, информацию о доходах, расходах и капитальных затратах.

При подготовке прогнозов Руководство формирует основополагающие допущения о различных показателях рынка, таких как цены на нефть, доходность нефтепереработки, доходность нефтепродуктов, ставка инфляции. Допущения формируются на основании долгосрочных прогнозов научно-исследовательских организаций относительно динамики цен на нефть, макроэкономических факторов, таких как инфляция, и тенденций прошлых лет.

При расчете ценности от использования будущие потоки денежных средств корректируются с учетом рисков, специфических для актива или ЕГДП, и дисконтируются до их приведенной стоимости с использованием ставки дисконтирования, применяемой к денежным потокам до налогообложения и которая отражает текущую рыночную оценку временной стоимости денег.

Оценка запасов нефти и газа

Оценка величины резервов производится исходя из вероятностных допущений и пересматривается на ежегодной основе. Группа оценивает запасы нефти и газа в соответствии с положениями Комиссии по ценным бумагам и биржам США (U. S. Securities and Exchange Commission – SEC) для доказанных запасов. Запасы нефти и газа определяются исходя из определенных предпосылок, сделанных Группой, касательно будущих капитальных и операционных расходов, объемов нефти в залежи, коэффициентов восстановления, количества скважин и стоимости бурения. Оценка величины доказанных резервов нефтегазовых запасов используется для начисления износа и амортизации нефтегазовых активов и как следствие, будущие изменения в оценках величины резервов влияют на изменение данных бухгалтерских показателей.

Доказанными запасами считаются оценочные объемы сырой нефти и газа, которые согласно геологическим и инженерным данным с достаточной степенью уверенности будут извлечены в будущем исходя из известных залежей при существующих экономических условиях. В некоторых случаях для извлечения этих доказанных запасов могут потребоваться существенные дополнительные вложения в новые скважины и дополнительное оборудование. Данные по доказанным резервам могут существенно меняться год от года с учетом получения новой геологической информации.

Оценка нефтегазовых запасов оказывает непосредственное влияние на некоторые показатели, отраженные в данной консолидированной финансовой отчетности, а именно на величину амортизации нефтегазовых активов и убытков от обесценения. Нормы амортизации для нефтегазовых активов рассчитываются таким образом, чтобы амортизация этих активов начислялась пропорционально объему добычи на каждом месторождении исходя из доказанных разработанных запасов для затрат на разработку и исходя из общих доказанных запасов для затрат, связанных с приобретением доказанных запасов. Кроме того, оценка доказанных запасов нефти и газа используется также для расчета будущих денежных потоков, которые служат одним из основных индикаторов наличия обесценения актива.

Сроки полезного использования объектов основных средств

Руководство оценивает срок полезного использования актива с учетом срока предполагаемого использования, расчетного морального износа, ликвидационной стоимости, физического износа и операционной среды, в которой актив будет использоваться. Данные оценки могут отличаться от фактических результатов, что может оказать существенное влияние на балансовую стоимость основных средств и привести к корректировкам норм амортизации в будущем и амортизационных отчислений за период.

Условные обязательства

По состоянию на дату выпуска настоящей консолидированной финансовой отчетности могут существовать определенные условия, которые в зависимости от возникновения или невозникновения одного или более событий в будущем могут привести к убыткам для Группы. Руководство Группы проводит оценку таких условных обязательств, которая базируется на допущениях, являющихся предметом профессионального суждения. При оценке возможного убытка от условных фактов хозяйственной деятельности, связанных с судебными и налоговыми разбирательствами с участием Группы или непредъявленными исками, которые могут привести к таким разбирательствам, Группа после консультаций с юрисконсультами и налоговыми специалистами проводит оценку вероятности наступления неблагоприятного исхода для Группы, а также наиболее вероятную сумму оттока экономических выгод.

Если оценка условного факта хозяйственной деятельности указывает на вероятность возникновения убытка, величина которого может быть измерена, то соответствующее обязательство отражается в консолидированной финансовой отчетности Группы. Если оценка условного факта хозяйственной деятельности указывает не на вероятность, а на обоснованную возможность возникновения существенного убытка или на вероятность возникновения убытка, величина которого не может быть измерена с достаточной точностью, необходимо раскрыть информацию о характере условного обязательства и оценочной величине возможного убытка, если ее можно измерить и она существенна. Если величина убытка не может быть измерена с достаточной точностью, руководство признает убыток в момент получения недостающей информации, что позволяет измерить величину убытка с достаточной точностью. Информация об убытках, считающихся маловероятными, в отчетности не раскрывается, если только они не связаны с гарантиями. В этом случае необходимо раскрыть информацию о характере гарантий. Вместе с тем, в некоторых случаях, когда раскрытие информации не является обязательным, Группа может добровольно раскрыть информацию об условных обязательствах, которые, по мнению руководства, могут представлять интерес для акционеров и других лиц.

Соглашения о совместной деятельности

При применении МСФО (IFRS) 11 Группа применила суждение касательно того, являются ли заключенные ею соглашения о совместной деятельности совместными операциями или совместными предприятиями. Группа определила тип соглашения о совместной деятельности исходя из своих прав и обязательств, вытекающих из соглашения, включая оценку структуры и юридической формы соглашения, условий принятия решений, согласованных участниками в договоре о совместной деятельности, а также других факторов и обстоятельств, если применимо.

Арендованные активы

Договоры аренды, по условиям которых Группа принимает на себя по существу все риски и выгоды, связанные с правом собственности, классифицируются как договоры финансовой аренды. Риски включают возможность возникновения убытков в связи с простоями или технологическим устареванием или колебания доходности в связи с изменением экономических условий. Выгоды могут быть связаны с ожиданием прибыли от операций на протяжении срока экономического использования актива и доходов от повышения стоимости или реализации ликвидационной стоимости.

Прочие договоры аренды классифицируются как операционная аренда. В большинстве случаев аренда судов по договорам тайм-чартера учитывается как операционная аренда в соответствии с МСФО (IAS) 17 «Аренда».

4. Применение новых стандартов МСФО

Следующие стандарты и поправки к стандартам, вступившие в силу с 1 января 2016 г., не оказывают существенного влияния на Группу:

  • МСФО (IFRS) 14 «Счета отложенных тарифных разниц» (выпущен в январе 2014 г. и вступает в силу для годовых периодов, начинающихся 1 января 2016 г. или после этой даты).
  • Поправки к МСФО (IFRS) 11 «Совместная деятельность» (выпущены в мае 2014 г. и вступившие в силу для годовых периодов, начинающихся 1 января 2016 г. или после этой даты).
  • Поправки к МСФО (IAS) 16 «Основные средства» и МСФО (IAS) 38 «Нематериальные активы» (выпущены в мае 2014 г. и вступившие в силу для годовых периодов, начинающихся 1 января 2016 г. или после этой даты).
  • Поправки к МСФО (IAS) 1 «Представление финансовой отчетности» в части раскрытия информации (выпущены в декабре 2014 г. и вступившие в силу для годовых периодов, начинающихся 1 января 2016 г. или после этой даты).
  • Поправки к МСФО (IFRS) 7 «Финансовые инструменты: раскрытие информации» (выпущены в сентябре 2014 г. и вступившие в силу для годовых периодов, начинающихся 1 января 2016 г. или после этой даты).
  • Поправки к МСФО (IAS) 19 «Вознаграждение работникам» (выпущены в сентябре 2014 г. и вступившие в силу для годовых периодов, начинающихся 1 января 2016 г. или после этой даты).
  • Поправки к МСФО (IAS) 34 «Промежуточная финансовая отчетность» (выпущены в сентябре 2014 г. и вступившие в силу для годовых периодов, начинающихся 1 января 2016 г. или после этой даты).
5. Новые стандарты и разъяснения

Опубликован ряд новых стандартов и интерпретаций, которые являются обязательными для годовых периодов, начинающихся 1 января 2017 г. или после этой даты, и которые Группа не приняла досрочно.

МСФО (IFRS) 9 «Финансовые инструменты: Классификация и оценка» (c изменениями, внесенными в июле 2014 г., вступает в силу для годовых периодов, начинающихся 1 января 2018 г. или после этой даты). Основные положения данного стандарта следующие:

  • Финансовые активы классифицируются по двум категориям: те последующая оценка которых осуществляется по справедливой стоимости (либо через прибыль или убыток, либо через прочий совокупный доход), и те, последующая оценка которых осуществляется по амортизированной стоимости. Решение о классификации принимается в момент первоначального признания.
  • Последующая оценка финансовых инструментов по амортизированной стоимости осуществляется только для долговых инструментов при единовременном выполнении следующих условий: бизнес-модель Группы построена таким образом, что денежные потоки ожидаются от погашения финансового инструмента, и по условиям договора денежные потоки, ожидаемые от инструмента, представляют собой только основную сумму и проценты. Все остальные финансовые инструменты должны оцениваться по справедливой стоимости с изменениями, отражающимися в составе прибыли и убытков.
  • Последующая оценка долевых инструментов осуществляется по справедливой стоимости. Долевые инструменты, удерживаемые для продажи, оцениваются по справедливой стоимости с изменениями, отражающимися в прибылях и убытках. Для всех остальных долевых инструментов на момент признания делается выбор, не подлежащий изменению, будут ли реализованные и нереализованные прибыли и убытки, возникающие от изменения справедливой стоимости, отражаться в прочем совокупном доходе, нежели чем в прибыли и убытках. Реклассификация изменений справедливой стоимости в состав прибыли или убытка не разрешается.

В настоящее время Группа оценивает влияние нового стандарта на консолидированную финансовую отчетность.

МСФО (IFRS) 15 «Выручка по договорам с покупателями» (выпущен в мае 2014 г. и вступает в силу для периодов, начинающихся 1 января 2018 г. или после этой даты). Новый стандарт устанавливает основной принцип, в соответствии с которым выручка должна признаваться в момент передачи товаров либо оказания услуг покупателю по договорной цене. Выручка от продажи товаров, сопровождаемых оказанием услуг, которые могут быть явно отделены, признается отдельно от выручки от оказания услуг, а также скидки и уступки от договорной цены распределяются на отдельные элементы выручки. В случаях когда сумма оплаты меняется по какой-либо причине, выручка отражается в размере минимальных сумм, которые не подвержены существенному риску аннулирования. Расходы по обеспечению выполнения договоров с покупателями капитализируются и затем списываются в периоде, в котором получены выгоды от реализации контракта.

В настоящее время Группа оценивает влияние нового стандарта на консолидированную финансовую отчетность.

МСФО (IFRS) 16 «Аренда» (выпущен в январе 2016 г. и заменяет собой МСФО (IAS) 17 «Аренда», будет применяться для годовых отчетных периодов, начинающихся 1 января 2019 г. или позднее). Раннее применение данного стандарта возможно только в случае применения стандарта МСФО (IFRS) 15 «Выручка по договорам с покупателями». Основные положения данного стандарта следующие:

  • МСФО 16 изменяет требования учета арендатора, определенные в МСФО (IAS) 17, и исключает классификацию аренды на финансовую и операционную. Вместо этого, представляет единую модель учета аренды, согласно которой требуется отражать следующее:
    • все активы и обязательства, возникающие из аренды, со сроком более 12 месяцев, кроме тех, которые имеют несущественную величину; и
    • амортизацию арендуемых активов отдельно от финансовых расходов в отчете о прибылях и убытках;
  • МСФО 16 не изменяет учет арендодателя, определенный в МСФО (IAS) 17.
  • МСФО 16 не изменяет учет услуг, сопутствующих аренде.

В настоящее время Группа оценивает влияние нового стандарта на консолидированную финансовую отчетность.

«Отчет о движении денежных средств»  − Поправки к МСФО (IAS) 7 (выпущены в январе 2016 г. и вступают в силу для годовых периодов, начинающихся 1 января 2017 г. или после этой даты) требуют от компаний предоставлять раскрытия, которые позволят инвесторам оценивать изменения в обязательствах, возникающих со стороны финансовой деятельности, включая изменения как от денежных, так и неденежных потоков. Группа представит данное раскрытие в консолидированной финансовой отчетности за 2017 г.

Ожидается, что следующие стандарты и интерпретации после вступления в силу не окажут существенного влияния на финансовую отчетность Группы:

  • «Признание отложенных налоговых активов по нереализованным убыткам»  – Поправки к МСФО (IAS) 12 (выпущены в январе 2016 года и вступают в силу для годовых периодов, начинающихся 1 января 2017 года или после этой даты).
  • Поправки к МСФО (IFRS) 15 «Выручка по договорам с покупателями» (выпущены в апреле 2016 года и вступают в силу для годовых периодов, начинающихся 1 января 2018 года или после этой даты).
  • Поправки к МСФО (IFRS) 2 «Платеж, основанный на акциях» (выпущены в июне 2016 года и вступают в силу для годовых периодов, начинающихся 1 января 2018 года или после этой даты).

Если выше не указано иное, ожидается, что данные новые стандарты и разъяснения существенно не повлияют на консолидированную финансовую отчетность Группы.

6. Денежные средства и их эквиваленты

По состоянию на 31 декабря 2016 г. и 2015 г. денежные средства и их эквиваленты представлены следующим образом:

Показатели 31 декабря 2016 г. 31 декабря 2015 г.
Денежные средства в кассе 882 986
Остатки на текущих банковских счетах 21 284 39 937
Депозиты с первоначальным сроком погашения до трех месяцев 8 647 69 891
Прочие денежные эквиваленты 2 808 3 384
Итого денежные средства и их эквиваленты 33 621 114 198
7. Краткосрочные финансовые активы

По состоянию на 31 декабря 2016 г. и 2015 г. краткосрочные финансовые активы представлены следующим образом:

Показатели 31 декабря 2016 г. 31 декабря 2015 г.
Краткосрочные займы выданные 41 136 15 802
Депозиты со сроком погашения более трех месяцев, но менее года 886 49 206
Форвардные контракты – хеджирование денежных потоков 91
Финансовые активы, удерживаемые до погашения 149
Итого краткосрочные финансовые активы 42 113 65 157

Займы, выданные в течение 2016 г., состоят в основном из займов, выданных совместному предприятию.

8. Торговая и прочая дебиторская задолженность

По состоянию на 31 декабря 2016 г. и 2015 г. торговая и прочая дебиторская задолженность представлены следующим образом:

Показатели Прим. 31 декабря 2016 г. 31 декабря 2015 г.
Торговая дебиторская задолженность 121 229 112 572
Прочая финансовая дебиторская задолженность 6 604 7 254
Минус: резерв под обесценение 34 (12 274) (24 585)
Итого торговая и прочая дебиторская задолженность 115 559 95 241

Торговая дебиторская задолженность представляет собой текущую задолженность покупателей по основным видам деятельности и носит краткосрочный характер.

9. Товарно-материальные запасы

По состоянию на 31 декабря 2016 г. и 2015 г. товарно-материальные запасы представлены следующим образом:

Показатели 31 декабря 2016 г. 31 декабря 2015 г.
Нефтепродукты и продукты нефтехимии 47 467 41 692
Сырье и материалы 26 277 38 782
Нефть и газ 20 059 16 947
Прочие запасы 8 378 8 497
Минус: резерв (1 480) (3 540)
Итого товарно-материальные запасы 100 701 102 378

В рамках управления запасами Группа может заключать сделки купли-продажи нефти и нефтепродуктов с одним и тем же контрагентом. Группа учитывает такие операции по купле-продаже как операции товарообмена. Данные операции позволяют снизить расходы на транспортировку либо получить нефть иного качества. Общая сумма сделок товарообмена, совершенных за год, закончившийся 31 декабря, представлена ниже:

Показатель 2016 2015
Операции товарообмена за год, закончившийся 31 декабря 92 932 92 949
10. Дебиторская задолженность по прочим налогам

Дебиторская задолженность по прочим налогам по состоянию на 31 декабря 2016 г. и 2015 г. представлена следующим образом:

Показатели 31 декабря 2016 г. 31 декабря 2015 г.
Дебиторская задолженность по НДС 44 936 47 616
Предоплаченные таможенные пошлины 6 419 6 728
Дебиторская задолженность по прочим налогам 2 127 3 356
Итого дебиторская задолженность по прочим налогам 53 482 57 700
11. Прочие оборотные активы

Прочие оборотные активы по состоянию на 31 декабря 2016 г. и 2015 г. представлены следующим образом:

Показатели Прим. 31 декабря 2016 г. 31 декабря 2015 г.
Авансы выданные 27 671 40 080
Расходы будущих периодов 1 104 999
Прочие активы 34 11 728 21 088
Итого прочие оборотные активы, нетто 40 503 62 167

Движение резерва под обесценение в отношении прочих активов за период представлено в Примечании 34.

12. Основные средства

Движение основных средств за годы, закончившиеся 31 декабря 2016 г. и 2015 г., представлено ниже:

Показатели Добыча нефти и газа Переработка нефти Маркетинг и сбыт Прочие основные средства Незавершенное строительство Итого
Первоначальная стоимость
По состоянию на 1 января 2016 г. 1 355 282 308 037 152 795 17 933 369 274 2 203 321
Поступление 2 280 1 365 319 426 323 071
Поступление в результате сделок по объединению бизнеса 38 452 16 506
Изменение в оценке обязательств по выводу из эксплуатации объектов основных средств 9 626 9 626
Капитализированные затраты по привлеченным кредитам и займам 13 840 13 840
Ввод в эксплуатацию 248 107 21 528 10 280 4 473 (284 388)
Внутреннее перемещение 25 813 (6 474) 6 192 1 711 (27 242)
Выбытие (5 588) (1 250) (1 753) (604) (4 530) (13 725)
Курсовые разницы (65 995) (15 052) (14 643) (434) (17 092) (113 216)
По состоянию на 31 декабря 2016 г. 1 569 525 308 192 152 871 23 531 369 304 2 423 423
Амортизация и обесценение            
По состоянию на 1 января 2016 г. (489 288) (81 461) (41 440) (3 479) (615 668)
Амортизация за период (83 199) (13 083) (11 305) (1 918) (109 505)
Обесценение (14 763) (14 763)
Внутреннее перемещение 828 1 558 (1 240) (1 146)
Выбытие 5 222 221 1 050 561 7 054
Курсовые разницы 28 060 3 659 3 883 202 35 804
По состоянию на 31 декабря 2016 г. (553 140) (89 106) (49 052) (5 780) (697 078)
Остаточная стоимость            
По состоянию на 1 января 2016 г. 865 994 226 576 111 355 14 454 369 274 1 587 653
По состоянию на 31 декабря 2016 г. 1 016 385 219 086 103 819 17 751 369 304 1 726 345
Первоначальная стоимость
По состоянию на 1 января 2015 г. 1 120 873 260 219 134 430 18 659 245 847 1 780 028
Поступление 12 641 1 016 311 871 325 528
Поступление в результате сделок по объединению бизнеса 24 283 47 354
Изменение в оценке обязательств по выводу из эксплуатации объектов основных средств (214) (214)
Капитализированные затраты по привлеченным кредитам и займам 14 558 14 558
Ввод в эксплуатацию 183 139 38 093 16 543 1 921 (239 696)
Внутреннее перемещение (12 394) (75) (483) (394) 11 893 (1 453)
Выбытие (12 249) (1 061) (2 747) (2 800) (2 871) (21 728)
Курсовые разницы 63 486 9 845 5 028 264 27 625 106 248
По состоянию на 31 декабря 2015 г. 1 355 282 308 037 152 795 17 933 369 274 2 203 321
Амортизация и обесценение            
По состоянию на 1 января 2015 г. (383 053) (68 395) (32 593) (2 187) (486 228)
Амортизация за период (70 978) (11 032) (10 552) (1 256) (93 818)
Обесценение (15 582) (15 582)
Поступление в результате сделок по объединению бизнеса (143) (143)
Внутреннее перемещение 222 (31) 1 114 148 1 453
Выбытие 8 246 199 1 600 62 10 107
Курсовые разницы (28 143) (2 202) (1 009) (103) (31 457)
По состоянию на 31 декабря 2015 г. (489 288) (81 461) (41 440) (3 479) (615 668)
Остаточная стоимость            
По состоянию на 1 января 2015 г. 737 820 191 824 101 837 16 472 245 847 1 293 800
По состоянию на 31 декабря 2015 г. 865 994 226 576 111 355 14 454 369 274 1 587 653

По состоянию на 31 декабря 2016 г. активы, связанные с разведкой и оценкой, относящиеся к блоку Гармиан в Ираке, были реклассифицированы в состав подтвержденных активов добычи нефти и газа в связи с началом коммерческой добычи. Реклассификация показана в составе внутренних перемещений.

Ставка, по которой расходы на оплату процентов по заемным средствам капитализируются в составе соответствующих расходов на приобретение основных средств, составила 6,0 % за год, закончившийся 31 декабря 2016 г. (11,0 % за год, закончившийся 31 декабря 2015 г.). Капитализированные затраты по кредитам и займам за год, закончившийся 31 декабря 2015 г., включают также убыток от курсовых разниц, возникший по кредитам и займам, полученным в иностранной валюте, в размере 5,9 млрд руб.

Информация в отношении активов Группы, связанных с разведкой и оценкой (включаются в состав нефтегазовых активов), представлена ниже:

Показатели 2016 2015
По состоянию на 1 января 83 005 75 294
Поступление 13 670 26 032
Обесценение (9 362) (4 024)
Списание геолого-разведочных расходов, не давших результата (628) (132)
Перевод в активы с доказанными запасами (2 214) (26 323)
Выбытие (268) (279)
Курсовые разницы (8 860) 12 437
По состоянию на 31 декабря 75 343 83 005

В 2016 г. Группа провела тестирование на обесценение и признала убыток от обесценения в отношении нефтегазовых активов и активов разведки и оценки сегмента разведки и добычи в Ираке в сумме 14,4 млрд руб. Убыток от обесценения включен в состав износа, истощения и амортизации в консолидированном отчете о прибылях и убытках и прочем совокупном доходе.

Группа признала убыток от обесценения в сумме превышения балансовой стоимости активов над их возмещаемой величиной, составившей 79,0 млрд руб. (пересчитано в рубли по курсу, действующему на дату тестирования на обесценение). Убыток от обесценения был признан вследствие пересмотра экономических параметров по использованию активов (снижение мировых цен на нефть, изменения в программах разведки и разработки и инвестиционных планах).

Возмещаемая величина была рассчитана как приведенная стоимость чистых денежных потоков с использованием доступных прогнозов цен на нефть от ведущих аналитических агентств и объемов добычи, основанных на отчетах о запасах и утвержденных долгосрочных стратегических планах. Доналоговая ставка дисконтирования отражает текущую рыночную оценку временной стоимости денег и риски, присущие рассматриваемым активам, и составляет 11,1 % годовых (в реальном выражении).

13. Гудвил и прочие нематериальные активы

Информация об изменении гудвила и прочих нематериальных активов представлена ниже:

Показатели Гудвил Программное обеспечение Права на землю Прочие НМА Итого НМА
Первоначальная стоимость
По состоянию на 1 января 2016 г. 36 537 24 243 17 582 15 451 93 813
Поступление 3 556 9 2 238 5 803
Поступление в результате сделок по объединению бизнеса 7 865 872
Внутреннее перемещение 1 250 31 (1 281)
Выбытие (520) (1 007) (1 527)
Курсовые разницы (4 431) (1 557) (101) (260) (6 349)
По состоянию на 31 декабря 2016 г. 32 106 26 979 17 521 16 006 92 612
Амортизация и обесценение        
По состоянию на 1 января 2016 г. (228) (11 030) (4 457) (3 008) (18 723)
Амортизация за период (3 528) (759) (1 290) (5 577)
Внутреннее перемещение 35 (35)
Выбытие 318 149 467
Курсовые разницы 48 1 145 2 177 1 372
По состоянию на 31 декабря 2016 г. (180) (13 060) (5 214) (4 007) (22 461)
Остаточная стоимость          
По состоянию на 1 января 2016 г. 36 309 13 213 13 125 12 443 75 090
По состоянию на 31 декабря 2016 г. 31 926 13 919 12 307 11 999 70 151
Показатели Гудвил Программное обеспечение Права на землю Прочие НМА Итого НМА
Первоначальная стоимость
По состоянию на 1 января 2015 г. 33 635 19 327 17 513 14 881 85 356
Поступление 3 529 1 881 5 410
Внутреннее перемещение 989 (711) 278
Выбытие (767) (830) (1 597)
Курсовые разницы 2 902 1 165 69 230 4 366
По состоянию на 31 декабря 2015 г. 36 537 24 243 17 582 15 451 93 813
Амортизация и обесценение          
По состоянию на 1 января 2015 г. (196) (7 778) (3 829) (2 313) (14 116)
Амортизация за период (3 035) (627) (1 021) (4 683)
Внутреннее перемещение (309) 31 (278)
Выбытие 666 400 1 066
Курсовые разницы (32) (574) (1) (105) (712)
По состоянию на 31 декабря 2015 г. (228) (11 030) (4 457) (3 008) (18 723)
Остаточная стоимость          
По состоянию на 1 января 2015 г. 33 439 11 549 13 684 12 568 71 240
По состоянию на 31 декабря 2015 г. 36 309 13 213 13 125 12 443 75 090

Гудвил, приобретенный в результате операций по приобретению бизнеса, был распределен на сегмент разведки и добычи и сегмент переработки, маркетинга и сбыта соответствующих ЕГДП в сумме 25,1 млрд руб. и 6,8 млрд руб. на 31 декабря 2016 г. (на 31 декабря 2015 г. – 29,2 млрд руб. и 7,1 млрд руб. соответственно). Гудвил был протестирован на предмет обесценения, и обесценение гудвила не было выявлено.

14. Инвестиции в ассоциированные и совместные предприятия

По состоянию на 31 декабря 2016 г. и 2015 г. балансовая стоимость инвестиций в ассоциированные и совместные предприятия составляет:

Показатели   Процент владения 31 декабря 2016 г. 31 декабря 2015 г.
Славнефть Совместное предприятие 49,9 97 084 83 301
СеверЭнергия Совместное предприятие 46,7 86 599 72 128
Нортгаз Совместное предприятие 50,0 11 517 8 196
Прочие     6 348 5 986
Итого инвестиции     201 548 169 611

Основной регион, в котором ведут деятельность существенные совместные и ассоциированные предприятия Группы, раскрытые выше, – Российская Федерация. Сравнение балансовой стоимости инвестиций в ассоциированные и совместные предприятия по состоянию на начало и на конец отчетного периода представлено ниже:

Показатели 2016 2015
Балансовая стоимость на 1 января 169 611 150 727
Доля в прибыли ассоциированных и совместных предприятий 34 116 24 956
Дивиденды объявленные (3 152) (2 862)
Доля в прочем совокупном (убытке)/доходе совместных предприятий и ассоциированных компаний (174) 141
Прочие изменения в стоимости ассоциированных и совместных предприятий 1 147 (3 351)
Балансовая стоимость на 31 декабря 201 548 169 611

Общая сумма дивидендов, полученных от совместных предприятий в 2016 г., составила 3 144 млн руб. (2015 г.: 2 415 млн руб.).

ОАО «НГК «Славнефть»

Инвестиции Группы в ОАО «НГК «Славнефть» и различные неконтролирующие доли участия в ее дочерних обществах («Славнефть») осуществляются через несколько юридических лиц. «Славнефть» занимается разведкой, добычей и разработкой нефти и газа, а также производством нефтепродуктов. Контролем над «Славнефтью» в равных долях обладают Группа и ОАО «НК «Роснефть».

ООО «СеверЭнергия»

Инвестиции Группы в ООО «СеверЭнергия» («СеверЭнергия») осуществляются через ООО «Ямал Развитие» («Ямал Развитие» – совместное предприятие, созданное Группой и ПАО «Новатэк»). «СеверЭнергия» через свое дочернее общество ОАО «Арктическая газовая компания» («Арктикгаз») занимается разработкой нефтегазоконденсатных месторождений – Самбургское, Уренгойское и Яро-Яхинское, а также нескольких других менее крупных нефтегазоконденсатных месторождений, расположенных в Ямало-Ненецком автономном округе Российской Федерации.

Балансовая стоимость инвестиций Группы на 18,2 млрд руб. превышает долю Группы в нижеуказанных чистых активах «СеверЭнергии» по состоянию на 31 декабря 2016 г. вследствие сложной структуры владения, текущей схемы финансирования и гудвила, возникшего при приобретении (18,3 млрд руб. на 31 декабря 2015 г.).

ЗАО «Нортгаз»

Инвестиция Группы в ЗАО «Нортгаз» («Нортгаз») осуществляется через ООО «Газпром Ресурс Нортгаз», контролируемое Группой в соотаббревиатур ветствии с заключенным договором управления и учредительными документами компании. ООО «Газпром Ресурс Нортгаз» владеет 50 %-ной долей в «Нортгазе». «Нортгаз» занимается разработкой газового и нефтяного месторождения.

Ниже представлена финансовая информация существенных совместных предприятий по состоянию на 31 декабря 2016 г., 31 декабря 2015 г. и за годы, закончившиеся 31 декабря 2016 г. и 2015 г.

Показатели Славнефть СеверЭнергия Нортгаз
31 декабря 2016 г. 31 декабря 2015 г. 31 декабря 2016 г. 31 декабря 2015 г. 31 декабря 2016 г. 31 декабря 2015 г.
Денежные средства и их эквиваленты 4 333 8 078 13 530 13 875 277 2 160
Прочие оборотные активы 22 505 15 830 16 506 13 941 3 280 3 131
Внеоборотные активы 312 935 288 077 357 480 363 513 52 986 49 695
Краткосрочные финансовые обязательства (46 727) (49 748) (53 439) (31 762) (2 677) (6 110)
Прочие краткосрочные обязательства (25 368) (18 294) (12 368) (9 309) (54) (2 001)
Долгосрочные финансовые обязательства (42 876) (54 562) (123 252) (185 376) (24 990) (24 841)
Прочие долгосрочные обязательства (36 587) (30 034) (51 995) (49 297) (4 415) (3 645)
Чистые активы 188 215 159 347 146 462 115 585 24 407 18 389
Показатели Славнефть СеверЭнергия Нортгаз
Год, закончившийся 31 декабря 2016 г. Год, закончившийся 31 декабря 2015 г. Год, закончившийся 31 декабря 2016 г. Год, закончившийся 31 декабря 2015 г. Год, закончившийся 31 декабря 2016 г. Год, закончившийся 31 декабря 2015 г.
Выручка 214 509 224 224 133 229 125 450 25 692 28 888
Износ, истощение и амортизация (33 732) (32 169) (23 445) (20 786) (2 600) (2 328)
Финансовые доходы 1 652 2 074 1 080 2 354 1 332 1 151
Финансовые расходы (6 593) (5 279) (26 100) (36 041) (3 697) (5 275)
Итого расходы по налогу на прибыль (6 224) (6 486) (3 447) (3 570) (1 608) (2 004)
Прибыль за период 29 101 19 566 30 877 20 991 6 019 8 008
Итого совокупный доход 28 698 19 054 30 877 20 991 6 019 8 008

Прочие

Агрегированная балансовая стоимость остальных, незначительных в отдельности, совместных и ассоциированных предприятий, а также доля Группы в прибыли или убытке и прочем совокупном доходе таких ассоциированных и совместных предприятий составляют несущественную величину.

15. Совместные операции

Согласно МСФО (IFRS) 11 «Совместная деятельность» Группа оценила сущность своей 50 %-ной доли участия в совместной деятельности и определила, что инвестиции в «Томскнефть» и Salym Petroleum Development являются совместными операциями. «Томскнефть» и Salym Petroleum Development занимаются добычей нефти и газа на территории Российской Федерации, и весь объем производства должен быть продан сторонам, осуществляющим совместную деятельность (Группе и ее партнерам).

16. Долгосрочные финансовые активы

По состоянию на 31 декабря 2016 г. и 2015 г. долгосрочные финансовые активы представлены следующим образом:

Показатели  31 декабря 2016 г. 31 декабря 2015 г.
Долгосрочные займы выданные 34 015 41 047
Финансовые активы, имеющиеся в наличии для продажи 7 549 11 534
Финансовые активы, удерживаемые до погашения 3
Минус: резерв под обесценение (1 397) (1 700)
Итого долгосрочные финансовые активы 40 167 50 884
17. Отложенные налоговые активы и обязательства

Признанные в отчетности отложенные налоговые активы и обязательства

Признанные в отчетности отложенные налоговые активы и обязательства относятся к следующим активам и обязательствам:

Показатели  Активы Обязательства Нетто
По состоянию на 31 декабря 2016 г.      
Основные средства 5 424 (96 586) (91 162)
Нематериальные активы 1 (3 662) (3 661)
Инвестиции 719 (988) (269)
Товарно-материальные запасы 894 (962) (68)
Торговая и прочая дебиторская задолженность 2 321 (30) 2 291
Кредиты и займы (2 152) (2 152)
Резервы 7 258 (8) 7 250
Налоговые убытки, перенесенные на будущее 14 152 14 152
Прочее 2 857 (2 546) 311
Сворачивание (25 587) 25 587
Налоговые активы/(обязательства) 8 039 (81 347) (73 308)
По состоянию на 31 декабря 2015 г.  
Основные средства 11 775 (93 593) (81 818)
Нематериальные активы 6 (3 887) (3 881)
Инвестиции 732 (630) 102
Товарно-материальные запасы 747 (997) (250)
Торговая и прочая дебиторская задолженность 611 (27) 584
Кредиты и займы (1 066) (1 066)
Резервы 5 498 (29) 5 469
Налоговые убытки, перенесенные на будущее 32 896 32 896
Прочее 2 897 (1 586) 1 311
Сворачивание (33 063) 33 063
Налоговые активы/(обязательства) 22 099 (68 752) (46 653)

Ниже показано движение временных разниц в течение отчетного года:

Показатели  По состоянию на 1 января 2016 г. Признание в прибыли/убытке Признание в прочем совокупном доходе Приобретение/выбытие По состоянию на 31 декабря 2016 г.
Основные средства (81 818) (12 029) 2 684 1 (91 162)
Нематериальные активы (3 881) 290 (70) (3 661)
Инвестиции 102 (108) (263) (269)
Товарно-материальные запасы (250) 182 (68)
Торговая и прочая дебиторская задолженность 584 1 827 (120) 2 291
Кредиты и займы (1 066) (1 086) (2 152)
Резервы 5 469 1 911 (130) 7 250
Налоговые убытки, перенесенные на будущее 32 896 (18 587) (164) 7 14 152
Прочее 1 311 (924) (79) 2 311
  (46 653) (28 524) 1 928 (60) (73 308)
По состоянию на 1 января 2015 г. Признание в прибыли/убытке Признание в прочем совокупном доходе Приобретение/выбытие По состоянию на 31 декабря 2015 г.
Основные средства (64 043) (14 552) (3 346) 123 (81 818)
Нематериальные активы (4 137) 256 (3 881)
Инвестиции 1 715 1 132 (2 745) 102
Товарно-материальные запасы (516) 266 (250)
Торговая и прочая дебиторская задолженность 330 183 71 584
Кредиты и займы (1 132) 66 (1 066)
Резервы 2 989 2 368 28 84 5 469
Налоговые убытки, перенесенные на будущее 13 958 19 088 (150) 32 896
Прочее 1 264 (33) 82 (2) 1 311
  (49 572) 8 774 (6 060) 205 (46 653)
18. Прочие внеоборотные активы

Прочие внеоборотные активы главным образом состоят из авансов, выданных на капитальные вложения (97,2 млрд и 55,2 млрд руб. по состоянию на 31 декабря 2016 и 31 декабря 2015 г. соответственно).

В течение 2016 г. Группа передала авансы за танкеры в пользу третьих сторон по договору новации с целью арендовать в дальнейшем эти суда в рамках договора финансовой аренды. Денежные поступления от этой операции в сумме 11,2 млрд руб. представлены в качестве поступлений от продажи прочих внеоборотных активов в консолидированном отчете о движении денежных средств.

19. Краткосрочные кредиты и займы и текущая часть долгосрочных кредитов и займов

По состоянию на 31 декабря 2016 г. и 2015 г. краткосрочные кредиты и займы Группы и текущая часть долгосрочных кредитов и займов представлены следующим образом.

Показатели  31 декабря 2016 г. 31 декабря 2015 г.
Банковские кредиты 6 321 24 193
Прочие займы 1 061 1 731
Текущая часть долгосрочных кредитов и займов 72 805 121 395
Итого краткосрочные кредиты и займы и текущая часть долгосрочных кредитов и займов 80 187 147 319

В 2015 г. Группа получила 300 млн долл. США в рамках возобновляемой кредитной линии по соглашению о предоставлении синдицированного кредита с рядом банков (агент по обслуживанию кредита – Commerzbank) с процентной ставкой LIBOR + 1 % годовых. В сентябре 2016 г. Группа произвела полное погашение задолженности в соответствии с графиком погашения.

Краткосрочные банковские кредиты и прочие займы включают сумму процентов к уплате по краткосрочным кредитам и займам. Текущая часть долгосрочных кредитов и займов включает сумму процентов к уплате по долгосрочным кредитам и займам.

20. Торговая и прочая кредиторская задолженность

По состоянию на 31 декабря 2016 г. и 2015 г. кредиторская задолженность представлена следующим образом:

Показатели  31 декабря 2016 г. 31 декабря 2015 г.
Торговая кредиторская задолженность 78 161 76 372
Форвардные контракты – хеджирование денежных потоков 11 358 23 545
Кредиторская задолженность по дивидендам 2 115 2 659
Прочая кредиторская задолженность 3 990 2 254
Итого торговая и прочая кредиторская задолженность 95 624 104 830
21. Прочие краткосрочные обязательства

По состоянию на 31 декабря 2016 г. и 2015 г. прочие краткосрочные обязательства представлены следующим образом:

Показатели 31 декабря 2016 г. 31 декабря 2015 г.
Авансы полученные 21 293 23 008
Задолженность перед персоналом 2 627 2 864
Прочие нефинансовые обязательства 4 760 6 998
Итого прочие краткосрочные обязательства 28 680 32 870
22. Прочие налоги к уплате

По состоянию на 31 декабря 2016 г. и 2015 г. прочие налоги к уплате представлены следующим образом:

Показатели  31 декабря 2016 г. 31 декабря 2015 г.
Налог на добычу полезных ископаемых 25 261 14 898
Налог на добавленную стоимость 20 140 17 578
Акциз 11 389 6 738
Взносы на социальное страхование 4 721 4 275
Прочие налоги 5 748 5 522
Итого прочие налоги к уплате 67 259 49 011

Налоги, за исключением налога на прибыль, за годы, закончившиеся 31 декабря 2016 г. и 2015 г., представлены ниже:

Показатели Год, закончившийся 31 декабря 2016 г. Год, закончившийся 31 декабря 2015 г.
Налог на добычу полезных ископаемых 237 300 256 477
Акциз 112 102 68 358
Взносы на социальное страхование 18 530 15 599
Прочие налоги 13 199 12 711
Итого налоги, за исключением налога на прибыль 381 131 353 145
23. Резервы и прочие начисленные обязательства

Движение резервов и прочих начисленных обязательств за годы, закончившиеся 31 декабря 2016 г. и 2015 г., представлены ниже:

Показатели  Резерв по выводу из эксплуатации объектов основных средств Прочие Итого
По состоянию на 1 января 2015 г. 23 456 20 984 44 440
Краткосрочная часть 168 18 396 18 564
Долгосрочная часть 23 288 2 588 25 876
Новые обязательства 2 085 8 634 10 719
Списание за счет резерва / начисленного обязательства (123) (11 557) (11 680)
Изменение оценок (2 939) (2 939)
Амортизация дисконта 2 172 2 172
Курсовые разницы 1 446 845 2 291
По состоянию на 31 декабря 2015 г. 26 097 18 906 45 003
Краткосрочная часть 121 13 817 13 938
Долгосрочная часть 25 976 5 089 31 065
Новые обязательства 5 783 13 134 18 917
Списание за счет резерва / начисленного обязательства (182) (5 665) (5 847)
Изменение оценок 3 987 3 987
Амортизация дисконта 2 308 2 308
Курсовые разницы (1 632) (1 388) (3 020)
По состоянию на 31 декабря 2016 г. 36 361 24 987 61 348
Краткосрочная часть 151 15 255 15 406
Долгосрочная часть 36 210 9 732 45 942
24. Долгосрочные кредиты и займы

По состоянию на 31 декабря 2016 г. и 2015 г. долгосрочные кредиты и займы представлены следующим образом:

Показатели  31 декабря 2016 г. 31 декабря 2015 г.
Банковские кредиты 348 142 451 887
Сертификат участия в займе 231 250 280 193
Облигации 81 879 51 748
Прочие займы 7 755 8 346
Минус: текущая часть долгосрочных кредитов и займов (72 805) (121 395)
Итого долгосрочные кредиты и займы 596 221 670 779

Банковские кредиты

В мае 2011 г. Группа привлекла 870 млн долл. США по соглашению с синдикатом международных банков о привлечении синдицированного кредита (агент по обслуживанию кредита – SMBC) с процентной ставкой LIBOR + 1,5 % годовых и окончательным сроком погашения в сентябре 2016 г. В феврале и августе 2016 г. Группа произвела погашение задолженности в сумме 348 млн долл. США (24,6 млрд руб.) в соответствии с графиком погашения. Кредит погашен в полном объеме.

В июле 2012 г. Группа привлекла 258 млн евро по соглашению с группой международных банков о привлечении кредитной линии под гарантию экспортного кредитного агентства (агент по обслуживанию кредита – HSBC) с процентной ставкой EURIBOR + 1,45 % годовых и окончательным сроком погашения в декабре 2022 г. В 2016 г. Группа произвела погашение задолженности в сумме 25,8 млн евро (1,8 млрд руб.) в соответствии с графиком погашения. По состоянию на 31 декабря 2016 г. непогашенная сумма кредита составляет 154,8 млн евро (9,9 млрд руб.).

В апреле 2013 г. Группа привлекла 700 млн долл. США по соглашению с группой международных банков о привлечении синдицированного кредита (агент по обслуживанию кредита – Commerzbank) с процентной ставкой LIBOR + 1,75 % годовых и окончательным сроком погашения в октябре 2018 г. В марте и сентябре 2016 г. Группа произвела частичное погашение задолженности в сумме 200 млн долл. США (13,2 млрд руб.) в соответствии с графиком погашения. По состоянию на 31 декабря 2016 г. непогашенная сумма кредита составляет 400 млн долл. США (24,3 млрд руб.).

В ноябре 2013 г. Группа получила 2 150 млн долл. США по соглашению с группой международных банков о привлечении синдицированного кредита (агент по обслуживанию кредита – Mizuho) с процентной ставкой LIBOR + 1,50 % годовых и окончательным сроком погашения в марте 2019 г. В марте и сентябре 2016 г. Группа произвела частичное погашение задолженности в сумме 614 млн долл. США (41,5 млрд руб.) в соответствии с графиком погашения. По состоянию на 31 декабря 2016 г. непогашенная сумма кредита составляет 1 536 млн долл. США (93,3 млрд руб.).

В сентябре 2014 г. Группа подписала соглашение о предоставлении долгосрочного кредита с АО «Россельхозбанк» на сумму 30 млрд руб. с процентной ставкой 11,9 % годовых и окончательным сроком погашения в сентябре 2019 г. В июне и декабре 2016 г. Группа произвела досрочное погашение. По состоянию на 31 декабря 2016 г. кредит погашен в полном объеме.

В сентябре 2014 г. Группа подписала соглашения о предоставлении долгосрочных кредитов с ПАО Сбербанк на сумму 35 млрд руб. с окончательным сроком погашения в сентябре 2019 г. По состоянию на 31 декабря 2016 г. процентная ставка находится в диапазоне от 10,98 до 11,08 % годовых, и непогашенная сумма кредита составляет 35 млрд руб.

В марте 2015 г. Группа подписала соглашения о предоставлении долгосрочной кредитной линии на сумму 350 млн долл. США с одним из российских частных банков со сроком погашения в сентябре 2020 г. и процентной ставкой LIBOR + 5 % годовых. В декабре 2016 г. Группа подписала Дополнительные соглашения, в соответствии с которыми линия переформатирована в возобновляемую. По состоянию на 31 декабря 2016 г. задолженность по кредитной линии отсутствует.

В первой половине 2015 г. Группа подписала несколько соглашений о предоставлении долгосрочных кредитных линий с окончательным сроком погашения в августе 2019 г. По состоянию на 31 декабря 2016 г. непогашенная сумма по данным соглашениям составляет 60,7 млрд руб.

В августе 2015 г. Группа подписала соглашение о предоставлении долгосрочного кредита на сумму 13,9 млрд руб. с ПАО Сбербанк. Процентная ставка определяется как процентная ставка, устанавливаемая Центральным банком Российской Федерации при предоставлении ПАО Сбербанк кредитных средств в целях рефинансирования кредита по данному соглашению в соответствии с Программой поддержки инвестиционных проектов плюс маржа 2,5 % годовых (маржа снижена до 1,5 % годовых с 18.01.2017). Срок погашения по кредиту – август 2025 г. По состоянию на 31 декабря 2016 г. непогашенная сумма кредита составляет 7,2 млрд руб.

В феврале и октябре 2016 г. Группа подписала соглашения с ПАО Банк ВТБ о предоставлении долгосрочных кредитных линий со сроком погашения в июне – декабре 2021 г. По состоянию на 31 декабря 2016 г. Группа привлекла 49,6 млрд руб. в рамках данных соглашений.

В ноябре 2016 г. Группа подписала соглашения о предоставлении долгосрочных кредитных линий с ПАО Сбербанк со сроком погашения в ноябре 2021 г. и со ставкой процента 10,28–10,3 % годовых. В 2016 г. Группа привлекла 30,0 млрд руб. в рамках данных соглашений.

В ноябре 2016 г. Группа подписала соглашения о предоставлении долгосрочной кредитной линии с ПАО Сбербанк. Срок погашения по кредиту – ноябрь 2022 г. По состоянию на 31 декабря 2016 г. непогашенная сумма кредита составляет 7,7 млрд руб.

Кредитные соглашения содержат специальное условие, в соответствии с которым вводятся определенные ограничения к значению «отношение консолидированной задолженности по кредитам и займам к консолидированной EBITDA». Группа соблюдала указанное требование по состоянию на 31 декабря 2016 г.

Облигации

В феврале 2016 г. Группа осуществила погашение рублевых облигаций (серии 8, 9 и 11) с общей номинальной стоимостью 30 млрд руб., в т. ч. облигаций серии 11 в объеме 9,6 млрд руб., выкупленных в феврале 2015 г. Группой по требованию их владельцев.

В марте 2016 г. Группа разместила тридцатилетние рублевые биржевые облигации (серии БО-02 и БО-07) общей номинальной стоимостью 25 млрд руб. Ставка купона составляет 10,65 % годовых. По облигациям предусмотрены право владельцев предъявить облигации к выкупу (оферта) через пять лет и право досрочного погашения по усмотрению эмитента через два года.

В июне 2016 г. Группа разместила тридцатилетние рублевые биржевые облигации (серии БО-03) общей номинальной стоимостью 10 млрд руб. Ставка купона составляет 9,8 % годовых. По облигациям предусмотрено право владельцев предъявить облигации к выкупу (оферта) через три года.

В августе 2016 г. Группа разместила тридцатилетние рублевые биржевые облигации (серии БО-01 и БО-04) общей номинальной стоимостью 15 млрд руб. Ставка купона составляет 9,4 % годовых. По облигациям предусмотрено право владельцев предъявить облигации к выкупу (оферта) через пять лет.

По состоянию на 31 декабря 2016 г. непогашенная сумма рублевых облигаций, размещенных в 2009, 2011, 2012 и 2016 гг., составляет 81,9 млрд руб. Ставка купона находится в диапазоне от 8,2 до 10,65 % годовых, и облигации подлежат погашению в 2017–2021 гг.

Сертификаты участия в займе

В 2012 и 2013 гг. Группа получила 3 000 млн долл. США и 750 млн евро по сертификатам участия в займе на десятилетний срок и пятилетний срок, соответственно. По состоянию на 31 декабря 2016 г. непогашенная сумма по данным сертификатам составляет 232,4 млрд руб.

25. Прочие долгосрочные финансовые обязательства

По состоянию на 31 декабря 2016 г. и 2015 г. прочие долгосрочные финансовые обязательства представлены следующим образом:

Показатели  31 декабря 2016 г. 31 декабря 2015 г.
Отложенное вознаграждение 60 384 60 603
Форвардные контракты – хеджирование денежных потоков 28 015 52 714
Прочие обязательства 1 345 2 058
Прочие долгосрочные финансовые обязательства 89 744 115 375

Отложенное вознаграждение представляет собой обязательство перед ПАО «Газпром» за активы, относящиеся к проекту Приразломное. В декабре 2016 г. график оплат был продлен. Результат изменения балансовой стоимости обязательства вследствие пересмотра договорных условий в сумме 6,8 млрд руб. был отражен в составе добавочного капитала.

26. Уставный капитал и собственные акции, выкупленные у акционеров

Уставный капитал по состоянию на 31 декабря 2016 г. и 2015 г. включает:

Показатели Обыкновенные акции Собственные акции, выкупленные у акционеров
31 декабря 2016 г. 31 декабря 2015 г. 31 декабря 2016 г. 31 декабря 2015 г.
Количество акций (млн) 4 741 4 741 23 23
Утверждено акций к выпуску (млн) 4 741 4 741 23 23
Номинальная стоимость (руб. за акцию) 0,0016 0,0016 0,0016 0,0016
Выпущено и полностью оплачено по состоянию на 31 декабря (млн руб.) 8 8 (1 170) (1 170)

Номинальная стоимость уставного капитала отличается от балансовой стоимости в связи с эффектом инфляции.

10 июня 2016 г. годовое общее собрание акционеров ПАО «Газпром нефть» утвердило распределение дивидендов по обыкновенным акциям за 2015 г. в размере 6,47 руб. на акцию.

30 сентября 2015 г. общее собрание акционеров ПАО «Газпром нефть» утвердило распределение промежуточных дивидендов по обыкновенным акциям за 6 месяцев, окончившихся 30 июня 2015 г., в размере 5,92 руб. на акцию.

5 июня 2015 г. годовое общее собрание акционеров ПАО «Газпром нефть» утвердило распределение дивидендов по обыкновенным акциям за 2014 г. в размере 6,47 руб. на акцию.

27. Расходы на персонал

Расходы на персонал за годы, закончившиеся 31 декабря 2016 г. и 2015 г., включают:

Показатели  Год, закончившийся 31 декабря 2016 г. Год, закончившийся 31 декабря 2015 г.
Оплата труда 66 987 71 288
Выплаты сотрудникам, основанные на стоимости акций (SAR) 3 730 657
Прочие расходы 6 751 5 103
Итого расходы на персонал 77 468 77 048
Взносы на социальное страхование (социальные налоги) 18 530 15 593
Итого расходы на персонал (включая социальные налоги) 95 998 92 641
28. Прочие расходы/доходы, нетто

Прочие расходы/доходы, нетто, за годы, закончившиеся 31 декабря 2016 г. и 2015 г., включают:

Показатели  Год, закончившийся 31 декабря 2016 г. Год, закончившийся 31 декабря 2015 г.
Обесценение авансов и прочей дебиторской задолженности (11 546) 1 041
Списание активов (4 456) (7 772)
Штрафные санкции 277 4
Списание кредиторской задолженности 243 16 107
Прочие расходы, нетто (2 500) (7 886)
Прочие (расходы)/доходы, нетто (17 982) 1 494

Убыток от обесценения авансов и прочей дебиторской задолженности в основном относится к резерву по сомнительным долгам в отношении авансов, выданных брокерской компании.

29. Прибыль/убыток от курсовых разниц, нетто

Прибыль/убыток от курсовых разниц, нетто, за годы, закончившиеся 31 декабря 2016 г. и 2015 г., включает:

Показатели  Год, закончившийся 31 декабря 2016 г. Год, закончившийся 31 декабря 2015 г.
Прибыль/(убыток) от курсовых разниц, полученных от финансовой деятельности, нетто, в том числе: 69 159 (111 816)
прибыль от курсовых разниц 101 320 53 989
убыток от курсовых разниц (32 161) (165 805)
(Убыток)/прибыль от курсовых разниц, полученных от операционной деятельности, нетто (40 859) 43 906
Прибыль/(убыток) от курсовых разниц, нетто 28 300 (67 910)
30. Финансовые доходы

Финансовые доходы за годы, закончившиеся 31 декабря 2016 г. и 2015 г., включают:

Показатели  Год, закончившийся 31 декабря 2016 г. Год, закончившийся 31 декабря 2015 г.
Процентный доход по выданным займам 7 630 7 383
Процентный доход от размещения депозитов в банках 1 885 5 076
Прочие финансовые доходы 1 556 2 273
Итого финансовые доходы 11 071 14 732
31. Финансовые расходы

Финансовые расходы за годы, закончившиеся 31 декабря 2016 г. и 2015 г., включают:

Показатели  Год, закончившийся 31 декабря 2016 г. Год, закончившийся 31 декабря 2015 г.
Процентные расходы 45 814 40 411
Резерв по выводу из эксплуатации объектов основных средств: амортизация дисконта 2 308 2 172
Минус: капитализированные проценты (13 840) (8 640)
Финансовые расходы 34 282 33 943
32. Расходы по налогу на прибыль

Ставка по налогу на прибыль, применяемая Группой в компаниях, находящихся в Российской Федерации, составляет 20 %.

Показатели Год, закончившийся 31 декабря 2016 г. Год, закончившийся 31 декабря 2015 г.
млн руб.  % млн руб.  %
Итого расходы по налогу на прибыль 55 751 21,2 34 943 23,1
Прибыль до налогообложения за минусом доли в прибыли до налогообложения ассоциированных и совместных предприятий 225 423   120 494  
Прибыль до налогообложения ассоциированных и совместных предприятий 37 720   30 645  
Прибыль до налогообложения 263 143   151 139  
Условный налог по российской ставке (20 %) 52 629 20,0 30 228 20,0
Эффект от разницы в налоговых ставках по иностранному законодательству 2 363 0,9 3 892 2,6
Разница в налоговой ставке по российским предприятиям (4 290) (1,6) (2 983) (2,0)
Доходы и расходы, не учитываемые при налогообложении 3 220 1,2 3 517 2,3
Корректировки за предыдущие периоды (232) (0,1) 2 803 1,9
Изменение налоговой ставки 714 0,3
Убыток/(прибыль) от курсовых разниц по зарубежным компаниям, не осуществляющим операционную деятельность 1 347 0,5 (2 514) (1,7)
Итого расходы по налогу на прибыль 55 751 21,2 34 943 23,1

Сверка эффективной ставки по налогу на прибыль:

Показатели Год, закончившийся 31 декабря 2016 г. Год, закончившийся 31 декабря 2015 г.
Расходы по текущему налогу на прибыль    
Текущий год 19 318 34 057
Корректировки за предыдущие годы 1 972 3 969
  21 290 38 026
Расход/(доход) по отложенному налогу на прибыль    
Возникновение и восстановление временных разниц 27 810 (8 774)
Изменение налоговой ставки 714
  28 524 (8 774)
Итого расходы по налогу на прибыль 49 814 29 252
Доля в расходах по налогу на прибыль ассоциированных и совместных предприятий 5 937 5 691
Расход по налогу на прибыль, включая долю в расходах по налогу на прибыль ассоциированных и совместных предприятий 55 751 34 943
33. Операции хеджирования денежных потоков

В таблице ниже приведены сроки исполнения договоров, связанных с хеджированием денежных потоков, и их справедливая стоимость.

Показатели  Справедливая стоимость Менее 6 месяцев От 6 до 12 месяцев От 1 до 3 лет Более 3 лет
По состоянию на 31 декабря 2016 г.          
Форвардные контракты и процентные свопы        
Активы 91 91
Обязательства (39 373) (692) (10 667) (25 232) (2 782)
Итого (39 282) (601) (10 667) (25 232) (2 782)
По состоянию на 31 декабря 2015 г.          
Форвардные контракты и процентные свопы        
Обязательства (76 258) (22 609) (935) (49 280) (3 434)
Итого (76 258) (22 609) (935) (49 280) (3 434)

По состоянию на 31 декабря 2016 г. и 2015 г. Группа имеет форвардные контракты и процентные свопы условной стоимостью 2 166 млн долл. США и 2 830 млн долл. США соответственно. За год, закончившийся 31 декабря 2016 г., убыток в размере 26 281 млн руб. переклассифицирован из состава капитала в состав прибыли/убытка от курсовых разниц, нетто, в консолидированном отчете о прибылях и убытках и прочем совокупном доходе (за год, закончившийся 31 декабря 2015 г., – 13 044 млн руб.).

Влияние курсовых разниц по инструментам хеджирования денежных потоков в составе прочего совокупного дохода отражено ниже.

Показатели За 2016 г. За 2015 г.
До налого-обложения Налог на прибыль За вычетом налога на прибыль До налого-обложения Налог на прибыль За вычетом налога на прибыль
Признано в составе прочего совокупного (расхода)/дохода на начало года (76 258) 10 498 (65 760) (58 312) 1 885 (56 427)
Возникло курсовых разниц по инструментам хеджирования денежных потоков за период 10 695 (2 025) 8 670 (30 990) 5 819 (25 171)
Перенесено в финансовый результат от курсовых разниц в составе прибылей и убытков 26 281 (3 450) 22 831 13 044 (1 382) 11 662
Перенесено из расходов по текущему налогу на прибыль в составе прибылей и убытков 4 176 4 176
Итого признано в составе прочего совокупного (расхода)/дохода за период 36 976 (5 475) 31 501 (17 946) 8 613 (9 333)
Признано в составе прочего совокупного (расхода)/дохода на конец года (39 282) 5 023 (34 259) (76 258) 10 498 (65 760)

Ниже представлен прогноз реклассификации накопленных курсовых разниц, признанных в составе прочего совокупного дохода, в состав прибылей и убытков по состоянию на 31 декабря 2016 г.

Показатель 2017 2018 2022 Итого
Итого за вычетом налога на прибыль (10 023) (21 644) (2 592) (34 259)

В качестве справедливой стоимости форвардных контрактов Группа использует оценку независимых финансовых институтов. Результаты оценки анализируются менеджментом на регулярной основе. За отчетный период существенных неэффективных договоров нет.

34. Управление финансовыми рисками

Обзор основных подходов

В Группе компаний «Газпром нефть» действует Политика в области управления рисками, определяющая цели и принципы управления рисками для повышения гарантии надежности деятельности Компании в краткосрочной и долгосрочной перспективе.

Целью Группы в области управления рисками является повышение эффективности управленческих решений посредством анализа сопутствующих им рисков.

Интегрированная система управления рисками (ИСУР) Группы представляет собой системный непрерывный процесс выявления, оценки и управления рисками. Ключевой подход ИСУР – распределение полномочий по уровням управления в Компании в зависимости от предполагаемого финансового влияния риска. Группа непрерывно совершенствует свой подход к базовым процессам ИСУР, в том числе особое значение придает совершенствованию подхода к оценке рисков и интеграции процесса управления рисками в такие ключевые процессы, как бизнес-планирование, управление проектами, слияния и поглощения.

Управление финансовыми рисками

Управление финансовыми рисками в Группе осуществляется сотрудниками в соответствии со сферами их профессиональной деятельности. Комитет по управлению финансовыми рисками определяет единый подход к управлению финансовыми рисками в Компании и дочерних обществах. Деятельность работников Группы и Комитета по управлению финансовыми рисками способствует снижению потенциального финансового ущерба и достижению намеченных целей.

В ходе текущей деятельности Группа подвергается следующим финансовым рискам:

  • рыночный риск (включая валютный риск, процентный риск и риск, связанный с возможным изменением цен);
  • кредитный риск;
  • риск ликвидности.

Рыночный риск

Валютный риск

Группа подвергается валютному риску, в основном, в связи с наличием заемных средств, которые выражены в валюте, отличной от функциональных валют соответствующих предприятий, входящих в Группу, к которым относятся главным образом локальные валюты компаний Группы. К примеру, для компаний, осуществляющих свою деятельность на территории Российской Федерации, функциональной валютой является российский рубль. Валютой, в которой деноминирована большая часть вышеуказанных заемных средств, является доллар США.

Валютный риск Группы существенно снижается ввиду наличия активов и обязательств, которые выражены в иностранной валюте: текущая структура выручки и обязательств действует как механизм хеджирования, где разнонаправленные денежные потоки компенсируют друг друга. Группа применяет учет с использованием метода хеджирования в отношении указанных денежных потоков, выраженных в иностранной валюте, для предотвращения нестабильности показателей прибыли и убытка. Группа применяет учет с использованием метода хеджирования в основном для операций по привлечению финансирования.

В таблице ниже представлена текущая стоимость финансовых инструментов Группы по валютам.

По состоянию на 31 декабря 2016 г. Российский рубль Доллар США Евро Сербский динар Прочие валюты
Финансовые активы          
Оборотные          
Денежные средства и их эквиваленты 10 811 12 024 3 061 5 685 2 040
Банковские депозиты 56 341 215 274
Займы выданные 41 007 16 113
Форвардные контракты 91
Торговая и прочая финансовая дебиторская задолженность 39 243 55 595 6 341 12 495 1 885
Внеоборотные          
Торговая и прочая финансовая дебиторская задолженность 797 4 332
Займы выданные 33 895 120
Финансовые активы, имеющиеся в наличии для продажи 6 083 69
Финансовые обязательства          
Краткосрочные          
Краткосрочные кредиты и займы (18 353) (50 981) (10 826) (13)
Торговая и прочая финансовая кредиторская задолженность (59 004) (11 750) (6 071) (6 072) (1 369)
Форвардные контракты (11 358)
Долгосрочные          
Долгосрочные кредиты и займы (191 103) (329 248) (75 418) (287)
Форвардные контракты (28 015)
Прочие долгосрочные финансовые обязательства (61 728) (1)
Чистая сумма риска (198 296) (363 285) (78 134) 12 177 2 530
По состоянию на 31 декабря 2015 г.  Российский рубль Доллар США Евро Сербский динар Прочие валюты
Финансовые активы        
Оборотные        
Денежные средства и их эквиваленты 22 142 81 112 2 514 6 271 2 159
Банковские депозиты 1 956 45 959 636 655
Займы выданные 15 728 74
Торговая и прочая финансовая дебиторская задолженность 37 553 35 464 6 063 14 716 1 445
Внеоборотные        
Торговая и прочая финансовая дебиторская задолженность 1 184 7 684
Займы выданные 33 983 6 959 91
Финансовые активы, удерживаемые до погашения 3
Финансовые активы, имеющиеся в наличии для продажи 9 748 99
Финансовые обязательства        
Краткосрочные        
Краткосрочные кредиты и займы (23 774) (117 713) (5 813) (19)
Торговая и прочая финансовая кредиторская задолженность (57 946) (9 046) (4 133) (8 076) (2 084)
Форвардные контракты (23 545)
Долгосрочные        
Долгосрочные кредиты и займы (107 072) (479 958) (83 255) (1) (493)
Форвардные контракты (52 713)
Прочие долгосрочные финансовые обязательства (62 654) (7)
Чистая сумма риска (129 152) (513 485) (76 139) 13 009 1 663

Применялись следующие обменные курсы основных валют:

Валюта Курс на отчетную дату
31 декабря 2016 г. 31 декабря 2015 г.
Доллар США 1 60,66 72,88
Евро 1 63,81 79,70
Сербский динар 1 0,52 0,66

Анализ чувствительности

Группа решила предоставлять информацию о подверженности рыночному риску и потенциальных прибылях/убытках от использования финансовых инструментов посредством анализа чувствительности.

Анализ чувствительности, представленный в таблице ниже, отражает теоретический эффект от финансовых инструментов Группы и потенциальную прибыль или убыток, которые будут получены при изменении обменного курса на конец отчетного периода при условии, что состав инвестиций и прочие переменные останутся неизменными на отчетные даты.

Показатели Снижение курса рубля
Капитал Прибыль/(убыток)
31 декабря 2016 г.    
Доллар/рубль (повышение курса на 30 %) 988 (98 662)
Евро/рубль (повышение курса на 30 %) (4) (23 588)
Сербский динар / рубль (повышение курса на 30 %) (21 572)
31 декабря 2015 г.    
Доллар/рубль (повышение курса на 30 %) (19 357) (135 791)
Евро/рубль (повышение курса на 30 %) (3) (22 923)
Сербский динар / рубль (повышение курса на 30 %) (19 891) (2)

Снижение курса будет иметь равный по сумме противоположный эффект на капитал и прибыли/убытки Группы.

Процентный риск

Часть кредитов и займов Группы была привлечена по переменной ставке процента (привязанной к ставке LIBOR или EURIBOR). Для минимизации риска неблагоприятных изменений ставок LIBOR и EURIBOR казначейство Группы проводит периодический анализ текущих процентных ставок на рынке капитала и в зависимости от результатов данного анализа принимает решение о необходимости хеджирования процентной ставки либо о привлечении заемных средств по фиксированным или переменным ставкам.

Изменения процентной ставки влияют, в первую очередь, на основную часть долга, меняя либо его справедливую стоимость (при фиксированной ставке процента), либо величину будущих оттоков денежных средств по инструменту (при переменной ставке). При привлечении новых кредитов или займов руководство Группы на основе собственных профессиональных суждений и информации о текущих и ожидаемых процентных ставках на рынках долгосрочного кредитования решает вопрос о привлечении заемных средств по фиксированным или переменным ставкам в зависимости от того, какая ставка будет более выгодной для Группы на протяжении ожидаемого периода до наступления срока погашения.

Ниже представлена структура портфеля финансовых инструментов Группы в разрезе процентных ставок.

Показатели Балансовая сумма
31 декабря 2016 г. 31 декабря 2015 г.
Инструменты с фиксированной ставкой    
Финансовые активы 109 645 220 239
Финансовые обязательства (501 086) (474 639)
  (391 441) (254 400)
Инструменты с переменной ставкой    
Финансовые обязательства (175 143) (343 459)
  (175 143) (343 459)

Анализ чувствительности для инструментов с переменной ставкой

Финансовые результаты Группы и капитал чувствительны к изменению процентных ставок. Если бы процентные ставки по имеющимся долговым инструментам с переменной ставкой были бы по состоянию на отчетные даты на 100 базисных пунктов (б. п.) выше, при том что все другие переменные характеристики остались бы неизменными, предполагаемая прибыль до налогообложения за год изменилась бы следующим образом.

Показатели  Прибыль/(убыток)
31 декабря 2016 г.  
Увеличение на 100 б. п. (1 751)
31 декабря 2015 г.  
Увеличение на 100 б. п. (3 435)

Снижение ставки на 100 базисных пунктов будет иметь равный по сумме, но противоположный эффект на прибыли или убытки Группы.

Риски, связанные с возможным изменением цен

Финансовые результаты Группы напрямую связаны с ценами на нефть и нефтепродукты. Группа не имеет возможности в полном объеме контролировать цены на свою продукцию, которые зависят от колебаний, связанных с балансом спроса и предложения на мировом и внутреннем рынках нефти и нефтепродуктов, а также от действий контролирующих органов.

В Группе функционирует система бизнес-планирования, которая основана на сценарном подходе: ключевые показатели деятельности Группы определяются в зависимости от уровня цен на нефть на мировом рынке. Данный подход позволяет обеспечить снижение затрат, в том числе за счет сокращения или переноса на будущие периоды инвестиционных программ и использования других механизмов.

Данные мероприятия позволяют снизить риск до приемлемого уровня.

Кредитный риск

Кредитный риск – это риск возникновения у Группы финансового убытка, вызванного неисполнением покупателем или контрагентом своих договорных обязательств. Этот риск связан, в основном, с имеющейся у Группы дебиторской задолженностью покупателей и с инвестиционными ценными бумагами.

Торговая и прочая дебиторская задолженность представлена большим количеством контрагентов, работающих в разных отраслях и географических сегментах. «Газпром нефть» реализовала ряд мероприятий, позволяющих осуществлять управление кредитным риском, в том числе следующие: оценка кредитоспособности контрагентов, установка индивидуальных лимитов и условий платежа в зависимости от финансового состояния контрагента, контроль авансовых платежей, мероприятия по работе с дебиторской задолженностью по бизнес-направлениям и т. д.

Балансовая стоимость финансовых активов представляет собой максимальную величину кредитного риска.

Торговая и прочая дебиторская задолженность

На уровень кредитного риска в Группе в основном оказывают влияние индивидуальные характеристики каждого покупателя.

Для каждого покупателя индивидуально устанавливается кредитный лимит как максимальная сумма принимаемого Группой кредитного риска с учетом характеристик, например:

  • показатели финансовой отчетности контрагента;
  • история взаимоотношений покупателя с Группой;
  • плановые объемы отгрузок покупателю;
  • продолжительность отношений покупателя с Группой, включая анализ задолженности покупателя по срокам, наличие каких-либо финансовых трудностей у покупателя.

По общему правилу, превышение задолженности покупателя над установленной суммой кредитного лимита обеспечивается банковской гарантией, аккредитивом банка, залогом имущества, поручительством третьих лиц либо авансовым платежом.

Руководство Группы регулярно оценивает кредитное качество торговой и прочей дебиторской задолженности с учетом анализа задолженности по срокам возникновения, продолжительности взаимоотношений покупателя с Группой.

Руководство считает всю сумму дебиторской задолженности и прочих активов, на которую не начислен резерв по сомнительным долгам, погашаемой.

Анализ срока давности финансовой дебиторской задолженности по состоянию на 31 декабря 2016 г. и 2015 г. представлен ниже.

Показатели Всего Резерв Всего Резерв
31 декабря 2016 г. 31 декабря 2016 г. 31 декабря 2015 г. 31 декабря 2015 г.
Не просроченная 113 222 (8) 95 916 (134)
Просроченная от 0 до 180 дней 3 828 (272) 11 190 (4 796)
Просроченная от 180 до 365 дней 3 566 (89) 3 199 (3 012)
Просроченная от 1 года до 3 лет 7 206 (6 898) 7 976 (6 371)
Просроченная более чем на 3 года 5 140 (5 007) 10 412 (10 272)
  132 962 (12 274) 128 693 (24 585)

Движение резерва по сомнительным долгам в отношении торговой и прочей дебиторской задолженности за период представлено ниже.

Показатели  2016 2015
По состоянию на начало года 24 585 12 976
Увеличение в течение года 528 6 284
Списание дебиторской задолженности за счет резерва (5 520) 110
Снижение за счет восстановления (2 614) (4 426)
Реклассификация из других строк (1 212) 7 946
Прочее движение (50) (610)
Курсовая разница (3 443) 2 305
По состоянию на конец года 12 274 24 585

Движение резерва по сомнительным долгам в отношении прочих активов за период представлено ниже.

Показатели  2016 2015
По состоянию на начало года 8 993 16 951
Увеличение в течение года 10 770 1 410
Списание дебиторской задолженности за счет резерва (5 851) (4 047)
Снижение за счет восстановления (1 239)
Реклассификация из других строк 1 212 (7 946)
Прочее движение 2 903
Курсовая разница (1 917) 1 722
По состоянию на конец года 11 970 8 993

В 2016 г. Группа признала резерв по сомнительным долгам в отношении авансов, выданных брокерской компании.

Восстановление резерва по торговой и прочей дебиторской задолженности и прочим активам в сумме 3,9 млрд руб. в 2016 г. в основном связано с благоприятным исходом переговоров с государственными органами Сербии в отношении погашения дебиторской задолженности сербских государственных компаний. Переговоры завершились принятием закона о переводе данной дебиторской задолженности на государственные органы Сербии. В результате произошла реструктуризация дебиторской задолженности, и она будет погашена в течение следующих двух лет. В декабре 2016 г. Группа получила первый транш в счет погашения данной задолженности.

Инвестиции

Группа ограничивает влияние кредитного риска в основном за счет инвестирования в ликвидные ценные бумаги. Руководство постоянно отслеживает изменение кредитного рейтинга контрагентов и предполагает, что все контрагенты будут в состоянии выполнить свои обязательства.

На 31 декабря 2016 г. и 2015 г. Группа не имеет каких-либо инвестиций, удерживаемых до погашения, которые были бы просрочены, но не обесценены.

Кредитное качество финансовых активов

Кредитное качество непросроченных и необесцененных финансовых активов можно оценить исходя из кредитных рейтингов (при наличии), присваиваемых независимыми агентствами, или информации о кредитоспособности контрагента за прошлые периоды:

Показатели  BBB Ниже, чем BBB Без рейтинга Итого
По состоянию на 31 декабря 2016 г.        
Денежные средства и их эквиваленты 2 402 20 333 7 196 29 931
Краткосрочные займы выданные 41 136 41 136
Депозиты со сроком погашения более трех месяцев, но менее года 886 886
Долгосрочные займы выданные 34 015 34 015
По состоянию на 31 декабря 2015 г.        
Денежные средства и их эквиваленты 84 361 19 825 5 642 109 828
Краткосрочные займы выданные 15 802 15 802
Депозиты со сроком погашения более трех месяцев, но менее года 42 652 6 554 49 206
Долгосрочные займы выданные 41 047 41 047

Риск ликвидности

Риск ликвидности – это риск того, что у Группы возникнут сложности по выполнению финансовых обязательств, расчеты по которым осуществляются путем передачи денежных средств или другого финансового актива.

Подход Группы к управлению ликвидностью заключается в том, чтобы обеспечить постоянное наличие у Группы ликвидных средств, достаточных для погашения своих обязательств в срок, как в обычных, так и в напряженных условиях, не допуская возникновения убытков и не подвергая риску репутацию Группы. Управляя риском ликвидности, Группа создает необходимый запас денежных средств и активно использует альтернативные источники привлечения заемных средств помимо банковского кредитования. Стабильное финансовое состояние Группы позволяет достаточно свободно привлекать необходимые кредитные ресурсы.

Ниже указаны контрактные сроки погашения финансовых обязательств, включая уплату процентов.

Показатели  Балансовая сумма Выплаты по контракту Менее 6 месяцев 6–12 месяцев 1−2 года 2–5 лет Более 5 лет
По состоянию на 31 декабря 2016 г.              
Банковские кредиты 354 463 423 818 38 717 57 491 117 135 191 904 18 571
Облигации 81 879 107 991 6 063 14 155 16 431 71 342
Сертификат участия в займе 231 250 298 019 8 252 4 720 58 029 28 322 198 696
Прочие займы 8 637 11 182 398 988 5 269 1 942 2 585
Прочие долгосрочные финансовые обязательства 61 729 61 729 5 853 55 876
Торговая и прочая кредиторская задолженность 84 266 84 266 81 736 2 362 20 148
  822 224 987 005 135 166 79 716 202 737 349 534 219 852
По состоянию на 31 декабря 2015 г.              
Банковские кредиты 476 080 540 886 67 680 68 683 108 054 282 073 14 396
Облигации 51 748 63 783 25 678 2 159 14 272 21 674
Сертификат участия в займе 280 193 363 090 10 104 5 672 12 509 94 967 239 838
Прочие займы 10 077 11 928 5 024 690 2 807 1 413 1 994
Прочие долгосрочные финансовые обязательства 62 662 62 662 60 601 2 061
Торговая и прочая кредиторская задолженность 81 285 81 285 78 774 2 511
  962 045 1 123 634 187 260 79 715 198 243 402 188 256 228

Управление капиталом

Целями Группы при управлении капиталом являются обеспечение принципа непрерывности деятельности, обеспечение приемлемого уровня доходности для акционеров, соблюдение интересов других заинтересованных сторон, а также поддержание оптимальной структуры капитала, позволяющей сократить затраты на капитал. Для поддержания или корректировки структуры капитала Группа может пересмотреть свою инвестиционную программу, привлечь новые или погасить существующие кредиты и займы либо продать некоторые непрофильные активы.

На уровне Группы структура капитала контролируется на основании следующих показателей: отношения чистого долга к EBITDA и дохода на средний используемый капитал (ROACE). Первый показатель рассчитывается делением чистого долга на EBITDA. Чистый долг представляет собой общий долг, включающий долго- и краткосрочные кредиты и займы, за вычетом денежных средств и их эквивалентов, а также краткосрочных депозитов. EBITDA определяется как доходы до вычета процентов, расходов по налогу на прибыль, износа, истощения и амортизации, прибыли (убытка) от курсовых разниц, прочих внереализационных расходов и включает в себя долю Группы в прибыли объектов инвестиций, учитываемых по методу долевого участия. В общем случае ROACE рассчитывается как операционная прибыль, скорректированная на расход по налогу на прибыль, деленная на средний за период показатель используемого капитала. Используемый капитал определяется как сумма капитала и чистого долга.

Отношение чистого долга Группы к EBITDA на конец соответствующего отчетного периода приведено ниже.

Показатели  Год, закончившийся 31 декабря 2016 г. Год, закончившийся 31 декабря 2015 г.
Долгосрочные кредиты и займы 596 221 670 779
Краткосрочные кредиты и займы и текущая часть долгосрочных кредитов и займов 80 187 147 319
Минус: денежные средства, их эквиваленты и депозиты (34 507) (163 404)
Чистый долг 641 901 654 694
Итого EBITDA 402 277 345 160
Соотношение чистого долга к EBITDA на конец отчетного периода 1,60 1,90
Операционная прибыль 220 334 207 615
Операционная прибыль, скорректированная на расход по налогу на прибыль 171 645 157 213
Минус: доля в прибыли ассоциированных и совместных предприятий 34 116 24 956
Средний используемый капитал 1 994 626 1 733 285
ROACE, % 10,32 10,51

В течение года подход к управлению капиталом в Группе не менялся.

Оценка справедливой стоимости

Справедливая стоимость – это цена, которая была бы получена при продаже актива или уплачена при передаче обязательства в условиях операции, осуществляемой на организованном рынке, между участниками рынка на дату оценки.

В зависимости от способа оценки различают следующие уровни определения справедливой стоимости:

  • Уровень 1: котировки идентичных активов или обязательств на активном рынке (без корректировок);
  • Уровень 2: исходные параметры, кроме котировок, которые были отнесены к Уровню 1, наблюдаемые на рынке по соответствующему активу или обязательству либо прямо (т. е. цены), либо опосредованно (т. е. данные, основанные на ценах);
  • Уровень 3: исходные параметры, используемые по соответствующему активу или обязательству, не основаны на данных, наблюдаемых на рынке (исходные параметры, не наблюдаемые на рынке).

В консолидированной финансовой отчетности Группы следующие активы и обязательства отражены по справедливой стоимости:

  • Производные финансовые инструменты (форвардные валютные контракты и процентные свопы, используемые как инструменты хеджирования);
  • Обязательства по выплатам сотрудникам, основанные на справедливой стоимости акций (SAR);
  • Финансовые инвестиции, имеющиеся в наличии для продажи, за исключением не обращающихся на рынке ценных бумаг акций, справедливая стоимость которых не может быть достоверно оценена, и учитываемые по первоначальной стоимости, уменьшенной на величину убытков от обесценения.

Производные финансовые инструменты и SAR относятся к уровню 2 приведенной выше иерархии, ввиду того что их справедливая стоимость определяется на основе исходных параметров, наблюдаемых на рынке соответствующего актива или обязательства либо прямо (т. е. цены), либо опосредованно (т. е. данные, основанные на ценах). В течение 2016 и 2015 гг. не происходило переклассификаций активов и обязательств между уровнями справедливой стоимости. В Группе нет существенных активов и обязательств, оцениваемых по справедливой стоимости уровня 1 и уровня 3. Справедливая стоимость форвардных валютных контрактов определяется исходя из форвардного обменного курса на отчетную дату с учетом дисконтирования для приведения к текущей стоимости.

По состоянию на 31 декабря 2016 г. справедливая стоимость облигаций и сертификатов участия в займе составляет 315 488 млн руб. (по состоянию на 31 декабря 2015 г. – 307 493 млн руб.). Справедливая стоимость формируется из котировок на активном рынке и относится к уровню 1 иерархии уровней определения справедливой стоимости. Балансовая стоимость остальных финансовых активов и обязательств приблизительно соответствует их справедливой стоимости.

В таблице ниже приведен анализ финансовых инструментов, учитываемых по справедливой стоимости, относящейся к уровню 2.

Показатели  Уровень 2
По состоянию на 31 декабря 2016 г.  
Форвардные валютные контракты 91
Итого активы 91
Форвардные валютные контракты (39 373)
Прочие финансовые обязательства (3 730)
Итого обязательства (43 103)
По состоянию на 31 декабря 2015 г.  
Форвардные валютные контракты
Итого активы
Форвардные валютные контракты (76 258)
Прочие финансовые обязательства (657)
Итого обязательства (76 915)

В Группе применяется программа по выплате вознаграждения, основанного на приросте стоимости акций (SAR). Программа является составной частью долгосрочной стратегии роста Группы и предусматривает выплату вознаграждения менеджменту за повышение стоимости Группы для акционеров за определенный период. Стоимость Группы определяется на основе ее рыночной капитализации. Программа доступна для сотрудников менеджмента Группы с учетом выполнения определенных обязанностей. Сумма вознаграждения оценивается по справедливой стоимости на конец каждого отчетного периода и выплачивается в конце трехлетнего срока программы. Вознаграждение зависит от определенных рыночных условий и обязанностей, которые учитываются при определении суммы, возможной к выплате указанным сотрудникам. Расходы признаются в течение всего периода действия плана. В 2015 г. вступил в действие новый трехлетний план программы SAR.

Справедливая стоимость обязательства по программе определена с использованием модели оценки Блэка – Шоулза – Мертона, которая учитывает, в основном, цену акций Компании, волатильность цены акций, дивидендную доходность и процентные ставки за период, сопоставимый с оставшимся сроком действия плана. Изменения в оценках справедливой стоимости обязательства в течение срока действия плана по выплате вознаграждения отражаются в том периоде, в котором они возникают.

Следующие допущения использовались в модели оценки Блэка – Шоулза – Мертона на 31 декабря 2016 г. и 2015 г.:

Показатели  31 декабря 2016 г. 31 декабря 2015 г.
Волатильность 3,6 % 4,1 %
Безрисковая процентная ставка 8,7 % 10,3 %
Дивидендная доходность 5,5 % 6,1 %

В консолидированном отчете о прибылях и убытках и прочем совокупном доходе Группы за годы, закончившиеся 31 декабря 2016 г. и 2015 г., отражены расходы по выплате вознаграждения по плану SAR на сумму 3 730 млн и 657 млн руб. соответственно. Данные расходы включены в состав коммерческих, общехозяйственных и административных расходов. По состоянию на 31 декабря 2016 г. Группой отражен оценочный резерв за два года по выплате вознаграждения по плану SAR на сумму 4 387 млн руб. По состоянию на 31 декабря 2015 г. отражен оценочный резерв за один год на сумму 657 млн руб.

35. Операционная аренда

Арендные платежи по договорам операционной аренды без права досрочного прекращения подлежат уплате в следующем порядке.

Срок  31 декабря 2016 г. 31 декабря 2015 г.
До 1 года 14 267 8 179
1 год – 5 лет 36 081 17 169
Более 5 лет 95 944 65 404
  146 292 90 752

Группа в основном арендует земельные участки под нефтепроводами, офисные здания и суда по договорам тайм-чартера.

36. Договорные и условные обязательства

Налоги

Российское налоговое и таможенное законодательство подвержено частым изменениям и трактуется различным образом. Трактовка законодательства Руководством, в том числе в части исчисления налогов, подлежащих уплате в федеральный, региональные и муниципальные бюджеты, применяемая к операциям и деятельности Группы, может быть оспорена соответствующими контролирующими органами. Позиция российских налоговых органов в отношении применения законодательства и использованных допущений может оказаться достаточно категоричной, более того, существует риск того, что операции и деятельность, которые не вызывали претензий контролирующих органов в прошлом, будут оспорены в будущем. Как следствие, могут быть начислены существенные суммы дополнительных налогов, штрафов и пени. В рамках налоговой проверки может быть проверен отчетный период, не превышающий трех календарных лет, предшествующих году, в котором вынесено решение о проведении проверки. При определенных обстоятельствах проверке могут быть подвергнуты более длительные периоды. В настоящий момент проходит выездная налоговая проверка за 2013 и 2014 годы, а 2015 и 2016 годы остаются открытыми для налоговой проверки. Руководство полагает, что оно разумно оценило любые возможные убытки, связанные с такими возможными доначислениями.

С 1 января 2012 г. было изменено российское законодательство в сфере трансфертного ценообразования. Были введены существенные требования к оперативному документированию рыночной среды на дату совершения операций и составлению отчетов по данным операциям по итогам года их совершения. Новые правила трансфертного ценообразования стали более детальными и более сходными с международными правилами трансфертного ценообразования, разработанными ОЭСР (Организацией экономического сотрудничества и развития), чем ранее действовавшие правила. Новые нормы в трансфертном ценообразовании позволяют налоговым органам начислить дополнительные налоговые обязательства в отношении сделок, попадающих под контроль налоговых органов (операции со связанными сторонами и некоторые операции с третьими лицами), ссылаясь на то, что цена по данным сделкам не соответствует принципу деятельности на коммерческих началах (принципу «вытянутой руки»).

Операции Группы со связанными сторонами регулярно анализируются внутренними службами на предмет соответствия требованиям трансфертного ценообразования. Руководство полагает, что подготовленные по трансфертному ценообразованию документы достаточны для обоснования налоговой позиции Группы и подтверждения налоговых вычетов. Кроме того, в целях снижения рисков проводятся переговоры с налоговыми органами для заключения соглашений о ценообразовании, двенадцать из которых в отношении самых существенных внутригрупповых операций уже были заключены в 2012–2015 годах.

Вместе с тем, поскольку правоприменительная практика по новым правилам еще не сложилась, и некоторые нормы нового законодательства содержат противоречия и (или) могут трактоваться неоднозначно, влияние новых правил трансфертного ценообразования на величину налоговых рисков Группы не может быть достоверно определено.

Условия ведения хозяйственной деятельности в Российской Федерации

Экономика Российской Федерации проявляет некоторые характерные особенности, присущие развивающимся рынкам. Нормы административного права Российской Федерации (включая налоговое, антимонопольное, валютное и таможенное законодательство) допускают возможность разных толкований и создают дополнительные трудности для компаний, осуществляющих свою деятельность в Российской Федерации. Политическая и экономическая нестабильность, неопределенность и волатильность фондового рынка и другие риски могут оказать негативное влияние на российский финансовый и корпоративный сектор. Будущее экономическое развитие Российской Федерации зависит от внешних факторов и мер внутреннего характера, предпринимаемых правительством для поддержания роста и внесения изменений в налоговую и нормативно-правовую среду. Руководство полагает, что им предпринимаются все необходимые меры для поддержания устойчивости и развития бизнеса Группы в современных условиях, сложившихся в бизнесе и экономике.

В 2014 году США, Европейский союз и некоторые другие страны ввели санкции в отношении российского энергетического сектора, которые частично применимы и к Группе. Информация об основных ограничениях, связанных с санкциями, была представлена в Консолидированной финансовой отчетности по состоянию на и за год, закончившийся 31 декабря 2015 г. В течение 2016 г. существенных изменений относительно условий санкций не произошло.

Обязательства по охране окружающей среды

В настоящее время в Российской Федерации ужесточаются природоохранное законодательство и позиция государственных органов Российской Федерации относительно его соблюдения. Группа периодически оценивает потенциальные обязательства в соответствии с природоохранным законодательством. По мнению руководства, Группа отвечает требованиям государственных органов по охране окружающей среды, поэтому на данный момент у Группы отсутствуют существенные обязательства, связанные с нарушением природоохранного законодательства.

Обязательства капитального характера

По состоянию на 31 декабря 2016 г. Группа имеет договорные обязательства по приобретению основных средств, которые составляют 323 053 млн руб. (342 544 млн руб. – на 31 декабря 2015 г.).

37. Предприятия Группы

Ниже представлены наиболее крупные дочерние общества Группы с указанием доли участия:

Дочернее общество Страна регистрации Процент владения, % 
31 декабря 2016 г. 31 декабря 2015 г.
Разведка и добыча    
АО «Газпромнефть – Ноябрьскнефтегаз» Россия 100 100
ООО «Газпромнефть-Оренбург» Россия 100 100
ООО «Заполярнефть» Россия 100 100
ООО «Газпром нефть шельф» Россия 100 100
ООО «Газпромнефть-Хантос» Россия 100 100
ООО «Газпромнефть-Восток» Россия 100 100
ООО «Газпромнефть-Ямал» Россия 90 90
АО «Южуралнефтегаз» Россия 87,5 87,5
Переработка    
АО «Газпромнефть – Омский НПЗ» Россия 100 100
АО «Газпромнефть – Московский НПЗ» Россия 100 100
Сбыт    
ПАО «Газпромнефть-Тюмень» Россия 99,5 99,5
АО «Газпромнефть-Омск» Россия 100 100
АО «Газпромнефть-Урал» Россия 100 100
АО «Газпромнефть-Новосибирск» Россия 100 100
ОАО «Газпромнефть-Ярославль» Россия 92,5 92,5
ООО «Газпромнефть-Центр» Россия 100 100
ООО «Газпромнефть-Региональные продажи» Россия 100 100
АО «Газпромнефть-Северо-Запад» Россия 100 100
АО «Газпромнефть-Кузбасс» Россия 0 100
АО «Газпромнефть-Аэро» Россия 100 100
ООО «Газпромнефть Марин Бункер» Россия 100 100
Прочие операции    
ООО «Газпромнефть-Смазочные материалы» Россия 100 100
ООО «Газпромнефть – БМ» Россия 100 100
ООО «Газпромнефть НТЦ» Россия 100 100
ООО «Газпромнефтьфинанс» Россия 100 100
ООО «Газпромнефть-Инвест» Россия 100 100
Многопрофильные компании    
Naftna Industrija Srbije A.D. Сербия 56,2 56,2

В следующей таблице приведена информация о неконтролирующих долях участия по существенным дочерним предприятиям Naftna Industrija Srbije A.D. и ее дочерним предприятиям и ООО «Газпром Ресурс Нортгаз». Балансовая стоимость неконтролирующей доли участия остальных компаний в отдельности несущественна.

Балансовая стоимость неконтролирующей доли участия Прибыль за период, относимая на неконтролирующие доли участия
31 декабря 2016 г. 31 декабря 2015 г. Год, закончившийся 31 декабря 2016 г. Год, закончившийся 31 декабря 2015 г.
Naftna Industrija Srbije A.D. и ее дочерние общества 58 792 71 528 3 273 26 616
ООО «Газпром Ресурс Нортгаз» 19 502 15 460 3 304 3 319

Ниже представлена финансовая информация Naftna Industrija Srbije A.D. и ее дочерних предприятий и ООО «Газпром Ресурс Нортгаз» по состоянию на 31 декабря 2016 г., 31 декабря 2015 г. и за годы, закончившиеся 31 декабря 2016 г. и 2015 г.:

Показатели Naftna Industrija Srbije A.D. и ее дочерние общества ООО «Газпром Ресурс Нортгаз»
31 декабря 2016 г. 31 декабря 2015 г. 31 декабря 2016 г. 31 декабря 2015 г.
Оборотные активы 48 388 56 620 12 346 2 009
Внеоборотные активы 195 271 243 131 11 517 8 197
Краткосрочные обязательства (35 641) (43 006) (22) (7)
Долгосрочные обязательства (57 136) (76 400)
Показатели Naftna Industrija Srbije A.D. и ее дочерние общества ООО «Газпром Ресурс Нортгаз»
Год, закончившийся 31 декабря 2016 г. Год, закончившийся 31 декабря 2015 г. Год, закончившийся 31 декабря 2016 г. Год, закончившийся 31 декабря 2015 г.
Выручка 189 781 183 022
Прибыль 7 483 7 071 4 039 4 058

Дивиденды, выплаченные Naftna Industrija Srbije A.D. неконтролирующей доле участия, в 2016 г. составили 1,0 млрд руб. (в 2015 г. – 2,6 млрд руб.). ООО «Газпром Ресурс Нортгаз» не осуществлял выплату дивидендов в 2016 г. и 2015 г.

38. Операции со связанными сторонами

В настоящей консолидированной финансовой отчетности стороны считаются связанными, если одна из сторон контролирует другую сторону или способна оказывать существенное влияние на другую сторону в принятии последней финансовых и операционных решений, как определено в МСФО (IAS) 24 «Раскрытие информации о связанных сторонах». Связанные стороны могут вступать в сделки, которые не проводились бы между несвязанными сторонами, цены и условия таких сделок могут отличаться от цен и условий сделок между несвязанными сторонами.

Группа применила исключение в соответствии со стандартом МСФО (IAS) 24, позволяющее не раскрывать все операции с государственными компаниями в связи с тем, что материнская компания подконтрольна Правительству Российской Федерации. В ходе обычной деятельности Группа заключает сделки с естественными монополиями, транспортными компаниями и прочими компаниями, подконтрольными Правительству Российской Федерации. Подобные продажи и закупки индивидуально незначительны и в основном осуществляются с использованием рыночных или регулируемых цен. Операции с государством подлежат налогообложению, результаты которого раскрыты в примечаниях 11, 23 и 33. В таблице ниже приведена информация об осуществляемых в ходе обычной деятельности операциях с материнской компанией, ассоциированными и совместными предприятиями.

Группа заключает сделки со связанными сторонами на основе рыночных или регулируемых цен. Краткосрочные и долгосрочные займы выданные, так же как и займы полученные, выдавались на рыночных условиях, доступных для несвязанных сторон. В таблицах ниже представлена информация об операциях, возникавших в ходе обычной деятельности, с материнской компанией, дочерними и зависимыми обществами материнской компании либо с ассоциированными и совместными предприятиями Группы.

Ниже представлены остатки по операциям со связанными сторонами по состоянию на 31 декабря 2016 г. и 31 декабря 2015 г.:

31 декабря 2016 г. Материнская компания Дочерние и зависимые общества материнской компании Ассоциированные и совместные предприятия
Денежные средства и их эквиваленты 7 723
Краткосрочные финансовые активы 860 40 381
Торговая и прочая дебиторская задолженность 3 693 4 160 13 212
Прочие активы 614 4 290 1 224
Долгосрочные финансовые активы 30 273
Итого активы 4 307 17 033 85 090
Краткосрочные кредиты и займы и прочие финансовые обязательства 1 029
Торговая и прочая кредиторская задолженность 1 921 3 236 8 066
Прочие краткосрочные обязательства 772 392 201
Долгосрочные кредиты и займы и прочие долгосрочные финансовые обязательства 60 276 60 657
Итого обязательства 62 969 64 285 9 296
31 декабря 2015 г. Материнская компания Дочерние и зависимые общества материнской компании Ассоциированные и совместные предприятия
Денежные средства и их эквиваленты 15 402
Краткосрочные финансовые активы 3 135 14 901
Торговая и прочая дебиторская задолженность 1 232 2 895 17 941
Прочие активы 4 527 1 253
Долгосрочные финансовые активы 10 503 30 791
Итого активы 1 242 26 462 64 886
Краткосрочные кредиты и займы и прочие финансовые обязательства 1 672
Торговая и прочая кредиторская задолженность 3 203 2 737 1 567
Прочие краткосрочные обязательства 2 107 1 107 241
Долгосрочные кредиты и займы и прочие долгосрочные финансовые обязательства 62 650 72 883
Итого обязательства 67 960 76 727 3 480

За годы, закончившиеся 31 декабря 2016 г. и 2015 г., отражены следующие операции со связанными сторонами:

Год, закончившийся 31 декабря 2016 г. Материнская компания Дочерние и зависимые общества материнской компании Ассоциированные и совместные предприятия
Продажи нефти, газа и нефтепродуктов 28 680 35 165 48 407
Прочая выручка 29 6 349 5 571
Закупки нефти, газа и нефтепродуктов 41 457 98 508
Расходы, связанные с производством 29 20 317 18 749
Расходы на транспортировку 7 557 1 753 7 106
Процентный расход 6 616 3 627 142
Процентный доход 167 6 770
Год, закончившийся 31 декабря 2015 г. Материнская компания Дочерние и зависимые общества материнской компании Ассоциированные и совместные предприятия
Продажи нефти, газа и нефтепродуктов 18 678 34 597 56 641
Прочая выручка 8 1 088 31 739
Закупки нефти, газа и нефтепродуктов 41 799 98 785
Расходы, связанные с производством 31 14 332 17 730
Расходы на транспортировку 6 000 1 811 8 130
Процентный расход 5 993 94 160
Процентный доход 370 1 588 3 580

Операции с ключевым управленческим персоналом

За годы, закончившиеся 31 декабря 2016 г. и 2015 г., вознаграждение ключевого управленческого персонала (члены Совета директоров и Правления) в части заработной платы и иных аналогичных начислений составило 1 635 млн и 1 432 млн руб. соответственно. Кроме того, в Группе применяется долгосрочная программа по выплате вознаграждения, основанного на приросте стоимости акций (SAR). Программа является составной частью долгосрочной стратегии роста Группы и предусматривает выплату вознаграждения менеджменту за повышение стоимости Группы для акционеров за определенный период. Так, за указанные периоды величина резерва по программе долгосрочной мотивации для ключевого управленческого персонала составила 749 млн и 132 млн руб.

39. Информация по сегментам

Ниже представлена информация по операционным сегментам Группы за годы, закончившиеся 31 декабря 2016 г. и 2015 г. Операционные сегменты представляют собой компоненты, осуществляющие хозяйственную деятельность, при этом они могут генерировать выручку или могут быть связаны с расходами, операционные результаты сегментов регулярно анализируются высшим органом оперативного управления, и для операционных сегментов имеется отдельная финансовая информация.

Группа выделяет два сегмента: сегмент разведки и добычи и сегмент переработки, маркетинга и сбыта.

Сегмент разведки и добычи включает в себя следующие операции Группы: разведку, разработку и добычу сырой нефти и природного газа (включая результаты деятельности совместных предприятий), а также нефтепромысловые услуги. Сегмент переработки, маркетинга и сбыта осуществляет переработку сырой нефти в нефтепродукты, а также покупает, продает и транспортирует сырую нефть и нефтепродукты. Расходы корпоративного центра представлены в составе сегмента переработки, маркетинга и сбыта.

Исключаемые взаиморасчеты между сегментами и прочие корректировки представляют собой операции по продаже между сегментами и нереализованную прибыль, в основном, от продажи нефти и нефтепродуктов, и прочие корректировки.

Выручка от операций по продаже между сегментами рассчитывается исходя из цен, действующих на внутреннем рынке и зависящих от мировых котировок.

Скорректированный показатель EBITDA представляет собой EBITDA Группы и долю в EBITDA ассоциированных и совместных предприятий. Руководство полагает, что скорректированный показатель EBITDA является удобным инструментом для оценки эффективности операционной деятельности Группы, поскольку отражает динамику прибыли без учета влияния некоторых начислений. EBITDA определяется как доходы до вычета процентов, расходов по налогу на прибыль, износа, истощения и амортизации, прибыли (убытка) от курсовых разниц, прочих внереализационных расходов и включает в себя долю Группы в прибыли ассоциированных и совместных предприятий. EBITDA является дополнительным финансовым показателем, не предусмотренным МСФО, который используется руководством для оценки деятельности.

Год, закончившийся 31 декабря 2016 г. Разведка и добыча Переработка, маркетинг и сбыт Исключено Итого
Выручка от продаж:        
внешним покупателям 131 242 1 414 366 1 545 608
межсегментная 523 155 18 463 (541 618)
Итого выручка от продаж 654 397 1 432 829 (541 618) 1 545 608
Скорректированный показатель EBITDA 337 085 119 113 456 198
Износ, истощение и амортизация, включая: 98 110 31 735 129 845
обесценение активов 14 763 14 763
Капитальные затраты 245 994 138 823 384 817
Год, закончившийся 31 декабря 2015 г. Разведка и добыча Переработка, маркетинг и сбыт Исключено Итого
Выручка от продаж:        
внешним покупателям 74 802 1 393 141 1 467 943
межсегментная 520 390 18 373 (538 763)
Итого выручка от продаж 595 193 1 411 514 (538 763) 1 467 943
Скорректированный показатель EBITDA 266 879 137 932 404 811
Износ, истощение и амортизация, включая: 86 735 27 348 114 083
обесценение активов 15 582 15 582
Капитальные затраты 244 958 104 078 349 036

Ниже представлена выручка и капитальные затраты Группы в разбивке по географическим сегментам за годы, закончившиеся 31 декабря 2016 г. и 2015 г.:

Показатели Российская Федерация СНГ Экспорт и международные операции Итого
Год, закончившийся 31 декабря 2016 г.
Продажа нефти 94 809 23 657 279 344 397 810
Продажа нефтепродуктов 743 721 72 969 391 084 1 207 774
Продажа газа 30 116 1 853 31 969
Прочие продажи 45 050 2 050 11 111 58 211
Минус: экспортные пошлины и акцизы, начисляемые при реализации (1 260) (148 896) (150 156)
Итого выручка от реализации внешним покупателям, нетто 913 696 97 416 534 496 1 545 608
Год, закончившийся 31 декабря 2015 г.        
Продажа нефти 81 187 28 416 189 386 298 989
Продажа нефтепродуктов 740 520 78 134 432 480 1 251 134
Продажа газа 28 243 3 411 31 654
Прочие продажи 66 235 2 085 5 678 73 998
Минус: экспортные пошлины и акцизы, начисляемые при реализации (899) (186 933) (187 832)
Итого выручка от реализации внешним покупателям, нетто 916 185 107 736 444 022 1 467 943
Внеоборотные активы на 31 декабря 2016 г. 1 822 912 11 396 310 132 2 144 440
Капитальные затраты за год, закончившийся 31 декабря 2016 г. 354 392 898 29 527 384 817
Обесценение активов за год, закончившийся 31 декабря 2016 г. 14 763 14 763
Внеоборотные активы на 31 декабря 2015 г. 1 548 036 13 861 390 726 1 952 623
Капитальные затраты за год, закончившийся 31 декабря 2015 г. 301 070 1 277 46 689 349 036
Обесценение активов за год, закончившийся 31 декабря 2015 г. 4 023 11 559 15 582

Ниже представлен скорректированный показатель EBITDA за годы, закончившиеся 31 декабря 2016 г. и 2015 г.:

Показатели Год, закончившийся 31 декабря 2016 г. Год, закончившийся 31 декабря 2015 г.
Прибыль за период 209 725 116 198
Итого расходы по налогу на прибыль 49 814 29 252
Финансовые расходы 34 282 33 943
Финансовые доходы (11 071) (14 732)
Износ, истощение и амортизация 129 845 114 083
Прибыль/(убыток) от курсовых разниц, нетто (28 300) 67 910
Прочие (расходы)/доходы, нетто 17 982 (1 494)
EBITDA 402 277 345 160
Минус: доля в прибыли ассоциированных и совместных предприятий (34 116) (24 956)
Плюс доля в EBITDA ассоциированных и совместных предприятий 88 037 84 607
Итого скорректированная EBITDA 456 198 404 811
Дополнительная информация

о деятельности, связанной с разведкой и добычей нефти и газа

(неаудированные данные)

Консолидированная финансовая отчетность подготовлена в соответствии с требованиями МСФО. В связи с отсутствием в МСФО соответствующих правил Группа раскрывает дополнительную сопутствующую информацию на основе других стандартов, в основном в соответствии с ОПБУ США, которые совпадают с нормами, установленными в отношении нефтегазовой отрасли. Несмотря то что МСФО не требует раскрытия данной информации, в настоящем разделе представлена неаудированная дополнительная информация о деятельности, связанной с разведкой и добычей нефти и газа.

Группа предоставляет дополнительную информацию о своей деятельности, связанной с разведкой и добычей нефти и газа, в соответствии с отраслевой практикой. Несмотря то что эта информация была подготовлена с разумной степенью уверенности и добросовестно, необходимо отметить, что некоторые из представленных данных не являются абсолютно точными и представляют собой суммы, основанные на субъективных суждениях, использованных при подготовке данной информации. Соответственно, данная информация может не отражать текущее финансовое положение Группы и ее ожидаемые будущие финансовые результаты.

Группа добровольно использует SEC-определение доказанных запасов для представления данных о запасах нефти и газа и раскрытия дополнительной неаудированной информации, связанной с консолидируемыми дочерними компаниями, долей в совместных операциях и долей в ассоциированных и совместных предприятиях.

Данные о доказанных запасах нефти и газа, а также информация о стандартизированном показателе дисконтированных будущих чистых денежных потоков не включают данные о запасах и стандартизированном показателе дисконтированных будущих чистых денежных потоков, относящихся к сербской дочерней компании NIS, так как раскрытие данной информации запрещено правительством Республики Сербия. Раскрытия, относящиеся к капитализированным затратам, результатам деятельности, связанной с добычей нефти и газа, не включают соответствующую информацию о дочерней компании NIS.

Ниже представлена информация по затратам на разведку и разработку месторождений нефти и газа:

Показатели 31 декабря 2016 г. 31 декабря 2015 г.
Консолидируемые дочерние компании и доля в совместных операциях    
Недоказанные нефтегазовые активы 68 046 78 442
Доказанные нефтегазовые активы 1 424 023 1 199 223
Минус: накопленный износ, истощение и амортизация (537 277) (474 857)
Чистые капитализированные затраты на основные средства, связанные с разведкой и добычей нефти и газа 954 792 802 808
Доля в ассоциированных и совместных предприятиях    
Доказанные нефтегазовые активы 538 829 472 931
Минус: накопленный износ, истощение и амортизация (135 809) (101 596)
Чистые капитализированные затраты на основные средства, связанные с разведкой и добычей нефти и газа 403 020 371 335
Итого капитализированные затраты консолидируемых дочерних компаний и ассоциированных и совместных предприятиях 1 357 812 1 174 143

Ниже представлены затраты, связанные с приобретением прав на геологоразведку и разработку участков недр, а также разведкой и разработкой запасов нефти и газа за годы, закончившиеся 31 декабря:

Показатели 31 декабря 2016 г. 31 декабря 2015 г.
Консолидируемые дочерние компании и доля в совместных операциях    
Затраты на геологоразведку 1 195 922
Затраты на разработку 234 925 242 400
Понесенные затраты 236 120 243 322
Доля в компаниях, учитываемых по методу долевого участия    
Затраты на геологоразведку 533 311
Затраты на разработку 65 898 55 792
Итого затраты, понесенные консолидируемыми обществами и компаниями, учитываемыми по методу долевого участия 302 551 299 425

Результаты деятельности, связанной с добычей нефти и газа, за годы, закончившиеся:

Показатели  31 декабря 2016 г. 31 декабря 2015 г.
Консолидируемые дочерние компании и доля в совместных операциях    
Выручка:    
продажи 165 153 120 476
передача 432 301 426 604
Итого выручка 597 454 547 080
Затраты на добычу (96 835) (99 138)
Расходы на геологоразведку (1 195) (922)
Износ истощение и амортизация (83 199) (70 978)
Налоги, кроме налога на прибыль (206 338) (268 750)
Прибыль от операций по добыче до налогообложения 209 887 107 292
Расходы по налогу на прибыль (27 606) (19 211)
Результаты операций по деятельности, связанной с добычей нефти и газа 182 281 88 081
Доля в компаниях, учитываемых по методу долевого участия    
Итого выручка 172 288 165 500
Затраты на добычу (21 607) (19 521)
Расходы на геологоразведку (533) (311)
Износ, истощение и амортизация (27 636) (24 046)
Налоги, кроме налога на прибыль (65 619) (64 248)
Прибыль от операций по добыче до налогообложения 56 893 57 374
Расход по налогу на прибыль (4 301) (5 274)
Результаты операций по деятельности, связанной с добычей нефти и газа 52 592 52 100
Итого результаты операций по деятельности, связанной с добычей нефти и газа по консолидируемым обществам и компаниям, учитываемым по методу долевого участия 234 873 140 181

Объемы доказанных запасов нефти и газа

Доказанными запасами считаются оценочные объемы сырой нефти и газа, которые согласно геологическим или инженерным данным с достаточной степенью уверенности будут извлечены в будущем исходя из известных залежей при существующих экономических и операционных условиях. В некоторых случаях для извлечения таких доказанных запасов потребуются значительные дополнительные вложения в новые скважины и сопутствующее дополнительное оборудование. В связи с присущей неопределенностью и ограниченностью данных о залежах оценки запасов в недрах земли могут меняться, по мере того как становятся доступными дополнительные сведения.

Доказанными разработанными запасами являются запасы, которые предполагается извлечь из существующих скважин при существующем оборудовании и методах добычи. Доказанные неразработанные запасы – это те запасы, которые предполагается извлечь в результате будущих вложений в бурение новых скважин, оснащение существующих скважин и (или) на оборудование по сбору и подъему добытой нефти из существующих и будущих скважин.

Ниже представлена информация об общих объемах доказанных запасов сырой нефти и газа (в млн баррелей и млрд куб. футов соответственно) согласно оценке независимых инженеров – оценщиков запасов DeGolyer & MacNaughton.

Доказанные запасы нефти, млн барр. 31 декабря 2016 г. 31 декабря 2015 г.
Консолидируемые дочерние компании и доля в совместных операциях    
На начало года 4 842 5 051
Добыча (343) (315)
Приобретение новых запасов
Пересмотр предыдущих оценок 354 106
На конец года 4 853 4 842
Доля меньшинства в доказанных запасах (30) (27)
Доказанные запасы, скорректированные на долю меньшинства 4 823 4 815
Доказанные разработанные запасы 2 707 2 573
Доказанные неразработанные запасы 2 146 2 270
Доля в компаниях, учитываемых по методу долевого участия    
На начало года 1 414 1 362
Добыча (95) (92)
Приобретение новых запасов 73
Пересмотр предыдущих оценок 132 71
На конец года Включая неконтролирующую долю участия в  «Газпром Ресурс Нортгаз» (82 %). 1 451 1 414
Доказанные разработанные запасы 707 681
Доказанные неразработанные запасы 744 734
Итого доказанные запасы консолидируемых обществ и компаний, учитываемых по методу долевого УЧАСТИЯ, НА КОНЕЦ ГОДА 6 304 6 256
Доказанные запасы газа, млрд куб. футов 31 декабря 2016 г. 31 декабря 2015 г.
Консолидируемые дочерние компании и доля в совместных операциях    
На начало года 6 137 6 321
Добыча (516) (479)
Приобретение новых запасов
Пересмотр предыдущих оценок 766 295
На конец года 6 387 6 137
Доля меньшинства в доказанных запасах (41) (51)
Доказанные запасы, скорректированные на долю меньшинства 6 346 6 086
Доказанные разработанные запасы 4 261 3 598
Доказанные неразработанные запасы 2 126 2 539
Доля в компаниях, учитываемых по методу долевого участия    
На начало года 13 357 10 188
Добыча (622) (557)
Приобретение новых запасов 3 202
Пересмотр предыдущих оценок 466 524
На конец года Включая неконтролирующую долю участия в  «Газпром Ресурс Нортгаз» (82 %). 13 201 13 357
Доказанные разработанные запасы 7 254 6 846
Доказанные неразработанные запасы 5 947 6 511
Итого доказанные запасы консолидируемых обществ и компаний, учитываемых по методу долевого участия, на конец года 19 588 19 494

Стандартизированный показатель дисконтированных будущих чистых денежных потоков и изменения, связанные с доказанными запасами нефти и газа

Расчетные будущие поступления денежных средств от добычи нефти и газа рассчитываются путем применения средних цен на нефть и газ, действующих на первое число каждого из 12 месяцев перед отчетной датой, к объемам расчетных чистых доказанных запасов компании на конец года. При таком расчете корректировки на изменения в ценах будущих периодов ограничиваются изменениями, оговоренными в контрактах, действовавших на конец каждого отчетного периода. Затраты будущих периодов на разработку и добычу представляют собой оценочные затраты будущих периодов, необходимые для разработки и добычи доказанных запасов, рассчитанные с применением индексов цен, при этом делается допущение о сохранении экономических условий, существующих на конец года. Оценочный налог на прибыль будущих периодов рассчитывается с применением налоговых ставок, действовавших на конец года. Эти ставки отражают разрешенные вычеты и налоговые льготы и применяются к оценочным будущим денежным потокам до налогообложения за вычетом налоговой базы соответствующих активов. Дисконтированные будущие чистые денежные потоки рассчитываются с применением 10 %-ной ставки дисконтирования. Дисконтирование требует последовательных ежегодных оценок периода, в котором возникают расходы будущих периодов и будут извлечены запасы нефти и газа.

Информация, представленная в таблицах ниже, не является оценкой руководства прогнозируемых будущих денежных потоков Группы или стоимости доказанных нефтегазовых запасов. Оценки доказанных запасов не являются точными и изменяются по мере получения новой информации. Кроме того, в расчеты не включаются возможные и вероятные запасы, которые в будущем могут перейти в категорию доказанных запасов. Рассчитанные показатели не должны использоваться в качестве точной величины будущих денежных потоков Группы или стоимости ее запасов нефти и газа.

Показатели  31 декабря 2016 г. 31 декабря 2015 г.
Консолидируемые дочерние компании и доля в совместных операциях    
Поступление денежных средств будущих периодов 9 962 668 10 101 648
Затраты будущих периодов на добычу (5 236 343) (6 506 491)
Затраты будущих периодов на разработку (771 656) (804 747)
Налог на прибыль будущих периодов (545 985) (428 252)
Чистые потоки денежных средств будущих периодов 3 408 684 2 362 158
Движения денежных средств с учетом 10 %-ной ставки дисконтирования (1 759 813) (1 237 504)
Стандартизированная оценка дисконтированных будущих чистых денежных потоков 1 648 871 1 124 654
Доля в компаниях, учитываемых по методу долевого участия    
Поступление денежных средств будущих периодов 3 305 653 3 560 911
Затраты будущих периодов на добычу (1 590 138) (1 840 372)
Затраты будущих периодов на разработку (240 299) (231 270)
Налог на прибыль будущих периодов (241 235) (243 400)
Чистые потоки денежных средств будущих периодов 1 233 981 1 245 869
Движения денежных средств с учетом 10 %-ной ставки дисконтирования (734 334) (752 451)
Стандартизированная оценка дисконтированных будущих чистых движений денежных средств 499 647 493 418
Итого стандартизированная оценка дисконтированных будущих чистых денежных потоков по консолидируемым обществам и компаниям, учитываемым по методу долевого участия 2 148 518 1 618 072