ПАО «Транснефть». Годовые отчёты за 2016-2008 год

Положение в отрасли

стратеГия развития

Финансовый обзор

Устойчивое развитие

КорПоративное УПравление

исПолнение ПорУчений Президента и Правительства российсКой Федерации

ТРАНСНЕФТЬ

междУнародная
ассоциация
трансПортировщиКов
неФти

В 2016 г. продолжила практическую
работу Международная ассоциация
транспортировщиков нефти (далее –
Ассоциация или МАТН), учрежден-
ная в 2013 г. в Праге (Чешская

Республика) с целью углубления
сотрудничества и развития новых
направлений деятельности в сфере
трубопроводного транспорта нефти
и нефтепродуктов.

Члены объединения по состоянию на 31.12.2016

Компания

Место регистрации

Период членства

АО «МЕРО ЧР»

Чешская Республика

С декабря 2013 г.

ПАО «Транснефть»

Российская Федерация

С января 2015 г.

АО «Транспетрол»

Словацкая Республика

С апреля 2015 г.

ОАО «Гомельтранснефть Дружба»

Республика Беларусь

С апреля 2015 г.

АО «МОЛ»

Венгрия

С апреля 2015 г.

АО «КазТрансОйл»

Республики Казахстан

С сентября 2015 г.

Китайская национальная нефтегазовая корпорация

Китайская Народная Республика

С мая 2016 г.

Наблюдатель объединения по со-
стоянию на 31.12.2016 – КТК.

В 2016 г. состоялись два заседа-
ния Правления Ассоциации, в ходе
которых рассмотрены результаты
деятельности трех постоянных
экспертных групп МАТН (по энерго-
эффективности, по поставкам и по
юридическим вопросам).

В 2016 г. члены Ассоциации:
• утвердили Положение МАТН

о Постоянной экспертной группе
по энергоэффективности;

• согласовали первую версию

«Методики проведения бенч-
маркинга энергоэффективности
объектов транспорта», а также

«Бенчмаркинг энергоэффектив-
ности членов Международной
ассоциации транспортировщиков
нефти. Порядок организации
и выполнения», разработанные
организацией системы «Транс-
нефть» ООО «НИИ Транснефть».
Исследования будут проводиться
дважды в год, начиная с янва-
ря 2017 г., и будут направлены
на снижение операционных
затрат участников бенчмаркинга
и повышение энергоэффектив-
ности объектов магистрального
транспорта нефти и нефтепро-
дуктов;

• согласовали Формы обмена

информацией о планируемой за-
грузке транспортных мощностей

Положение в отрасли

стратеГия развития

Финансовый обзор

Устойчивое развитие

КорПоративное УПравление

исПолнение ПорУчений Президента и Правительства российсКой Федерации

Годовой отчет 2016

членов МАТН для использования
при планировании грузопото-
ков в 2017 г. Поручили членам
Постоянной экспертной группы
МАТН по юридическим вопросам
проработать Формы с учетом
положений, норм и принципов

действующего антимонопольного
законодательства, а также разра-
ботать формулировку основных
прав и обязанностей, вытекаю-
щих из такого информационного
обмена.

заседания

Правления Международной
ассоциации транспортировщиков
нефти в 2016 г.

Годовой отчет 2016

8,6

на

не менее

млн т/год
пропускная способность
нефтепровода Заполярье – Пурпе,
введенного в эксплуатацию в 2016 г.

млн т/год
пропускная способность
нефтепровода Куюмба – Тайшет,
введенного в эксплуатацию в 2016 г.

планируется снижение
операционных затрат
в 2017 г.

доля российской продукции,
запланированнная
к применению к 2020 г.

Основные направления развития 38

Стратегия развития

Долгосрочная программа
развития

Аудит реализации Долгосрочной
программы развития

Изменения в Стратегии
и Долгосрочной программе
развития

Система ключевых показателей
эффективности (КПЭ)

Основные инвестиционные
проекты

Выполнение Программы
развития в 2016 г.

Повышение операционной
эффективности

Инновационное развитие

Программа отчуждения
непрофильных активов

Положение в отрасли

стратеГия развития

Финансовый обзор

Устойчивое развитие

КорПоративное УПравление

исПолнение ПорУчений Президента и Правительства российсКой Федерации

ТРАНСНЕФТЬ

основные
наПравления развития

Стратегия развития
Долгосрочная программа развития

ИнновацИИ

Применение современных передовых отраслевых
технологий; использование оборудования, изготов-
ленного на территории России

надежность

Снижение аварийности на магистральных
трубопроводах; сохранение показателя
содержания серы в нефти; развитие социальных
гарантий для работников

ЭкологИя

Снижение удельных выбросов; обеспечение
экологической безопасности; исключение сброса
недостаточно очищенных сточных вод

ЭффектИвность

Сокращение затрат при строительстве
и эксплуатации трубопроводов; эффективное
использование энергетических ресурсов;

повышение

производительности труда

2016

2017

2018

2019

2020

РазвИтИе И модеРнИзацИя

для полного обеспеченИя потРебностей
в тРанспоРтИРовке

системы магистрального трубопроводного транспорта

нефти и нефтепродуктов в России и на экспорт

Заполярье – Пурпе

Куюмба – Тайшет

Проект «Север»
(1-й этап)

Сковородино – Мохэ

Проект «Юг»
(1-й этап)

Проект «Север» (2-й этап)

Проект «Юг» (2-й этап)

Реконструкция системы
для увеличения транс-
портировки нефтепродук-
тов в Московский регион

Сковородино –
Козьмино

Тайшет –
Сковородино

Положение в отрасли

стратеГия развития

Финансовый обзор

Устойчивое развитие

КорПоративное УПравление

исПолнение ПорУчений Президента и Правительства российсКой Федерации

Годовой отчет 2016

РазвИтИе И модеРнИзацИя

Строительство нефтепровода Заполярье – Пурпе

Пропускная способность до 32 млн т/год с вводом в эксплуа-
тацию в 2016 г. (выполнено)

Строительство нефтепровода Куюмба – Тайшет

Пропускная способность до 8,6 млн т/год с вводом в эксплуа-
тацию в 2016 г. (выполнено)

Увеличение пропускной способности трубопроводной системы
ВСТО на участке Тайшет – Сковородино

До 80 млн т/год с вводом в эксплуатацию в 2020 г.

Увеличение пропускной способности трубопроводной системы
ВСТО на участке Сковородино – Козьмино

До 50 млн т/год в 2019 г.

Расширение МН Сковородино – Мохэ

до 30 млн т/год в 2017 г.

Строительство продуктопровода «Юг»

Пропускная способность 6 млн т/год с поэтапным завершени-
ем в 2017 г. и 2018 г.

Увеличение пропускной способности продуктопровода «Север»

1-й этап – до 15 млн т/год в 2016 г. (завершено);
2-й этап – до 25 млн т/год в 2018 г.

Реконструкция системы магистральных трубопроводов для уве-
личения объемов транспортировки нефтепродуктов в Москов-
ский регион

Позволит увеличить объем транспортировки светлых неф-
те продуктов и расширение номенклатуры автомобильных
бензинов для потребителей Московского региона

Отдельные ключевые показатели эффективности*

ИнновацИИ

Объем финансирования инновационных проектов, включая
НИОКР, за счет собственных средств в процентах к выручке
ПАО «Транснефть» за услуги по транспортировке нефти (по РСБУ)

Не менее 1,41 % в 2017 г.

ЭффектИвность

Снижение удельного потребления электроэнергии

На транспорт нефти на 0,5 % в 2017 г.

Снижение операционных затрат

Снижение на 2 % в 2017 г.

Повышение производительности труда

0,88 % в 2017 г.

Рентабельность инвестированного капитала (коэффициент ROIC)

Не менее 7 % в 2017 г.

надежность

Снижение аварийности на магистральных трубопроводах

Не более 0,086 аварий/1 000 км в 2017 г.

ЭкологИя

Снижение удельного выброса загрязняющих веществ в атмосфе-
ру при транспортировке нефти и нефтепродуктов по магистраль-
ным трубопроводам

На 1 % в 2017 г.

* Состав и значения ключевых показателей эффективности представлены
в разделе «Система ключевых показателей эффективности (КПЭ)».

Положение в отрасли

стратеГия развития

Финансовый обзор

Устойчивое развитие

КорПоративное УПравление

исПолнение ПорУчений Президента и Правительства российсКой Федерации

ТРАНСНЕФТЬ

стратеГия развития

Стратегия ПАО «Транснефть» на пе-
риод до 2020 г. (далее – Страте-
гия) утверждена решением Совета
директоров ПАО «Транснефть» от
19.11.2014 (протокол № 23).

Цель Стратегии – развитие и модер-
низация системы магистрального тру-
бопроводного транспорта Российской
Федерации для полного обеспечения
потребностей в транспортировке
нефти и нефтепродуктов на внутрен-
нем рынке и экспортных направлениях
на основе:
• применения оборудования,

изготовленного на территории
Российской Федерации;

• применения современных

передовых отраслевых техноло-
гий, обеспечивающих высокий
уровень надежности, промыш-
ленной и экологической безо-
пасности;

• обеспечения доходов от транс-

портировки нефти и нефтепро-
дуктов в объеме, необходимом
и достаточном для реализации
программы развития, техническо-
го перевооружения и реконструк-
ции объектов магистральных
трубопроводов.

Стратегией ПАО «Транснефть» на пе-
риод до 2020 г. предусмотрено:
• увеличение пропускной способ-

ности ТС ВСТО-I до 80 млн т и ТС
ВСТО-II до 50 млн т;

• строительство нефтепроводов

для обеспечения приема в систе-
му нефти с новых месторождений
Ямало-Ненецкого автономного
округа и Красноярского края;

• увеличение пропускной способ-

ности нефтепродуктопровода
«Север» до 25 млн т/год в целях
перенаправления объемов
нефтепродуктов с зарубежных
портов;

• обеспечение диверсификации по-

ставок нефтепродуктов с открытием
нового направления на юге России
со строительством МНПП на участке
Волгоград – Новороссийск;

• снижение применения импортной

продукции до 3 %;

• обеспечение транспортировки

нефтепродуктов от вновь подклю-
чаемых НПЗ;

• снижение аварийности на ма-

гистральных трубопроводах до
показателя 0,072 аварий в год
на 1 000 км эксплуатируемых тру-
бопроводов;

• полное исключение сброса недо-

статочно очищенных сточных вод;

• сохранение показателя содержа-

ния серы в нефти, перекачиваемой
по системе ПАО «Транснефть»,
в пределах, установленных схемой
нормальных грузопотоков;

• сокращение затрат при строитель-

стве и эксплуатации трубопрово-
дов, поддержание оптимального
уровня затрат для потребителей
услуг.

Цель Стратегии – развитие и модернизация системы
магистрального трубопроводного транспорта Россий-
ской Федерации для полного обеспечения потреб-
ностей в транспортировке нефти и нефтепродуктов
на внутреннем рынке и экспортных направлениях

Положение в отрасли

стратеГия развития

Финансовый обзор

Устойчивое развитие

КорПоративное УПравление

исПолнение ПорУчений Президента и Правительства российсКой Федерации

Годовой отчет 2016

долГосрочная
ПроГрамма развития

мероприятия программы дпР

Развитие и модернизация

Увеличение мощности системы магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов для
обеспечения транспортировки нефти, в соответствии с планируемыми объемами добычи нефти
на эксплуатируемых и новых месторождениях нефтяных компаний и объемами переработки
нефтепродуктов на существующих и новых НПЗ

Инновации

Инновационное развитие производственной деятельности

Эффективность

Повышение энергоэффективности за счет реализации мероприятий по экономии энергетических
ресурсов

Сокращение затрат при строительстве и эксплуатации трубопроводов

Обеспечение производительности труда на уровне лучших зарубежных
трубопроводных компаний

надежность

Обеспечение надежности эксплуатируемой системы магистральных нефтепроводов и нефтепро-
дуктопроводов путем проведения реконструкции на основе результатов диагностики и модерни-
зации основных фондов

Развитие социальных гарантий работников Компании

Экология

Повышение экологической и промышленной безопасности производственных объектов Компании

Долгосрочная программа развития ПАО «Транснефть»
на период до 2020 г. разработана в соответствии
со Стратегией ПАО «Транснефть» и утверждена решени-
ем Совета директоров ПАО «Транснефть» от 19.11.2014
(протокол № 23)

Положение в отрасли

стратеГия развития

Финансовый обзор

Устойчивое развитие

КорПоративное УПравление

исПолнение ПорУчений Президента и Правительства российсКой Федерации

ТРАНСНЕФТЬ

аУдит реализации
долГосрочной ПроГраммы
развития

Акционерным обществом «КПМГ»
произведена аудиторская про-
верка реализации Долгосрочной
программы развития ПАО «Транс-
нефть» за 2016 г. По итогам
произведенной проверки полу-
чено Заключение о проведении
аудиторской проверки реализации
Долгосрочной программы разви-
тия ПАО «Транснефть».

По результатам проведенных процедур
аудитор полагает, что Отчет о реа-
лизации Долгосрочной программы
развития ПАО «Транснефть» за 2016 г.
был подготовлен во всех существенных
отношениях в соответствии с требова-
ниями применимого законодательства,
стандартами, внутренними норматив-
ными актами ПАО «Транснефть» и не
содержит существенных отклонений.

№

Наименование показателя

Единица

измерения

2015

2016

факт

план

факт

Грузооборот нефти

млрд ткм

1 185,0

1 190,2

1 219,1

Объем транспортировки нефтепродуктов по системе МНПП

млн т

32,2

32,3

33,1

Значение удельного потребления электроэнергии,
транспорт нефти

тыс. кВт·ч/

млн ткм

11,16

11,04

11,03

Значение удельного потребления электроэнергии, транспорт
нефтепродуктов

тыс. кВт·ч/

млн ткм

15,55

15,47

15,17

Повышение производительности труда

10,2

1,7

5,6

Удельные операционные затраты по транспортировке нефти
на 100 ткм грузооборота

руб. / 100 ткм

16,46

17,92

17,68

Отношение общего долга
(Total Debt) к операционной прибыли (EBITDA)

–

2,3

Не более

2,5

1,7

Рентабельность по чистой прибыли (без учета влияния
инвестиционной составляющей и курсовых разниц)

22,9

25,4

28,9

Объем снижения капитальных затрат

млн руб.

5 942,3

8 588

8 920,9

10. Объем снижения операционных затрат

млн руб.

4 113

4 604

9 167

11. Объем финансирования инновационных проектов, включая

НИОКР, за счет собственных средств в процентах к выручке
ПАО «Транснефть» за услуги по транспортировке нефти (по РСБУ)

1,4

Аудитор полагает, что полученные
доказательства являются достаточны-
ми и надлежащими, чтобы обеспечить
основание для указанного вывода.

В таблице представлена информа-
ция по достижению ряда показате-
лей Транснефти в 2016 г., а также их
сравнение с фактическими значени-
ями в 2015 г.

Положение в отрасли

стратеГия развития

Финансовый обзор

Устойчивое развитие

КорПоративное УПравление

исПолнение ПорУчений Президента и Правительства российсКой Федерации

Годовой отчет 2016

изменения в стратеГии
и долГосрочной ПроГрамме
развития

В 2016 г. была осуществлена кор-
ректировка ДПР. Скорректированная
ДПР согласована Минэнерго России,
Минэкономразвития России, Роси-
муществом, Минвостокразвития
России, Экспертным Советом при
Правительстве Российской Федера-
ции и утверждена решением Совета
директоров ПАО «Транснефть» от
30.12.2016 (протокол № 27).

Корректировка ДПР выполнена по
следующим основным причинам:

1. Продление срока действия ДПР

до 2021 г. в соответствии с требо-
ванием Методических рекоменда-
ций по разработке долгосрочных
программ развития стратеги-
ческих акционерных обществ
и федеральных государственных
унитарных предприятий, а также
открытых акционерных обществ,
доля Российской Федерации
в уставных капиталах которых
в совокупности превышает пять-
десят процентов.

2. Включение в состав ДПР раздела

по развитию Дальневосточного
федерального округа в соответ-
ствии с подпунктом «б» пункта 6
поручения Правительства Россий-
ской Федерации от 30.09.2016
№ ДМ-П16-6658 (директивы Пра-
вительства Российской Федера-
ции от 28.06.2016 № 4531п-П13).

3. Корректировка Программы раз-

вития, технического перевоору-
жения и реконструкции объектов
магистральных трубопроводов,
входящей в состав ДПР.

4. Корректировка показателя сниже-

ния удельного выброса загряз-
няющих веществ в атмосферу
и показателя сокращения сброса
загрязненных сточных вод.

5. Корректировка показателя ава-

рийности.

6. Корректировка Программы лока-

лизации производства аналогов
импортной продукции на терри-
тории Российской Федерации для
магистрального трубопроводного
транспорта нефти и нефтепродук-
тов, входящей в состав ДПР.

В 2016 г. осуществлена корректировка ДПР. Cкорректирован-
ная ДПР согласована Минэнерго России, Минэконом развития
России, Росимуществом, Минвостокразвития России, Экс-
пертным Советом при Правительстве Российской Федерации
и утверждена решением Совета директоров ПАО «Транс-
нефть» от 30.12.2016

Положение в отрасли

стратеГия развития

Финансовый обзор

Устойчивое развитие

КорПоративное УПравление

исПолнение ПорУчений Президента и Правительства российсКой Федерации

ТРАНСНЕФТЬ

система Ключевых
ПоКазателей
эФФеКтивности (КПэ)

При подведении итогов производ-
ственно-хозяйственной деятельно-
сти ПАО «Транснефть» за 2016 г.
применяется Cистема ключевых
показателей эффективности (да-
лее – Система КПЭ), утвержденная
Советом директоров ПАО «Транс-
нефть» 23.12.2015 (протокол № 32),
в составе следующих показателей
с установленными целевыми значе-
ниями на 2016 г.:

«Интегральный показатель надежно-
сти, экологической и промышленной
безопасности системы магистральных
трубопроводов» – плановое значение
100 %, в состав показателя входят:
• «Удельная аварийность на ма-

гистральных трубопроводах» –
0,087 аварии / 1 000 км в год

;

• «Снижение удельного выброса

загрязняющих веществ в атмос-
феру при транспортировке нефти
и нефтепродуктов по магистраль-
ным трубопроводам» – 1 %;

«Интегральный показатель эффек-
тивности операционной деятель-
ности» – плановое значение 100 %,
в состав показателя входят:
• «Процент снижения операционных

затрат» – 2 %;

• «Снижение в сопоставимых

условиях удельного потребления
электроэнергии для транспорти-
ровки нефти по магистральным
трубопроводам» – 1 %;

• «Повышение производительности

труда при транспортировке нефти
и нефтепродуктов» – 1,7 %;

«Интегральный показатель эффек-
тивности инвестиционной дея-
тельности по Программе развития,
технического перевооружения и ре-
конструкции объектов магистраль-
ных трубопроводов» – плановое
значение 100 %, в состав показателя
входят:
• «Исполнение плана финанси-

рования Программы разви-
тия» – 326 313 млн руб. (с НДС);

• «Исполнение плана освоения ка-

питальных вложений по Програм-
ме развития» – 318 047 млн руб.
(без НДС);

• «Исполнение Плана мероприя-

тий по снижению капитальных
затрат по Программе развития» –
8 588 млн руб.;

• «Исполнение сроков реализации

Инвестиционных проектов» – 4 ед.;

• «Комплексный показатель ис-

полнения физических объемов
работ в рамках реализации Про-
граммы ТПР» – плановое значе-
ние 100 %, в состав показателя
входят:

• «Исполнение плана по замене

трубы на линейной части» –
1 482 км;

• «Исполнение плана по стро-

ительству и реконструкции
резервуаров» – 63 ед.;

«Интегральный показатель эффек-
тивности инновационной деятель-
ности» – плановое значение 100 %,
в состав показателя входят:
• «Объем финансирования инно-

вационных проектов, включая

1. Приведено уточненное значение показателя аварийности на магистральных трубопроводах Транснефти, обусловленное фактическим показателем

аварийности за 2014–2015 гг. Плановое значение показателя аварийности на магистральных нефтепроводах и нефтепродуктопроводах на 2016 г.,
принятое 28.10.2015 решением Совета директоров ПАО «Транснефть», составляло 0,142 аварии / 1 000 км в год.

100

степень достижения всех ключевых
показателей эффективности в 2016 г.,
кроме показателя «Исполнение плана
освоения капитальных вложений
по Программе развития»

Положение в отрасли

стратеГия развития

Финансовый обзор

Устойчивое развитие

КорПоративное УПравление

исПолнение ПорУчений Президента и Правительства российсКой Федерации

Годовой отчет 2016

НИОКР, за счет собственных
средств в процентах к выруч-
ке ПАО «Транснефть» за услуги
по транспортировке нефти (по
РСБУ)» – 1,4 %;

• «Количество охранных документов

по результатам интеллектуальной
деятельности, полученных за рас-
четный период и предыдущие два
года» – 90 шт.;

• «Комплексный эффект от вну-

тренней коммерциализации ин-
новационных проектов, включая
НИОКР, за расчетный период
и предыдущие два года в про-
центах к выручке ПАО «Транс-
нефть» за услуги по транспорти-
ровке нефти (по РСБУ)» – 1,45 %;

• «Показатель качества актуали-

зированной ПИР (в год ее актуа-
лизации) / показатель качества
выполнения ПИР (в последующие
годы)» – 70 %;

«Отношение общего долга (Total
Debt) к EBITDA» – не более 2,5;

«Комплексный показатель выполне-
ния дополнительных КПЭ, установ-
ленных директивами и поручениями
акционера, Президента и Прави-
тельства Российской Федерации» –
плановое значение 100 %, в состав
показателя входят:
• «Коэффициент рентабельности

инвестированного капитала
(ROIC)» – 7 %;

• «Объем дивидендов» –

2 934 млн руб.;

• «Доля прямых закупок у субъек-

тов малого и среднего предприни-
мательства» – 10 %.

Степень достижения всех ключе-
вых показателей эффективности
в 2016 г. оценивается в 100 %
в связи с полученными более
высокими результатами по сравне-
нию с установленными целевыми
значениями. Исключением являет-
ся показатель «Исполнение плана
освоения капитальных вложений
по Программе развития», отрица-
тельное отклонение по которому
в размере –1,3 % возникло по
причине корректировки графиков
выполнения строительно-монтаж-
ных работ (СМР) по ряду инвести-
ционных проектов без изменения
сроков их завершения.

При рассмотрении Советом дирек-
торов вопроса об установлении
плановых значений ключевых
показателей эффективности хозяй-
ственной деятельности ПАО «Транс-
нефть» на 2017 г. Система КПЭ
была актуализирована. Основные
изменения, вносимые в Систему
КПЭ ПАО «Транснефть», связаны
с перераспределением весов клю-
чевых показателей эффективности
во исполнение требования Росиму-
щества об увеличении веса клю-
чевого показателя эффективности
«Процент снижения операционных
затрат» до 10 % в Системе КПЭ.

Кроме того, КПЭ «Доля прямых за-
купок у субъектов малого и средне-
го предпринимательства» заменя-
ется на аналогичный по общему
содержанию показатель «Годовой
объем закупок у субъектов малого
и среднего предпринимательства»,

328,1

млрд руб.

КПЭ «Исполнение плана
финансирования Программы развития
на 2017 г.»

Положение в отрасли

стратеГия развития

Финансовый обзор

Устойчивое развитие

КорПоративное УПравление

исПолнение ПорУчений Президента и Правительства российсКой Федерации

ТРАНСНЕФТЬ

изменение наименования и алго-
ритма расчета КПЭ обусловлено
признанием утратившим силу Распо-
ряжения Правительства Российской
Федерации от 29.05.2013 № 867-р.

Усовершенствованная Система
ключевых показателей эффектив-
ности хозяйственной деятельности
ПАО «Транснефть» утверждена
решением Совета директоров
ПАО «Транснефть» от 30.11.2016
(протокол № 23), соответствующие
плановые значения КПЭ на 2017 г.
утверждены решением Совета
директоров ПАО «Транснефть» от
12.12.2016 (протокол № 25) для
следующих показателей:

«Интегральный показатель надежно-
сти, экологической и промышленной
безопасности системы магистраль-
ных трубопроводов» – плановое
значение 100 %, в состав показателя
входят:
• «Удельная аварийность на ма-

гистральных трубопроводах» –
0,086 аварии / 1 000 км в год;

• «Снижение удельного выброса

затрат» – 2 %;

• «Снижение в сопоставимых

условиях удельного потребления
электроэнергии для транспорти-
ровки нефти по магистральным
трубопроводам» – 0,5 %;

• «Повышение производительности

труда при транспортировке нефти
и нефтепродуктов» – 0,88 %;

«Интегральный показатель эффек-
тивности инвестиционной дея-
тельности по Программе развития,
технического перевооружения и ре-

конструкции объектов магистраль-
ных трубопроводов» – плановое
значение 100 %, в состав показателя
входят:
• «Исполнение плана финансиро-

вания Программы развития» –
328 062 млн руб. (с НДС);

• «Исполнение плана освоения ка-

питальных вложений по Програм-
ме развития» – 278 666 млн руб.
(без НДС);

• «Исполнение Плана мероприя-

тий по снижению капитальных
затрат по Программе развития» –
4 911 млн руб.;

• «Исполнение сроков реализации

Инвестиционных проектов» – 7 ед.;

• «Комплексный показатель испол-

нения физических объемов работ
в рамках реализации Программы
ТПР» – плановое значение 100 %,
в состав показателя входят:

• «Исполнение плана по замене

трубы на линейной части» –
1 006 км;

• «Исполнение плана по стро-

ительству и реконструкции
резервуаров» – 63 ед.;

вационных проектов, включая
НИОКР, за счет собственных
средств в процентах к выручке
ПАО «Транснефть» за услуги
по транспортировке нефти (по
РСБУ)» – 1,41 %;

• «Количество охранных документов

по результатам интеллектуальной
деятельности, полученных за рас-
четный период и предыдущие два
года» – 91 шт.;

• «Комплексный эффект от внутрен-

ней коммерциализации инноваци-
онных проектов, включая НИОКР,
за расчетный период и преды-
дущие два года в процентах
к выручке ПАО «Транснефть» за
услуги по транспортировке нефти
(по РСБУ)» – 1,46 %;

КПЭ «Процент снижения
операционных затрат»
на 2017 г.

Положение в отрасли

стратеГия развития

Финансовый обзор

Устойчивое развитие

КорПоративное УПравление

исПолнение ПорУчений Президента и Правительства российсКой Федерации

Годовой отчет 2016

1. Показатель на 2017 г. не устанавливается, поскольку в 2017 г. актуализация Программы инновационного развития (ПИР) не осуществляется (ПИР

актуализирована в 2016 г. на период 2017–2021 гг.), оценка качества выполнения ПИР за 2017 г. (первый год реализации) предусмотрена в 2018 г.
(в соответствии с Методическими указаниями по ежегодной оценке реализации программ инновационного развития) и плановое значение показа-
теля будет включено в состав Системы КПЭ на 2018 г.

• «Показатель качества актуали-

зированной ПИР (в год ее актуа-
лизации) / показатель качества
выполнения ПИР (в последующие
годы)» – х

;

«Отношение общего долга (Total
Debt) к EBITDA» – не более 2,5;

«Комплексный показатель выполне-
ния дополнительных КПЭ, установ-
ленных директивами и поручениями

акционера, Президента и Пра-
вительства Российской Федера-
ции» – плановое значение 100 %,
в состав показателя входят:
• «Коэффициент рентабельности

инвестированного капитала
(ROIC)» – не менее 7 %;

• «Объем дивидендов» –

30 130 млн руб.;

• «Годовой объем закупок у субъ-

ектов малого и среднего пред-
принимательства» –18 %.

Положение в отрасли

стратеГия развития

Финансовый обзор

Устойчивое развитие

КорПоративное УПравление

исПолнение ПорУчений Президента и Правительства российсКой Федерации

ТРАНСНЕФТЬ

Самотлор

ГНПС №1 «Заполярье»

НПС №2 «Ямал»

160 тыс. м

200 тыс. м

80 тыс. м

358 км

НПС «Пурпе»

НПС «Рыбинское»

НПС «Замзор»

Кемерово

ГНПС №1
«Куюмба»

НПС «Тайшет»

НПС №2

НПС №3

НПС №4

НПС
«Орловка»

80 тыс. м

Действующий нефтепровод
Построенный МН Заполярье – Пурпе
Построенные НПС
Реконструированная НПС
Построенные резервуары

Действующий нефтепровод
Действующие НПС
Построенный МН Куюмба – Тайшет
Построенные НПС
НПС 2-го этапа строительства
Реконструированная НПС
Построенные резервуары

основные
инвестиционные
ПроеКты

тРубопРоводная сИстема
заполяРье – пуРпе – самотлоР

цель проекта
Обеспечение приема нефти в сис-
тему магистральных нефтепро-
водов с новых месторождений
Ямало-Ненецкого автономного
округа и севера Красноярского края,
Уренгойской группы месторождений
(ПАО «Газпром»), Русского, Восточ-
но-Уренгойского месторождений
(ПАО «НК «Роснефть»), место-
рождений Большехетской впадины
(ПАО «ЛУКОЙЛ»), Западно-Мессоях-
ского и Восточно-Мессояхского ме-
сторождений (ПАО «НК «Роснефть»,
ПАО «Газпром нефть») для дальней-
шей поставки на НПЗ Российской
Федерации, а также на экспорт.

основание реализации
Распоряжение Правительства Рос-
сийской Федерации от 22.04.2010
№ 635-р «О проектировании
и строительстве магистрального
нефтепровода «Заполярье – Пур-
пе – Самотлор», в редакции распо-
ряжений Правительства Российской
Федерации от 28.10.2010 № 1884-р,
от 18.11.2011 № 2068-р, от
24.11.2014 № 2345-р, предусматри-
вающее строительство нефтепрово-

да последовательно в два этапа по
мере развития и обустройства новых
месторождений.

первый этап
Строительство магистрального
нефте провода Пурпе – Самотлор про-
пускной способностью 25 млн т/год
и протяженностью 429 км с расши-
рением двух нефтеперекачивающих
станций и строительством новой
нефтеперекачивающей станции.

статус
Первый этап завершен. Объекты
введены в эксплуатацию в 2011 г.

второй этап
Строительство магистрального
нефтепровода Заполярье – Пур-
пе пропускной способностью
32 млн т/год (с возможностью
увеличения пропускной способности
до 45 млн т/год) протяженностью
485 км, строительство двух новых
и расширение существующей нефте-
перекачивающей станции, строи-
тельство вспомогательных объектов
эксплуатации и инфраструктуры.

статус
Второй этап завершен. Объекты вве-
дены в эксплуатацию в IV кв. 2016 г.

Положение в отрасли

стратеГия развития

Финансовый обзор

Устойчивое развитие

КорПоративное УПравление

исПолнение ПорУчений Президента и Правительства российсКой Федерации

Годовой отчет 2016

Самотлор

ГНПС №1 «Заполярье»

НПС №2 «Ямал»

160 тыс. м

200 тыс. м

80 тыс. м

358 км

НПС «Пурпе»

НПС «Рыбинское»

НПС «Замзор»

Кемерово

ГНПС №1
«Куюмба»

НПС «Тайшет»

НПС №2

НПС №3

НПС №4

НПС
«Орловка»

80 тыс. м

магИстРальный нефтепРовод
куюмба – тайшет

цель проекта
Обеспечение приема в систему
магистральных нефтепрово-
дов Группы Транснефть нефти
новых месторождений Красно-
ярского края: Куюмбинского
(ПАО «НК «Роснефть», ПАО «Газпром
нефть») и Юрубчено-Тохомского
(ПАО «НК «Роснефть») для дальней-
шей поставки на НПЗ Российской
Федерации и на экспорт.

основание реализации
Распоряжения Правительства Рос-
сийской Федерации от 17.04.2012
№ 532-р (в редакции распоряже-
ния Правительства Российской
Федерации от 16.01.2016 № 31-р)
«О проектировании и строитель-
стве магистрального нефтепровода
от Куюмбинского и Юрубчено-То-
хомского месторождений по марш-
руту пос. Куюмба – ГНПС «Тайшет»
ТС ВСТО».

Проектом предусматривается строи-
тельство магистрального нефтепро-

вода Куюмба – Тайшет пропускной
способностью до 15 млн т/год,
реализация которого запланирована
в два этапа.

первый этап
Обеспечение пропускной способ-
ности нефтепровода в объеме
8,6 млн т/год. Строительство линей-
ной части (около 700 км), строитель-
ство двух новых и реконструкция од-
ной нефтеперекачивающих станции
с резервуарным парком.

статус
Первый этап завершен. Объекты вве-
дены в эксплуатацию в IV кв. 2016 г.

второй этап
Обеспечение пропускной способ-
ности нефтепровода в объеме
до 15 млн т/год. Строительство двух
нефтеперекачивающих станций,
строительство объектов технологи-
ческой связи и объектов внешнего
электроснабжения нефтеперекачи-
вающей станции № 4.

статус
Ввод в эксплуатацию в 2023 г.

ПАО «Транснефть». Годовые отчёты за 2016-2008 год - часть 3