ПАО «Транснефть». Годовой отчёт за 2018 год - часть 2

№

Система КПЭ

Единица измерения

План 

на 2018 год

Статус выполнения 

в 2018 году

План 

на 2019 год

3.5.1

Исполнение плана по замене трубы на линейной части

км

1 018

Выполнено

1 001

3.5.2 Исполнение плана по строительству и реконструкции 

резервуаров

ед.

57

Выполнено

80

4

Интегральный показатель эффективности 

инновационной деятельности

%

100

Выполнено

100

4.1

Финансирование инновационных проектов, 

включая НИОКР, за счет собственных средств 

в процентах к выручке ПАО «Транснефть» за услуги 

по транспортировке нефти (по РСБУ)

%

1,41

Выполнено

1,41

4.2

Количество охранных документов по результатам 

интеллектуальной деятельности, полученных 

за расчетный период и предыдущие два года

шт.

92

Выполнено

93

4.3

Комплексный эффект от внутренней 

коммерциализации инновационных проектов, 

включая НИОКР, за расчетный период и предыдущие 

два года в процентах к выручке ПАО «Транснефть» 

за услуги по транспортировке нефти (по РСБУ)

%

1,47

Выполнено

1,48

4.4

Показатель качества актуализированной 

Программы инновационного развития (ПИР) в год 

ее актуализации / показатель качества выполнения 

ПИР (в последующие годы)

%

90

Выполнено

90

Обеспечение финансовой устойчивости Компании

5

Отношение общего долга (Total Debt) к EBITDA

–

≤2,5

Выполнено

≤2,5

Обеспечение акционерного контроля и эффективного управления деятельностью

6

Комплексный показатель выполнения 

дополнительных КПЭ, установленных директивами 

и поручениями акционера, Президента 

и Правительства Российской Федерации

%

100

Выполнено

100

6.1

Коэффициент рентабельности инвестированного 

капитала (ROIC)

%

≥7

Выполнено

≥7

6.2

Дивиденды

млрд руб.

41,44

Выполнено

25,91

6.3

Годовой объем закупок у субъектов малого 

и среднего предпринимательства

%

18

Выполнено

18

Повышение 

операционной 

эффективности

ПАО «Транснефть» постоянно улучшает операционную эффек-

тивность. В Компании действует Программа повышения опе-

рационной эффективности и сокращения расходов, целевые 

показатели которой включены в систему КПЭ хозяйственной 

деятельности ПАО «Транснефть».

По итогам 2018 года все КПЭ были выполнены. Решением 

Совета директоров ПАО «Транснефть»

1

 была утверждена 

новая Программа повышения операционной эффективно-

сти и сокращения расходов ПАО «Транснефть» на период 

до 2023 года.

Согласно Программе, повышение операционной эффектив-

ности Компании идет одновременно по двум направлениям:

 

■

увеличение качества и количества услуг по транспорту 

нефти и нефтепродуктов;

 

■

увеличение эффективности использования ресурсов.

Направления Программы повышения операционной эффективности

№

Направление

Способы реализации

КПЭ

1

Обеспечение надежности 

и полноты поставок 

нефти и нефтепродуктов 

на внутренний рынок 

и экспортные направления

Внедрение инновационных технологий 

и оборудования.

Модернизация основных фондов.

Импортозамещение и локализация производства 

аналогов импортной продукции на территории 

Российской Федерации.

Обеспечение антитеррористической защищенности 

объектов ПАО «Транснефть»

Интегральный показатель надежности, экологической 

и промышленной безопасности системы 

магистральных трубопроводов.

Состоит из показателей:

 ▪

удельная аварийность на магистральных 

трубопроводах;

 ▪

снижение удельного выброса загрязняющих 

веществ в атмосферу при транспортировке нефти 

и нефтепродуктов по магистральным трубопроводам

2

Повышение эффективности 

использования ресурсов

Повышение эффективности:

 ▪

управления основными средствами;

 ▪

управления техническим обслуживанием 

и ремонтом оборудования, зданий и сооружений;

 ▪

расходования энергоресурсов;

 ▪

системы мотивации и оплаты труда персонала;

 ▪

управления оборотным капиталом.

Совершенствование организационно-функциональной 

структуры.

Сокращение операционных расходов.

Внедрение современных технологий и использование 

инноваций.

Интегральный показатель эффективности 

операционной деятельности

Состоит из показателей:

 ▪

процент снижения операционных затрат;

 ▪

снижение в сопоставимых условиях удельного 

потребления электроэнергии для транспортировки 

нефти по магистральным трубопроводам;

 ▪

повышение производительности труда 

при транспортировке нефти и нефтепродуктов

1  

Решение Совета директоров ПАО «Транснефть» от 27.12.2018 (протокол № 22).

Годовой отчет 2018

32

33

Основные показатели Программы повышения операционной эффективности к 2023 году

Основные показатели Программы с целевым ежегодным нормативом

Показатель

Цель 2023 года

Непревышение допустимого значения аварийных событий в год на 1 тыс. км линейной части магистрального 

трубопровода (ЛЧ МТ)

0,065

Пресечение (предотвращение) попыток противоправных посягательств на охраняемые объекты

0,99

Производительность труда в натуральном выражении

17,1 млн ткм / чел.

Норматив обеспеченности запасами (плана ремонтно-эксплуатационных нужд)

Не более четырех месяцев

Показатель

Цель

Снижение в сопоставимых условиях удельного потребления электроэнергии по основному виду деятельности

0,5 % ежегодно

Процент снижения операционных затрат

Не менее 2 % ежегодно

Коэффициент текучести кадров

Не более 5 % по итогам каждого года в целом 

по Компании

Цель проекта

Обеспечение транспортировки нефти месторождений Восточной Сибири 

на НПЗ России и на экспорт в страны Азиатско-Тихоокеанского региона 

через порт Козьмино и в Китайскую Народную Республику.

Основание реализации

Распоряжение Правительства Российской Федерации от 31.12.2004 

№ 1737-р в редакции распоряжений Правительства Российской Федерации 

от 05.09.2006 № 1246-р, от 27.02.2008 № 231-р, поручение Президента 

Российской Федерации от 10.08.2007 № Пр-1465, распоряжение 

Правительства Российской Федерации от 03.04.2009 № 455-р, перечень 

поручений Председателя Правительства Российской Федерации по итогам 

совещания по вопросу «О перспективах развития трубопроводного 

транспорта нефти и нефтепродуктов», состоявшегося 18.02.2014.

Основные 

инвестиционные 

проекты

ТРУБОПРОВОДНАЯ СИСТЕМА «ВОСТОЧНАЯ СИБИРЬ — ТИХИЙ ОКЕАН» (ВСТО)

ГНПС «Тайшет»

НПС № 21

«Сковородино»

Действующий нефтепровод

Действующие НПС

Строящиеся НПС

ТС ВСТО-l

20

19

18

17

16

15

14

13

12

11

10

9

8

6

7

5

4

3

2

Строительство ВСТО-I

Строительство магистрального нефтепровода «Восточная Сибирь — 

Тихий океан» на участке от головной перекачивающей станции «Тайшет» 

до перекачивающей станции «Сковородино» пропускной способностью 

до 30 млн т / год и протяженностью линейной части 2 694 км 

со строительством семи перекачивающих станций. Строительство 

нефтеналивного порта в бухте Козьмина.

Статус

Этап завершен строительством и введен в эксплуатацию в 2009 году.

Развитие ВСТО-I

Поэтапное развитие пропускной способности до 50 млн т / год 

со строительством пяти новых перекачивающих станций (первый этап) 

и до 58 млн т / год со строительством трех новых перекачивающих станций 

(второй этап).

Статус

Первый этап завершен в 2012 году, второй — в 2014 году. 

Дальнейшее развитие ВСТО-I

В рамках увеличения пропускной способности до 80 млн т / год 

предусмотрено строительство шести новых и реконструкция действующих 

перекачивающих станций со строительством резервуара объемом 

50 тыс. куб. м.

Статус

В 2017 году введены в эксплуатацию три новые перекачивающие станции 

и завершена реконструкция двух существующих, что позволило увеличить 

пропускную способность нефтепровода до 73 млн т / год.

В 2018 году завершена реконструкция головной перекачивающей 

станции «Тайшет» со строительством резервуара объемом 50 тыс. куб. м, 

выполнялись работы по строительству трех новых перекачивающих станций 

с объектами внешнего электроснабжения. 

Завершение проекта с увеличением пропускной способности 

нефтепровода на участке от головной перекачивающей станции «Тайшет» 

до перекачивающей станции «Сковородино» до 80 млн т / год намечено 

на 2019 год.

Годовой отчет 2018

34

35

Строительство ВСТО-II

Строительство магистрального нефтепровода «Восточная Сибирь — 

Тихий океан» на участке от перекачивающей станции «Сковородино» 

до СМНП «Козьмино» пропускной способностью до 30 млн т / год 

и протяженностью 2 046 км со строительством восьми перекачивающих 

станций.

Статус

Введен в эксплуатацию в 2012 году.

Дальнейшее развитие ВСТО-II

В рамках увеличения пропускной способности до 50 млн т / год 

предусмотрено строительство четырех новых и реконструкция действующих 

перекачивающих станций со строительством резервуаров объемом 

100 тыс. куб. м.

Статус

В 2017 году введена в эксплуатацию одна перекачивающая станция, 

что позволило увеличить пропускную способность нефтепровода 

до 45 млн т / год.

В 2018 году выполнялись работы по строительству трех новых 

перекачивающих станций с объектами внешнего электроснабжения 

и реконструкции существующих станций.

Завершение проекта с увеличением пропускной способности 

нефтепровода на участке от перекачивающей станции «Сковородино» 

до СМНП «Козьмино» до 50 млн т / год намечено на 2019 год.

СМНП 

«Козьмино»

Дацин

НПС № 21

«Сковородино»

24

ПСП

ТС ВСТО-ll

27

29

30

36

34

38

40

41

2

3

1

Действующий нефтепровод

Действующие НПС

Построенные НПС

Строящийся ПСП (ПАО «НК «Роснефть»)

Построенные резервуары

Морской терминал

НПЗ

Построенный нефтепровод

20

80

 тыс. куб. м

НЕФТЕПРОВОД-ОТВОД «ТС ВСТО — КОМСОМОЛЬСКИЙ НПЗ»

Цель проекта 

Обеспечение транспортировки нефти на Комсомольский НПЗ в количестве 

до 8 млн т / год.

Основание реализации

Соглашение между ПАО «Транснефть» и ПАО «НК «Роснефть».

Описание

Проектом предусматривается строительство нефтепровода-отвода 

от трубопроводной системы ВСТО до Комсомольского НПЗ пропускной 

способностью до 8 млн т / год и протяженностью 293 км, строительство 

трех новых перекачивающих станций с резервуарами общей емкостью 

80 тыс. куб. м.

Статус

Строительство объектов завершено, получены разрешения на ввод 

в эксплуатацию. 

В связи с тем, что в 2018 году ПАО «НК «Роснефть» не исполнены 

обязательства по подключению к отводу технологически взаимосвязанного 

объекта, у ПАО «Транснефть» отсутствовала возможность проведения 

комплексного опробования систем и оборудования объектов и проведения 

приемочной комиссии, в связи с чем срок завершения реализации проекта 

перенесен на 2019 год.

СМНП «Козьмино»

Дацин

НПС № 21

«Сковородино»

41

34

27

24

23

100

 тыс. куб. м

Действующий нефтепровод

Действующие НПС

Строящиеся НПС

Реконструированные НПС

Строящиеся резервуары

Морской терминал

ТС ВСТО-ll

29

30

36

38

40

32

26

Годовой отчет 2018

36

37

Действующий МНПП

Действующий МН

Действующие ПС

Реконструируемая ПС

Строящиеся резервуары

Московская 

область

Тверская

область

Ярославская

область

Владимирская

область

Рязанская

область

Тульская

область

Нижегородская

область

Ивановская

область

Москва

НПС «Палкино»

НПС «Погорелово»

ЛПДС «Ярославль»

НПС «Грязовец»

НПС «Залесье»

НПС «Филино»

НПС «Степаньково»

НПС «Балахониха»

НПС «Ермишь»

НПС «Шилово»

ГПС «Шилово-3»

ЛПДС «Староликеево»

Нижний

Новгород

НПС «Коломна»

НС «Нагорная»

80 тыс. куб. м

МНПЗ

Рязанский

НПЗ

НС «Солнечногорская»

ЛПДС 

«Володарская»

НПС «Рязань»

Нижегородский НПЗ

ЛПДС «Языково»

ЛПДС 

«Черкассы»

Республика

Коми

Архагельская 

область

Санкт-

Петербург

ГПС «Альметьевск»

ЛПДС 

«Субханкулово»

СМНП «Приморск»

Действующий нефтепродуктопровод

Действующий нефтепровод

Построенные трубопроводы

Действующие ПС

Построенные ПС

Реконструированные ПС

и нефтеналивной терминал

Построенные резервуары

Реконструированные резервуары

ППС «Филино»

ППС «Второво»

ЛПДС «Староликеево»

ППС 

«Венев»

ППС 

«Плавск»

ЛПДС 

«Стальной

конь»

ППС 

«Воротынец-1»

ППС «Михайловка-1»

ППС «Ковали-1»

ПС «Тиньготоватово-1»

ГПС «Нижнекамск-2»

40 тыс. куб. м

ГПС «Кириши»

ППС «Быково-3»

ППС «Ярославль-2»

ГПС «Ярославль»

ЛПДС «Ярославль»

100 тыс. куб. м

5 тыс. куб. м

20 тыс. куб. м

20 тыс. куб. м

ЛПДС «Рязань»

Москва

ГПС «Староликеево-4»

НПЗ

РАЗВИТИЕ СИСТЕМЫ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ ДЛЯ УВЕЛИЧЕНИЯ ПОСТАВОК 
НЕФТЕПРОДУКТОВ В ПОРТ ПРИМОРСК (ПРОЕКТ «СЕВЕР»)

РЕКОНСТРУКЦИЯ СИСТЕМЫ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ ДЛЯ УВЕЛИЧЕНИЯ ОБЪЕМОВ 
ТРАНСПОРТИРОВКИ НЕФТЕПРОДУКТОВ В МОСКОВСКИЙ РЕГИОН

Цель проекта 

Увеличение объемов перекачки дизельного топлива в направлении порта 

Приморск.

Основание реализации

Энергетическая стратегия России на период до 2030 года, утвержденная 

распоряжением Правительства Российской Федерации от 13.11.2009 

№ 1715-р, Генеральная схема развития нефтяной отрасли Российской 

Федерации до 2020 года, утвержденная 06.06.2011 приказом 

Министерства энергетики Российской Федерации № 212, Стратегия 

ПАО «Транснефть» на период до 2020 года.

Первый этап

Увеличение объема перекачки дизельного топлива с 8,5 до 15 млн т / год 

в направлении порта Приморск. Этапом предусматривается строительство 

четырех новых и реконструкция существующих перекачивающих станций, 

строительство 15 км лупинга, строительство резервуаров общей емкостью 

60 тыс. куб. м, а также перевод магистральных трубопроводов «Ярославль — 

Кириши-2» и «Кириши — Приморск» с перекачки нефти на перекачку 

дизельного топлива (805 км).

Статус

Этап завершен в 2016 году.

Второй этап

Увеличение объема перекачки дизельного топлива с 15 до 25 млн т / год 

в направлении порта Приморск. Этапом предусматривается строительство 

новых и реконструкция существующих нефтепродуктопроводов общей 

протяженностью 138 км, строительство трех новых и реконструкция 

существующих перекачивающих станций, а также перевод магистрального 

нефтепровода «Горький — Ярославль» под перекачку нефтепродуктов 

(320 км).

Статус

В 2018 году достигнута цель реализации проекта — завершены работы 

и введены в эксплуатацию все основные объекты, обеспечивающие 

увеличение объема перекачки дизельного топлива с 15 до 25 млн т / год.

Цель проекта 

Увеличение объемов транспортировки светлых нефтепродуктов 

(автобензин, дизельное топливо, авиакеросин) и расширение 

номенклатуры автомобильных бензинов для потребителей Московского 

региона. Реализация проекта позволит обеспечить поставку нефтепродуктов 

в Московский регион в объеме свыше 14 млн т / год.

Основание реализации

Генеральная схема развития нефтяной отрасли Российской Федерации 

до 2020 года, утвержденная 06.06.2011 приказом Министерства 

энергетики Российской Федерации № 212, Стратегия ПАО «Транснефть» 

на период до 2020 года, соглашение о сотрудничестве по реализации 

совместных проектов между ПАО «Транснефть» и ПАО «Газпром нефть».

Описание

Проектом предусматривается строительство линейной части трубопровода 

протяженностью 78 км, строительство новой перекачивающей станции 

и реконструкция существующих, строительство резервуаров общей 

емкостью 240 тыс. куб. м, строительство сливной железнодорожной 

эстакады и перевод нефтепроводов под перекачку нефтепродуктов.

Статус

В 2018 году достигнута цель реализации проекта — завершены работы 

и введены в эксплуатацию все основные объекты, обеспечивающие 

увеличение объемов транспортировки светлых нефтепродуктов (автобензин, 

дизельное топливо, авиакеросин) и расширение номенклатуры 

автомобильных бензинов для потребителей Московского региона.

Годовой отчет 2018

38

39

№ п/п

Наименование проекта

План (млн руб.)

2

Факт (млн руб.)

Выполнение (%)

Всего по Программе развития, в том числе:

258 582,5

258 617,4

100,0

собственные средства

204 420,3

204 440,5

100,0

заемные средства

54 162,2

54 176,9

100,0

Всего по инвестиционным проектам, в том числе:

64 964,7

63 795,6

98,2

собственные средства

10 802,5

9 618,7

89,0

заемные средства

54 162,2

54 176,9

100,0

Всего по Программе технического перевооружения 

и реконструкции (ТПР), в том числе:

193 617,8

194 821,8

100,6

собственные средства

193 617,8

194 821,8

100,6

заемные средства

–

–

–

I

Инвестиционные проекты по развитию системы магистральных 

нефтепроводов

52 498,3

53 473,8

101,9

1

Расширение ТС ВСТО на участке ГНПС «Тайшет» — НПС «Сковородино» 

до 80 млн т / год

17 010,2

17 026,8

100,1

2

Расширение ТС ВСТО на участке НПС «Сковородино» — СМНП «Козьмино» 

до 50 млн т / год

15 157,1

16 656,9

109,9

3

Реконструкция магистральных нефтепроводов Западной Сибири 

для увеличения объемов транспортировки нефти в направлении г. Тайшет

9,6

9,7

101,0

4

Нефтепровод-отвод «ТС ВСТО — Комсомольский НПЗ»

9 771,9

9 221,2

94,4

5

Реконструкция магистральных нефтепроводов для транспортировки нефти 

на НПЗ Краснодарского края

2 186,9

2 259,7

103,3

6

Развитие корпоративной сети передачи данных для построения единой 

информационной системы (ЕИС) ПАО «Транснефть» (Программа ЕИС)

3 390,3

3 795,3

111,9

7

Расширение пропускной способности системы МН ПАО «Транснефть» 

для обеспечения транспортировки 12 млн т / год 

на ООО «РН-Туапсинский НПЗ»

208,7

161,4

77,3

8

Расширение пропускной способности МН для поставки нефти на НПЗ 

АО «ТАНЕКО» до 14 млн т / год

153,8

199,0

129,4

№ п/п

Наименование проекта

План (млн руб.)

2

Факт (млн руб.)

Выполнение (%)

9

Расширение пропускной способности МН «Уса — Ухта» и МН «Ухта — Ярославль»

3 233,1

2 898,8

89,7

10

ТС ВСТО. Участок ГНПС «Тайшет» — НПС «Сковородино». Система защиты 

магистрального нефтепровода по давлению

81,4

75,1

92,3

11

Расширение пропускной способности нефтепровода «Сковородино — 

Мохэ» до 30 млн т / год

3,9

3,9

100,0

12

Увеличение пропускной способности МН «Ярославль — Москва»

138,6

150,5

108,6

13

Реконструкция МН «Куйбышев — Тихорецк» и МН «Жирновск — Волгоград» 

для обеспечения подачи нефти на Волгоградский НПЗ в объеме 

до 14,5 млн т / год

184,1

179,7

97,6

14

Строительство МН «Заполярье — Пурпе»

829,3

749,6

90,4

15

Строительство МН «Куюмба — Тайшет»

81,0

41,6

51,4

16

Реконструкция объектов магистральных нефтепроводов ПАО «Транснефть» 

для снижения содержания серы в нефти, поставляемой на НПЗ 

Центрального и Поволжского регионов

58,4

44,6

76,4

II

Инвестиционные проекты по развитию системы магистральных 

нефтепродуктопроводов

12 466,4

10 321,8

82,8

1

Проект «Юг». 2-й этап. Строительство МНПП «Волгоград — Тихорецк»

2 244,6

1 939,4

86,4

2

Проект «Юг». 3-й этап

373,9

374,8

100,2

3

Развитие системы магистральных трубопроводов для увеличения 

поставок нефтепродуктов в порт Приморск до 25 млн т / год 

(проект «Север»)

2 906,8

2 034,7

70,0

4

Реконструкция системы магистральных трубопроводов для увеличения 

объемов транспортировки нефтепродуктов в Московский регион

6 255,6

5 438,5

86,9

5

Проект «Юг». 1-й этап. Реконструкция магистральных трубопроводов 

«Тихорецк — Новороссийск»

538,8

418,3

77,6

6

Строительство МНПП «Волгоградский НПЗ» — ГПС «Тингута»

132,1

101,5

76,8

7

Развитие системы магистральных трубопроводов для увеличения 

поставок нефтепродуктов в порт Приморск до 15 млн т / год (проект 

«Север»)

14,6

14,6

100,0

III

Программа ТПР магистральных нефтепроводов

162 680,8

164 664,3

101,2

IV

Программа ТПР магистральных нефтепродуктопроводов

30 937,0

30 157,5

97,5

ВЫПОЛНЕНИЕ ПРОГРАММЫ РАЗВИТИЯ

Программа развития ПАО «Транснефть»

1

 — часть Долгосроч-

ной программы развития ПАО «Транснефть». Она включает 

инвестиционные проекты по развитию системы трубопрово-

дов, ее технического перевооружения и реконструкции.

Фактический объем финансирования в 2018 году Програм-

мы развития транспортных организаций системы «Транс-

нефть» составил 258 617,4 млн руб. (100 % к плану), в том 

числе:

 

■

за счет привлеченных средств — 54 176,9 млн руб.;

 

■

за счет собственных средств — 204 440,5 млн руб.

Фактический объем финансирования Инвестиционной про-

граммы ПАО «Транснефть» в 2018 году в составе Програм-

мы развития составил 63 795,6 млн руб. (98,2 % к плану 

64 964,7 млн руб.), в том числе:

 

■

за счет привлеченных средств — 54 176,9 млн руб.;

 

■

за счет собственных средств — 9 618,7 млн руб.

При общем выполнении плановых показателей Инвести-

ционной программы ПАО «Транснефть» исполнение плана 

финансирования каждого инвестиционного проекта в соста-

ве Инвестиционной программы имело свои особенности. 

По ряду проектов фактические объемы финансирования 

превысили плановые показатели благодаря выполнению 

работ с опережением контрактных графиков. По другим 

инвестиционным проектам фактические объемы финанси-

рования были меньше плановых показателей. Это связано 

с перераспределением объемов финансирования с IV квар-

тала 2018 года на I квартал 2019 года в связи с дефицитом 

источников финансирования. 

Исполнение Программы развития ПАО «Транснефть» в 2018 году

1  

Программа развития, технического перевооружения и реконструкции объектов магистральных трубопроводов ПАО «Транснефть».

2  

Решение Совета директоров ПАО «Транснефть» от 27.12.2018 (протокол № 22).

фактический объем финансирования в 2018 году 

Программы развития транспортных организаций 

системы «Транснефть» 

фактический объем финансирования Инвестиционной 

программы ПАО «Транснефть» в 2018 году в составе 

Программы развития

Годовой отчет 2018

40

41

Упорный  

В Компании я с 2016 года, занимаюсь координацией системы электронного хранения 

первичных документов. В работе больше всего люблю, когда появляются новые нестан-

дартные задачи, требующие хорошего знания бизнес-процессов. Чтобы справляться 

со всеми трудностями, стараюсь приходить на работу в позитивном настроении и хорошо 

отдыхать, а для этого лучше всего подходит спорт.

Экономист

Оксана Белякова

отдела операционного обеспечения, АО «Транснефть — Верхняя Волга» 
(Нижегородская область)

Я получаю огромное удоволь-

ствие, когда осваиваю что-то 

новое. Постоянно совершен-

ствуюсь в любимом увлече-

нии — занятиях бадминтоном. 

С ракеткой я почти не расста-

юсь с 7 лет, когда подружка 

записала меня в спортивную 

секцию. Уверена, что мой 

по-хорошему упрямый харак-

тер сформировался благодаря 

спортивному хобби. 

Жаль, что с годами все мень-

ше времени удается уделять 

занятиям. Раньше было 5–6 

тренировок в неделю, сейчас 

всего 2–3. Но я стараюсь под-

держивать форму, несколько раз 

в год участвую в соревнованиях. 

В мечтах — продолжать трени-

ровки и в дальнейшем участво-

вать в ветеранских чемпионатах 

России, Европы и мира.

С 7 лет  

я почти не расстаюсь

 

с ракеткой

“

“

Годовой отчет 2018

42

43

РЕЗУЛЬТАТЫ 

ДЕЯТЕЛЬНОСТИ

Транспортировка нефти
Транспортировка нефтепродуктов
Консолидация контрольного пакета ПАО «НМТП»
Международное сотрудничество
Инновационное развитие
Важнейшие инновационные проекты 2018 года
Продвижение инноваций на внешних рынках
Компания в лицах: Александр Осинькин

47
48
50
52
53
54
55
56

1

 Компаундирование — управляемое смешивание потоков нефти в трубопроводе.

2

 Фактический грузооборот указан по исполненным маршрутным поручениям.

3

 За период 2016–2017 годов удельные операционные расходы приведены к 2018 году (с учетом инфляции).

4

 Без учета поставки нефти на собственные нужды и топливо для сторонних получателей.

Основной вид деятельности Группы «Транснефть» — 
услуги по транспортировке нефти 
и нефтепродуктов по магистральным нефтепроводам 
и нефтепродуктопроводам Российской Федерации, а также 
за ее пределами, в том числе по межгосударственным 
и межправительственным соглашениям. Кроме того, 
ПАО «Транснефть» и организации системы «Транснефть» 
оказывают услуги по хранению, компаундированию

1

 

и реализации нефти. 

Помимо основной деятельности Компания обеспечива-

ет планирование и управление транспортировкой нефти 

на территории зарубежных стран и ее сдачей на зарубежных 

приемо-сдаточных пунктах, организовывает сбор и обобщение 

информации. Являясь агентом российских грузоотправителей 

по транспортировке нефти по территории Республики Беларусь, 

Украины и Республики Казахстан, ПАО «Транснефть» заклю-

чило договоры на оказание услуг по транспортировке нефти 

с ОАО «Полоцктранснефть Дружба», ОАО «Гомельтранснефть 

Дружба», ПАО «Укртранснафта» и АО «КазТрансОйл» («ТОН-2»).

2018

2017

2016

1 217.4

1 219.1

1 211.2

19.3

19.3

18.9

Oil turnover 
(billion tkm)
Operating 
expenses on oil 
transportation 
(RUB per 100 tkm)

Грузооборот нефти

2

 и удельные затраты 

по транспортировке

3

 

Показатели

2016

2017

2018

Изменение 2018/2017, %

Прием в систему ПАО «Транснефть», всего

483,49

477,61

480,40

0,6

в том числе:

нефть России

464,53

459,18

462,34

0,7

нефть Казахстана

17,22

16,93

16,75

–1,1

нефть Азербайджана

1,30

1,50

1,30

–13,43

нефть Туркменистана

0,44

_

_

_

Сдача нефти

4

, всего

483,40

477,52

479,81

0,5

в том числе:

на НПЗ России

245,22

243,69

249,33

2,3

перевалка в систему КТК-Р

0,39

0,02

_

–100,0

в ближнее зарубежье, в том числе:

18,65

18,61

19,00

2,1

нефть России

18,00

18,07

18,03

–0,2

нефть Казахстана

0,65

0,54

0,96

77,8

в дальнее зарубежье, в том числе:

219,14

215,20

211,48

–1,7

нефть России

200,82

197,19

194,57

–1,3

нефть Казахстана

16,63

16,43

15,70

–4,4

нефть Азербайджана

1,22

1,58

1,21

–23,4

нефть Туркменистана

0,47

_

_

_

Транспортировка нефти (млн т)

2016

2017

2018

На НПЗ России

52,0

50,7

51,0

45,3

45,1

44,1

3,9

3,9

4,0

На экспорт 
в дальнее зарубежье
На экспорт 
в ближнее зарубежье

Структура сдачи нефти грузополучателям (%)

В истекшем году грузооборот нефти по исполненным 
маршрутным поручениям составил 1 217,4 млрд ткм, 
увеличившись к уровню 2017 года на 0,5 %.

За 2018 год общий прием нефти в систему магистральных 

нефтепроводов ПАО «Транснефть» составил 480,4 млн т, 

что на 0,6 % выше уровня прошлого года, но на 0,6 % ниже 

уровня 2016 года. Основная доля этого объема (96,2 %) 

пришлась на нефть, добываемую в России. Прирост также 

произошел благодаря увеличению сдачи в систему россий-

ской нефти, тогда как транспортировка нефти от компаний, 

работающих в странах СНГ, снизилась. 

В 2018 году ПАО «Транснефть» обеспечило сдачу нефти 

в пунктах назначения, определенных заключенными 

договорами, в количестве 479,8 млн т (без учета постав-

ки нефти на собственные нужды и топливо для сторонних 

получателей). Это больше уровня 2017 года на 0,5 %. Росли 

преимущественно поставки на российские НПЗ, что связано 

с увеличением переработки и спроса на нефтепродукты 

на внутреннем рынке. В то же время экспортные поставки 

российской нефти снижаются второй год подряд.

Транспортировка  

нефти

Галкин Сергей Игоревич,  

заместитель начальника Ухтинского РНУ  

по эксплуатации АО «Транснефть — Север»

Работники ООО «Транснефть — Сервис»  

на учебно-тренировочных занятиях в порту «Козьмино» 

Годовой отчет 2018

46

47

Транспортировка 

нефтепродуктов

Грузооборот нефтепродуктов в 2018 году продолжал расти, 
хотя темпы роста несколько замедлились — до 7,3 % 
к предыдущему году по сравнению с 8,1 % в 2017 году. 
Основным драйвером оставался экспорт нефтепродуктов, 
где темпы роста в 2018 году в два раза превышали темпы 
роста на внутреннем рынке (21,7 % против 10,4).

Рост экспорта нефтепродуктов связан с запуском проекта 

«Юг» для транспортировки дизельного топлива в направле-

нии порта Новороссийск и увеличением объемов транс-

портировки в направлении порта Приморск. Благодаря 

опережающему росту доля экспорта в сдаче нефтепродуктов 

в трубопроводную сеть Группы в 2018 году продолжала уве-

личиваться и достигла 73 % против 71 годом ранее.

Чтобы стимулировать дальнейший рост грузооборота нефте-

продуктов, Компания реализует ряд инвестиционных проек-

тов в соответствии с Долгосрочной программой развития. 

Так, в 2017 году был реализован инвестиционный проект 

«Юг»

1

, в 2018 году завершена реализация инвестиционных 

проектов «Реконструкция магистральных трубопроводов 

для увеличения объемов транспортировки нефтепродуктов 

в Московский регион» и «Развитие системы магистральных 

трубопроводов для увеличения поставок нефтепродуктов 

в Порт Приморск до 25 млн т / год («Север 25»)».

1

 Первый этап — реконструкция магистральных трубопроводов «Тихорецк — Новороссийск», второй этап — строительство МНПП «Волгоград — Тихорецк». 

2

 Из расчета объема транспортировки за 2017 и 2018 годы исключен объем транспортировки нефтепродуктов, принятых на территории Республики Беларусь 

УП «Запад — Транснефтепродукт» (ООО «Нафтан»).

3

 Из расчета за 2017 и 2018 годы исключены расходы УП «Запад — Транснефтепродукт» Республики Беларусь; расходы за 2016–2017 годы приведены  

к 2018 году (только инфляция).

2018

2017

2016

39,1

33,1

32,8

784,9

854,2

751,3

Объем 
транспортировки

2

 

(млн т)

Удельные 
операционные 
расходы 
на транспорт 
нефтепродуктов

3

 

(руб./т)

Объем транспортировки нефтепродуктов и удельные 

затраты по транспортировке

Наименование операции

2016

2017

2018

Изменение 2018/2017 (%)

Сдача нефтепродуктов, всего (млн т)

33,1

33,1

39,2

+18,4 %

в том числе:

на экспорт

23,8

23,5

28,6

+21,7 %

на внутренний рынок Российской Федерации

9,3

9,6

10,6

+10,4 %

Грузооборот (млрд ткм)

45,4

49,1

52,7

+7,3 %

Транспортировка и грузооборот нефтепродуктов по системе магистральных нефтепродуктопроводов

2016

2017

2018

Экспорт

73,0

28,1

71,0

27,0

71,9

29,0

Внутренний 
рынок 
Российской 
Федерации

Структура сдачи нефтепродуктов грузополучателям (%)

Увеличение доли Компании в 2018 году на российском рын-

ке транспорта нефтепродуктов до 30 % произошло за счет 

реализации следующих мероприятий:

 

■

расширение инфраструктуры для обеспечения техниче-

ской возможности транспортировки заявленных грузоот-

правителями объемов нефтепродуктов;

 

■

формирование тарифов на транспортировку нефтепродук-

тов для обеспечения конкурентоспособности нефтепродук-

топроводов на рынке транспортных услуг;

 

■

комплексная реконструкция пунктов налива в автомо-

бильные цистерны.

В 2019 году для дальнейшего увеличения доли Компании 

на рынке транспорта нефтепродуктов планируется решение 

ряда задач:

 

■

прием дополнительных объемов нефтепродуктов от под-

ключенных к системе МНПП заводов с учетом увеличения 

производства по результатам реконструкции;

 

■

привлечение дополнительных объемов нефтепродуктов 

для транспортировки по комбинированным схемам 

с использованием железнодорожного и трубопроводного 

транспорта.

Наименование операции

2018 (план)

2018 (факт сдачи)

2019 (план)

Транспортировка нефтепродуктов

37,5

39,2

40,3

в том числе:

на экспорт

27,7

28,6

28,6

на внутренний рынок Российской Федерации

9,8

10,6

11,7

Транспортировка нефтепродуктов по системе магистральных нефтепродуктопроводов  

в 2018–2019 годах (млн т)

Коваленко Евгений Сергеевич 

трубопроводчик линейный ЛАЭС НПС № 34 РНУ «Дальнереченск»

Годовой отчет 2018

48

49

Наименование операции

2017

2018

Изменение

Грузооборот (млн т)

143,5

140,2

–2,3 %

Выручка (млн долл. США)

899,8

951,3

+5,7 %

EBITDA (млн долл. США)

653,7

669,4

+2,4 %

Чистый долг (млн долл. США)

1 074,9

844,2

–21,5 %

Чистый долг / EBITDA

1,6

1,3

Основные показатели ПАО «НМТП»

Консолидация 

контрольного пакета 

ПАО «НМТП»

В сентябре 2018 года Группа приобрела 50 % уставного 
капитала компании Omirico Limited, под косвенным 
контролем которой находилось 50,1 % акций ПАО «НМТП» 
(«Новороссийский морской торговый порт»). В результате 
приобретения эффективная доля Группы в ПАО «НМТП» 
увеличилась с 37,07 до 63,08 % (по МСФО), вследствие 
чего Группа получила контроль над ПАО «НМТП» и его 
дочерними компаниями. В январе 2019 года контрольный 
пакет акций ПАО «НМТП» в размере 50,1 % переведен 
в прямое владение ПАО «Транснефть».

Расположение терминалов Группы «НМТП» в ключевых 

точках транзита экспортных и импортных грузов на Черном 

и Балтийском морях позволяет извлекать выгоду из роста 

спроса на перевалку грузов на всех направлениях. Порты 

Группы «НМТП» лидируют по грузообороту среди российских 

портов и занимают третье место среди портов Европы после 

Роттердама и Антверпена.

В 2018 году грузооборот Группы «НМТП» составил 140,2 млн т. 

На фоне снижения перевалки сырой нефти на 11,4 % за счет 

перераспределения объемов экспорта нефти с западного 

на восточное направление Группа «НМТП» смогла нарастить 

перевалку зерна (+14,3 %) и нефтепродуктов (+9,7 %). Вырос 

грузооборот черных металлов и чугуна (+13 %) в связи с уве-

личением поставок в страны Европы и Юго-Восточной Азии, 

значительно увеличилась перевалка прочих грузов (+109,6 %).

Рыночная доля Группы «НМТП» по итогам 2018 года состави-

ла 17 % грузооборота всех морских портов России. Терми-

налы Группы «НМТП» выполнили перевалку 80 номенклатур 

грузов в интересах более 300 грузовладельцев. Уникальная 

география присутствия позволила задействовать все клю-

чевые северо-западные и южные направления российской 

внешней торговли.

Группа «НМТП» удержала лидерство на основных рынках 

стивидорных услуг российской портовой отрасли, проде-

монстрировав результаты перевалки: сырой нефти (26 %), 

нефтепродуктов (23 %), черных металлов и чугуна (44 %), 

руды и железорудного концентрата (36 %), цветных металлов 

(28 %) и зерна (23 %).

За счет повышения эффективности стивидорного бизнеса 

консолидированная выручка Группы «НМТП» в 2018 году 

по МСФО выросла на 5,7 % и составила 951,3 млн долл. США. 

Показатель EBITDA Группы «НМТП» вырос на 2,4 % и составил 

669,4 млн долл. США. Чистый долг по итогам года сократился 

на 21,5 %, или 230,7 млн долл. США.

По итогам 2018 года отношение чистого долга к EBITDA сни-

зилось до 1,26 против 1,64 — результата 2017 года. 

Балтийский бассейн

Азово-Черноморский бассейн

Доля Группы «НМТП» в 2018 году — 22 %

Доля Группы «НМТП» в 2018 году — 31 %

 ▪

Пересечение европейских транспортных коридоров

 ▪

Развитая инфраструктура

 ▪

Прямой доступ к Центральной России

 ▪

Один из лидеров по перевалке нефтеналивных грузов в регионе

 ▪

Пересечение межконтинентальных торговых путей

 ▪

Круглогодичная навигация

 ▪

Контейнерное направление экспорта грузов

 ▪

Второй по величине регион экспорта нефти и нефтепродуктов

Доступ к рынкам:

 ▪

Северо-Западная Европа

 ▪

Северная Америка

Доступ к рынкам:

 ▪

Средиземноморье

 ▪

Индия

 ▪

Юго-Восточная Азия

 ▪

Ближний Восток

 ▪

Африка

 ▪

Центральная и Южная Америка

Преимущества ПАО «НМТП»

Рыночная доля Группы «НМТП» в перевалке грузов в морских портах России в 2018 году

23

Зерно 

23

Нефтепродукты

26

Сырая нефть

36

Железорудное

сырье

44

Черные 

металлы

11

Контейнеры 

17

Грузооборот 

всего

Группа «НМТП»

Прочие порты

Годовой отчет 2018

50

51

ПАО «Транснефть» — участник Международной ассоциации 

транспортировщиков нефти (МАТН), учрежденной в 2013 году 

в Чехии для углубления и развития сотрудничества в сфере 

трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов.

В 2018 году в соответствии с «Методикой проведения бенч-

маркинга энергоэффективности объектов трубопроводного 

транспорта», разработанной ранее ООО «НИИ Транснефть» 

для Ассоциации, был выполнен сравнительный анализ 

результатов бенчмаркинга энергоэффективности среди 

участников МАТН за 2017 год и шесть месяцев 2018 года 

и подготовлены рекомендации по сокращению энергозатрат. 

Их внедрение позволило снизить среднее удельное потреб-

ление электроэнергии компаниями — членами Ассоциации 

за 2016–2018 годы на 7,5 %.

Кроме того, под эгидой МАТН в г. Праге (Чехия) была 

проведена первая международная научно-практическая 

конференция «Argus Нефтепроводные системы 2018: курс 

на устойчивое развитие». Она привлекла более 100 участни-

ков от европейских операторов нефтетранспортной инфра-

структуры, научно-производственных предприятий, предста-

вителей энергетических ведомств и экспертного сообщества 

и получила много положительных откликов. В рамках 

мероприятия ПАО «Транснефть» ознакомило партнеров с ин-

новационными техническими решениями, применяемыми 

в Компании. Они были высоко оценены профессиональным 

сообществом.

Инновационное развитие — одно из приоритетных 
направлений деятельности ПАО «Транснефть». Внедрение 
новых технологических разработок направлено 
на обеспечение надежности и безопасности системы 
магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов 
и бесперебойную транспортировку нефти 
и нефтепродуктов потребителям в России и за рубежом. 
Инновационное развитие Компании регулируется 
Программой инновационного развития ПАО «Транснефть» 
на 2017–2021 годы

2

.

Результаты по ключевым показателям эффективности Программы инновационного развития

Наименование показателя

Единица 

измерения

Значения

2017 (факт)

2018 (план)

2018 (факт)

1. Объем финансирования инновационных проектов, включая НИОКР, за счет 

собственных средств, в процентах к выручке ПАО «Транснефть» за услуги 

по транспортировке нефти (по РСБУ)

%

1,41

1,41

1,41

2. Количество охранных документов по результатам интеллектуальной деятельности

шт.

91

92

94

Трубопроводная система КТК — один из крупнейших инвести-

ционных проектов в энергетической сфере с участием ино-

странного капитала на территории СНГ. Протяженность трубо-

провода «Тенгиз — Новороссийск», соединившего нефтяные 

месторождения Западного Казахстана с морским терминалом 

в Новороссийске, составляет 1 511 км.

Первоначальная мощность нефтепровода «Тенгиз — Новорос-

сийск» составляла 28,2 млн т нефти в год. Органами управле-

ния КТК в 2010 году было принято решение об инвестициях 

по проекту увеличения пропускной способности нефтепровода 

до 67 млн т нефти в год (далее — Проект расширения). Реализа-

ция Проекта расширения официально завершена в 2018 году. 

В течение 2018 года ПАО «Транснефть» осуществляло 

доверительное управление находящимися в государствен-

ной собственности Российской Федерации 24 % акций 

АО «КТК-Р» и АО «КТК-К»

1

. В марте 2018 года в собственность 

ПАО «Транснефть» были переданы 100 % акций компа-

нии «КТК Компани», владеющей 7%-ми пакетами акций 

в АО «КТК-Р» и АО «КТК-К», а также 100 % акций «КТК Инвест-

ментс Компани», являющейся кредитором АО «КТК-Р».

По итогам 2018 года КТК отгрузил на морском терминале 

в Новороссийске 61,1 млн т нефти, из которых 54,3 млн т — 

нефть казахстанских грузоотправителей, 6,8 млн т — нефть 

российских грузоотправителей. По сравнению с 2017 годом 

объем отгрузки на морском терминале КТК в Новороссий-

ске увеличился на 11 %.

В 2018 году КТК продолжил практику выплат в счет погаше-

ния долга перед акционерами. Всего за 2018 год КТК выпла-

тил в пользу Российской Федерации 207,3 млн долл. США, 

в пользу «КТК Инвестментс Компани» — 83,4 млн долл. США. 

Перечисленный в бюджет Российской Федерации налог 

с процентного дохода «КТК Инвестментс Компани» составил 

20,9 млн долл. США.

КАСПИЙСКИЙ ТРУБОПРОВОДНЫЙ КОНСОРЦИУМ (КТК)

МЕЖДУНАРОДНАЯ АССОЦИАЦИЯ ТРАНСПОРТИРОВЩИКОВ НЕФТИ

Международное 

сотрудничество

Инновационное  

развитие 

 

■

повышение энергоэффективности деятельности Компании;

 

■

повышение экологичности деятельности Компании.

С учетом целей инновационного развития и по результатам 

проведенного в Компании технологического аудита опре-

делен следующий перечень приоритетных направлений 

технологического развития: 

 

■

внутритрубная диагностика;

 

■

мониторинг и геопозиционирование;

 

■

повышение энергоэффективности;

 

■

экологическая безопасность;

 

■

снижение гидравлических потерь;

 

■

управление «с одной кнопки»;

 

■

совершенствование сооружения и эксплуатации резер-

вуаров для хранения нефти и нефтепродуктов;

 

■

нанотехнологии.

Цели Программы инновационного развития ПАО «Транснефть» 

тесно связаны с целями корпоративных стратегических 

документов, в том числе Стратегии развития и Долгосрочной 

программы развития ПАО «Транснефть». В их число входят:

 

■

повышение роли инноваций в достижении стратегических 

целей Компании;

 

■

повышение эффективности основных бизнес-процессов 

и рост производительности труда;

 

■

уменьшение себестоимости и снижение удельных издер-

жек оказываемых услуг по транспортировке;

 

■

повышение качества услуг по транспортировке нефти 

и нефтепродуктов (включая обеспечение надежности 

и безопасности);

1

 Организации, входящие в структуру Каспийского трубопроводного консорциума и зарегистрированные в России и Казахстане соответственно.

2

 Утверждена решением Совета директоров ПАО «Транснефть» от 11.11.2016 (протокол № 21).

Паспорт Программы инновационного развития  

ПАО «Транснефть» на 2017–2021 годы

Годовой отчет 2018

52

53

Разработка и внедрение новых технологий и техники 
в 2018 году способствовали выполнению стратегических 
показателей деятельности Компании. 

В частности, в рамках проекта «Разработка комплекса 

высокоточных внутритрубных диагностических приборов 

для обеспечения надежности объектов магистральных 

трубопроводов» введены в промышленную эксплуатацию: 

 

■

диагностический комплекс для выявления отслоений 

изоляционного покрытия трубопроводов с применением 

электромагнитной акустики;

 

■

комбинированный дефектоскоп;

 

■

три ультразвуковых дефектоскопа для различных диаме-

тров трубопроводов (от 500 до 1 200 мм);

 

■

магнитный дефектоскоп;

 

■

три многоканальных профилемера с навигационной 

системой для различных диаметров трубопроводов 

(от 1 000 до 1 200 мм).

Цель работ по проекту — создание инновационного пер-

спективного оборудования для внутритрубной диагностики 

трубопроводов и модернизация уже имеющегося. Проект 

осуществляет АО «Транснефть — Диаскан» — один из мировых 

лидеров в области услуг трубопроводной диагностики. Выпу-

скаемые диагностические комплексы по параметрам точно-

сти и разрешающей способности соответствуют зарубежным 

аналогам, а по некоторым даже опережают (подтверждено 

данными независимого технологического аудита). Работы 

направлены на повышение безопасной эксплуатации нефте-

проводов и нефтепродуктопроводов.

В 2018 году в рамках Сводного плана научно-исследователь-

ских, опытно-конструкторских и технологических разработок 

ПАО «Транснефть» и ОСТ выполнялись прикладные тематики 

НИОКР, направленные на обеспечение надежной, безопас-

ной и эффективной эксплуатации объектов магистральных 

нефтепроводов и нефтепродуктопроводов, замещение 

используемого в системе трубопроводного транспорта им-

портного оборудования и технологий, а также на совершен-

ствование и оптимизацию производственных процессов. 

В их числе следующие основные разработки:

1. 

Блочно-модульная котельная мощностью 1–6 МВт. 

Разработан типоразмерный ряд котельных мощностью 

от 1 до 6 МВт с системой автоматизации и управлением 

с удаленного автоматизированного рабочего 

места, работающих на жидком и газообразном 

топливе. Для использования в составе блочно-

модульных котельных разработаны котлы с выносным 

экономайзером, обеспечивающим повышенный КПД 

и экономичность выработки тепловой энергии.

2. 

Теплогидравлический стенд для исследования процессов 

транспортировки тяжелых и битуминозных нефтей. 

Разработанный стенд позволит прогнозировать 

процесс парафиноотложения на стенках трубопровода, 

исследовать эффективность применения разбавителей, 

ингибиторов парафиноотложения, моделировать 

процессы разогрева и остывания нефти в трубопроводе 

и проводить другие исследования, направленные 

на разработку мероприятий по повышению 

энергоэффективности транспортировки тяжелых нефтей.

3. 

Герметизирующая камера с подгонной рамой. Позволяет 

проводить ремонты участков магистральных нефте- 

и нефтепродуктопроводов диаметром 200–500 мм 

методом вырезки катушки в русловой части переходов 

магистральных трубопроводов через водные преграды 

на глубинах до 15 м.

Конструкцией предусмотрены системы и оборудование 

для безопасного проведения работ: 

 

■

система аварийной эвакуации персонала из корпуса;

 

■

система приточно-вытяжной вентиляции с подогревом 

подаваемого в корпус воздуха, частотно-регулируемым 

приводом и микропроцессорным управлением;

 

■

система непрерывного контроля уровня загазованности;

 

■

система контроля крена корпуса и шахты;

 

■

система откачки воды;

 

■

система откачки протечек;

 

■

система освещения;

 

■

система двухсторонней связи;

 

■

система видеонаблюдения и видеофиксации;

 

■

система якорения;

 

■

система контроля усилия тяжения в оттяжках;

 

■

гидравлическая система;

 

■

первичные средства пожаротушения.

Обладая уникальным опытом строительства, 
эксплуатации и обслуживания самой протяженной в мире 
трубопроводной системы, ПАО «Транснефть» может 
предложить инновационные и конкурентоспособные 
решения для нефте- и газотранспортных компаний 
за рубежом. В 2018 году Компания работала 
над расширением географии экспорта услуг и продукции 
своих дочерних обществ и увеличением своей доли 
в высокотехнологичном экспорте Российской Федерации.

Основные результаты 2018 года:

 

■

подписаны прямые контракты между АО «Транснефть — 

Диаскан», ООО «НИИ Транснефть» и алжирской националь-

ной нефтегазовой компанией Sonatrach по внутритрубной 

диагностике нефтепроводов и комплексной диагностике 

системы молниезащиты;

 

■

АО «Транснефть — Диаскан» впервые провело внутритруб-

ную диагностику на трубопроводах в Словакии и Бахрей-

не. С 2013 года компания работала уже в 16 странах 

мира;

 

■

ООО «НИИ Транснефть» продолжило рассчитывать энерго-

эффективность для компаний — членов Международной 

ассоциации транспортировщиков нефти;

 

■

АО «Транснефть — Телеком» оказывало услуги по предо-

ставлению каналов связи зарубежным компаниям.

В рамках подписанного годом ранее меморандума о со-

трудничестве между ПАО «Транснефть» и АО «КазТрансОйл» 

в апреле 2018 года было подписано соглашение между 

АО «КазТрансОйл» и АО «ТОМЗЭЛ» об опытно-промышлен-

ном испытании электропривода и устройства для размыва 

донных отложений на объектах в Казахстане. По результатам 

прошедших опытных испытаний оборудование АО «ТОМЗЭЛ» 

рекомендовано АО «КазТрансОйл» к промышленному вне-

дрению на своих объектах. В конце 2018 года был заключен 

контракт на поставку устройства для размыва донных отло-

жений в интересах казахстанской компании. 

Для популяризации подходов и технических решений, 

используемых Компанией и дочерними обществами при экс-

плуатации трубопроводной системы, широко использовались 

возможности международных выставочных мероприятий. 

В 2018 году ПАО «Транснефть» и ОСТ приняли участие 

в 17 международных и российских выставках. Кроме того, 

специалисты Группы «Транснефть» посетили 208 профильных 

международных мероприятий (конгрессы, саммиты, фору-

мы, конференции, специализированные программы и др.), 

в ходе которых были проведены презентации и доклады 

по различным аспектам деятельности Компании. 

Важнейшие 

инновационные 

проекты 2018 года

Продвижение  

инноваций  

на внешних рынках

На переднем плане: Солодов Денис Сергеевич, 

начальник производственного отдела строительного 

управления № 3 ООО «Транснефть — ТСД» 

С бумагой в руках: Блинов Артем Александрович, 

заместитель начальника строительного управления 

№ 3 ООО «Транснефть — ТСД»

Годовой отчет 2018

54

55

Долгое  

путешествие

Когда я был в девятом классе, отец на каникулах взял меня с собой, и вместе мы проехали 

по трассе трубопровода от Самары до Вентспилса. Отец так увлеченно рассказывал о своей 

работе, что я тоже решил стать трубопроводчиком. Окончил Куйбышевский политехнический 

институт и с тех пор тружусь в этой отрасли уже 32 года. Пришлось поучаствовать в грандиоз-

ной стройке — первой очереди нефтепровода «Восточная Сибирь — Тихий океан». Это было 

интересно, хоть и тяжело: огромные расстояния, бездорожье, морозы, которые не выдержи-

вала техника, а люди выдерживали. 

Александр Осинькин  

Производственное управление ООО «Транснефть — ТСД» (Самарская область)

Начальник управления,

В «Транснефти» работала 

и работает большая часть 

моей семьи: жена, два сына, 

невестка, тетя, родная сестра, 

двоюродная сестра… Наш 

общий трудовой стаж — боль-

ше 200 лет! Недавно старшая 

внучка, Катерина, окончила 

школу и тоже поступила  

в РГУ нефти и газа  

им. И. М. Губкина. 

По работе мне приходится много ездить по стране. 

ООО «Транснефть — ТСД» ведет проекты в 14 регионах. 

У нас молодой коллектив, и мне это нравится. На моей 

памяти много молодых ребят, которые начинали просты-

ми линейными трубопроводчиками, выросли до главных 

инженеров. Молодежь учится у меня, а я у молодежи. 

Человек учится всю жизнь.

“

“

Наш общий трудовой стаж — 

больше  

200 лет! 

Годовой отчет 2018

56

57

ФИНАНСОВЫЙ 

ОБЗОР

Основные показатели ПАО «Транснефть» по МСФО
Основные финансово-экономические показатели 

ПАО «Транснефть» по РСБУ
Компания в лицах: Юлия Мироненко

60
69
 

74

1

 Бухгалтерская (финансовая) отчетность за 2018 год опубликована Компанией на сайте: https://www.transneft.ru/investors/323/. 

2

 Консолидированная отчетность включает показатели Группы «НМТП» с даты получения контроля.

3

 Без учета операций по купле-продаже сырой нефти по договорам с ПАО «НК «Роснефть» и Китайской национальной объединенной нефтяной корпорацией.

4

 В показателе EBITDA учитываются показатели Группы «НМТП» за весь 2018 год.

5

 С момента получения контроля Группой «Транснефть».

6 

Долг на 31.12.2018 по Группе «НМТП» указан без учета долга Omirico Limited.

Финансовые результаты Группы по итогам 2018 года в основном выросли в сравнении 
с 2017 годом. Выручка Группы за год, закончившийся 31.12.2018, возросла на 10,8 %. 
Показатель EBITDA за 2018 год увеличился на 6,1 % относительно уровня 2017 года, 
прибыль за год — на 17,5 %. Прибыль, скорректированная на факторы, не связанные 
с производственной деятельностью, за 2018 год снизилась на 4,8 %.

Показатели

2018

2017

Абсолютное 

изменение

Изменение (%)

Выручка

979 958

884 337

95 621

10,8

Операционные расходы без учета износа и амортизации

–546 083

–476 062

–70 021

14,7

Операционная прибыль без учета износа и амортизации

433 875

408 275

25 600

6,3

Износ и амортизация 

–178 610

–152 637

–25 973

17,0

Операционная прибыль

255 265

255 638

–373

–0,1

Прибыль до налогообложения 

277 711

242 167

35 544

14,7

Расходы по налогу на прибыль 

–52 298

–50 362

–1 936

3,8

Прибыль за отчетный год

225 413

191 805

33 608

17,5

Прочий совокупный расход/доход за вычетом налога на прибыль

–770

578

–1 348

–

Общий совокупный доход за вычетом налога на прибыль

224 643

192 383

32 260

16,8

EBITDA

3

433 436

408 694

24 742

6,1

Общий долг / LTM EBITDA

4

 

1,4

1,7

–

–

Основные финансовые результаты Группы «Транснефть»

2

 (млн руб.)

Показатель

2018 

Доля в общей сумме 

выручки (%)

2017

Доля в общей сумме 

выручки (%)

Абсолютное 

изменение

Изменение (%)

Выручка от реализации услуг  

по транспортировке нефти

651 887

66,5

631 459

71,4

20 428

3,2

на экспорт

391 459

39,9

374 152

42,3

17 307

4,6

на внутреннем рынке 

260 428

26,6

257 307

29,1

3 121

1,2

Выручка от реализации услуг  

по транспортировке нефтепродуктов 

72 167

7,4

66 035

7,5

6 132

9,3

Выручка от реализации стивидорных услуг, 

дополнительных услуг порта и услуг флота

14 444

1,5

–

0,0

14 444

–

Выручка от реализации услуг  

по компаундированию

5 849

0,6

6 201

0,7

–352

–5,7

Выручка от реализации нефти  

на внутреннем рынке

6 122

0,6

9 445

1,1

–3 323

–35,2

Выручка от реализации нефтепродуктов

6 899

0,7

5 108

0,6

1 791

35,1

Прочая выручка

22 304

2,3

25 352

2,8

–3 048

–12,0

Выручка всего (без учета выручки  

от реализации нефти на экспорт)

779 672

79,6

743 600

84,1

36 072

4,9

Выручка от реализации нефти на экспорт

200 286

20,4

140 737

15,9

59 549

42,3

Выручка всего

979 958

100,0

884 337

100,0

95 621

10,8

Структура выручки (млн руб.)

Показатель за 2018 год

Группа «НМТП»

5

Группа «Транснефть»  

с Группой «НМТП»

Доля Группы «НМТП»  

в показателях  

Группы «Транснефть» (%)

Выручка

15 878

979 958

1,6

EBITDA

10 545

433 436

2,4

Чистая прибыль

3 366

225 413

1,5

Чистые активы (на 31.12.2018)

83 343

2 064 667

4,0

Долг (на 31.12.2018)

69 743

6

 

672 992

10,4

Чистый денежный поток/отток

–10 043

13 217

–

Влияние Группы «НМТП» на финансовые показатели Группы «Транснефть» (млн руб.)

Основные показатели 

ПАО «Транснефть» 

по МСФО

1

Выручка от реализации
Выручка Группы «Транснефть» за 2018 год относительно 

2017 года выросла на 10,8 %. Это произошло за счет увели-

чения дохода от транспортировки нефти и нефтепродуктов, 

от реализации нефти на экспорт, а также благодаря оказа-

нию стивидорных услуг, дополнительных услуг порта и услуг 

флота (в связи с приобретением в сентябре 2018 года кон-

троля в Группе «НМТП» и ООО «НМТ»). Выручка без учета опе-

раций реализации нефти на экспорт увеличилась на 4,9 % 

по сравнению с 2017 годом и составила 79,6 % от общей 

суммы выручки за отчетный период.

Рост выручки от оказания услуг по транспортировке нефти 

на 3,2 % обусловлен изменением тарифов, объемов транс-

портировки нефти и грузопотоков. Рост выручки от оказания 

услуг по транспортировке нефтепродуктов на 9,3 % стал 

результатом изменения тарифов, объемов транспортировки 

нефтепродуктов и грузопотоков.

Выручка от реализации нефти на экспорт сформировалась 

в связи с поставками в Китайскую Народную Республику 

в рамках договора с Китайской национальной объединен-

ной нефтяной корпорацией, заключенного сроком на 20 лет 

ДОХОДЫ И РАСХОДЫ

на поставку сырой нефти в объеме 6 млн т ежегодно начи-

ная с 01.01.2011. Указанный договор был заключен в обес-

печение кредита, полученного от Банка развития Китая. 

Приобретение соответствующих объемов нефти осуществля-

ется у ПАО «НК «Роснефть». 

Рост суммы выручки от реализации нефти на экспорт 

на 42,3 % обусловлен в основном увеличением средней 

цены на нефть в долларах США за 1 баррель. Уменьшение 

суммы выручки от реализации нефти на внутреннем рынке 

на 35,2 % по сравнению с прошлым годом обусловлено 

уменьшением объемов продаж. 

Увеличение суммы выручки от реализации нефтепродуктов 

за 2018 год на 35,1 % по сравнению с прошлым годом 

связано с увеличением объемов продаж нефтепродуктов, 

а также с включением в консолидированные показатели 

соответствующих сумм Группы «НМТП». 

Снижение выручки от оказания услуг по компаундированию 

нефти за 2018 год по сравнению с 2017 годом на 5,7 % об-

условлено уменьшением объемов компаундирования нефти 

на 8,8 %, до 39 883,6 тыс. т. 

Кузьмин Вячеслав Владимирович, 

старший научный сотрудник 

лаборатории автоматизации  

ООО «НИИ Транснефть»

Годовой отчет 2018

60

61

За 2018 год по сравнению с 2017 годом сумма операци-

онных расходов без учета износа и амортизации, налогов 

и реализации нефти на экспорт выросла незначительно, 

на 1,0 %. Рост суммы операционных расходов без учета 

износа и амортизации связан со следующими факторами: 

 

■

рост себестоимости реализации нефти на экспорт; 

 

■

рост прочих налогов; 

 

■

рост расходов на оплату труда.

Операционные расходы

Статьи операционных расходов

2018 

Доля  

в общей сумме  

расходов (%)

2017

Доля  

в общей сумме 

расходов (%)

Абсолютное 

изменение

Изменение (%)

Расходы на оплату труда, страховые взносы  

и социальные расходы

163 591 

30,0  149 878

31,5 

13 713

9,1

Электроэнергия

44 058 

8,1 

41 718

8,8 

2 340

5,6

Материалы 

33 297 

6,1 

33 851

7,1 

–554

–1,6

Услуги по ремонту и поддержанию надлежащего 

технического состояния трубопроводной сети 

19 175 

3,5 

17 790 

3,7 

1 385

7,8

Расходы на страхование 

6 359 

1,2 

6 070 

1,3 

289

4,8

Налоги (кроме налога на прибыль)

36 843 

6,7 

28 494 

6,0 

8 349

29,3

Пенсионные начисления

–9 367

–1,7

5 412 

1,1 

–14 779

–

Себестоимость реализации товарной нефти на экспорт 

(включая вывозную таможенную пошлину)

199 847 

36,6  141 156 

29,7 

58 691

41,6

Себестоимость реализации нефти на внутреннем рынке

5 873 

1,1 

8 497 

1,8 

–2 624

–30,9

Себестоимость реализации нефтепродуктов

6 350 

1,2 

4 639 

1,0 

1 711

36,9

Себестоимость прочих реализованных товаров  

для перепродажи

3 902 

0,7 

2 512 

0,5 

1 390

55,3

Прочие операционные расходы

36 155

6,5

36 044

7,5

111

0,3

Операционные расходы без учета износа и амортизации

546 083

100,0

476 062

100,0

70 021

14,7

корректируются на:

себестоимость реализации нефти на экспорт  

(включая вывозную таможенную пошлину)

–199 

847

–36,6 –141 156

–29,7

–58 691

41,6

налоги (кроме налога на прибыль) 

–36 843

–6,7

–28 494

–6,0

–8 349

29,3

операционные расходы без учета износа и амортизации, 

налогов и реализации нефти на экспорт

309 393

56,7

306 412

64,3

2 981

1,0

Операционные расходы без учета износа и амортизации (млн руб.)

1 

 В соответствии с ранее действовавшим МСФО (IAS) 18 «Выручка» выручка от оказания услуг по транспортировке нефти и нефтепродуктов по долгосрочным 

(согласованным) тарифам признавалась в составе выручки от транспортировки нефти или нефтепродуктов в течение периода действия указанных тарифов.  

В соответствии с ранее действовавшим КРМФО (IFRIC) 18 «Передача активов покупателями» выручка от оказания услуг по технологическому подключению 

к системе магистральных трубопроводов признавалась в составе прочей выручки по мере признания затрат по строительству активов, финансируемых 

в соответствии с такими договорами. 

В связи с применением требований нового МСФО (IFRS) 15 «Выручка по договорам с покупателями» выручка от оказания услуг по транспортировке 

нефти и нефтепродуктов по долгосрочным (согласованным) тарифам и по договорам оказания услуг по технологическому подключению к магистральным 

трубопроводам признается исходя из срока полезного использования объектов, финансирование строительства которых осуществлялось за счет денежных 

средств, полученных по соответствующим договорам.

Прочая выручка 
Показатель «Прочая выручка» включает выручку от услуг 

по хранению нефти и нефтепродуктов, связи, диагностике, 

строительству и технологическому подключению 

к магистральным трубопроводам, информационных услуг, 

связанных с транспортировкой нефти, а также от сдачи 

имущества в аренду, перепродажи товаров, организации 

перевозок грузов и прочих услуг. Снижение суммы прочей 

выручки за 2018 год по сравнению с 2017 годом на 12 % 

обусловлено снижением суммы выручки от реализации 

услуг по технологическому подключению к магистральным 

трубопроводам в результате применения нового МСФО 

(IFRS) 15 «Выручка по договорам с покупателями»

1

.

Операционные расходы без учета износа и амортизации с учетом коэффициентов инфляции

2

 (млн руб.)

Статьи операционных расходов

2018 

Доля  

в общей сумме 

расходов (%)

Показатель инфля-

ции (прогноз 2018  

к 2017 (%))

2017  

(инфлировано  

к 2018)

Доля  

в общей сумме 

расходов (%)

Абсолютное 

изменение

Изменение 

(%)

Расходы на оплату труда, страховые 

взносы и социальные расходы

163 591

30,0 

2,7

153 925

29,2 

9 666

6,3

Электроэнергия

44 058

8,1 

4,0

43 387

8,2 

671

1,5

Материалы 

33 297

6,1 

4,1

35 239

6,7 

–1 942

–5,5

Услуги по ремонту и поддержанию 

надлежащего технического 

состояния трубопроводной сети 

19 175

3,5 

4,9

18 662

3,5 

513

2,7

Расходы на страхование 

6 359

1,2 

2,7

6 234

1,2 

125

2,0

Налоги (кроме налога на прибыль)

36 843

6,7 

4,1

29 662

5,6 

7 181

24,2

Пенсионные начисления

–9 367

–1,7

2,7

5 558

1,1 

–14 925

–

Себестоимость реализации 

товарной нефти на экспорт 

(включая вывозную таможенную 

пошлину)

199 847

36,6 

25,8

177 574

33,7 

22 273

12,5

Себестоимость реализации нефти 

на внутреннем рынке

5 873

1,1 

25,8

10 689

2,0 

–4 816

–45,1

Себестоимость реализации 

нефтепродуктов

6 350

1,2 

22,1

5 664

1,1 

686

12,1

Себестоимость прочих 

реализованных товаров 

для перепродажи

3 902

0,7 

4,1

2 615

0,5 

1 287

49,2

Прочие операционные расходы 

36 155

6,5

4,1

37 523

7,2

–1 368

–3,6

Операционные расходы без учета 

износа и амортизации

546 083

100,0

–

526 732

100,0

19 351

3,7

корректируются на:

себестоимость реализации нефти 

на экспорт (включая вывозную 

таможенную пошлину)

–199 847

–36,6

–25,8

–177 574

–33,7

–22 273

12,5

налоги (кроме налога на прибыль)  –36 843

–6,7

–4,1

–29 662

–5,6

–7 181

24,2

операционные расходы без учета 

износа и амортизации, налогов 

и реализации нефти на экспорт

309 393

56,7

–

319 496

60,7

–10 103

–3,2

2

  Величины использованных показателей инфляции основаны на подготовленном Министерством экономического развития Российской Федерации прогнозе 

показателей социально-экономического развития Российской Федерации на 2018 год и на плановый период 2019 и 2020 годов.

Причины изменения статей операционных 
расходов (без учета инфлирования)
Рост затрат на оплату труда, страховых взносов и социальных 

расходов за 2018 год на 9,1 % обусловлен повышением 

страховых взносов в государственные внебюджетные фонды 

в связи с увеличением предельной величины базы для их 

начисления, проведенной индексацией заработной платы 

во втором полугодии 2017 года и ростом среднесписочной 

численность вследствие строительства и ввода в эксплуата-

цию новых объектов магистральных трубопроводов.

Уменьшение суммы пенсионных начислений за год, за-

кончившийся 31.12.2018, по сравнению с аналогичным 

показателем прошлого года связано с изменением законо-

дательства с 2019 года. В соответствии с ним в Российской 

Федерации поэтапно увеличивается возраст, по достижении 

которого возникает право на государственную пенсию: 

с 55 до 60 лет для женщин и с 60 до 65 лет для мужчин. 

Это привело к единовременному признанию дохода 

на 31.12.2018 на общую сумму 13 831 млн руб. в результате 

уменьшения обязательств по пенсионному плану с установ-

ленными выплатами.

Рост суммы расходов на электроэнергию (мощность) 

на 5,6 % в основном обусловлен увеличением средневзве-

шенной цены (тарифа) на электроэнергию (мощность) и вво-

дом в эксплуатацию новых объектов магистральных трубо-

проводов. Расходы на ремонт и поддержание надлежащего 

состояния трубопроводной сети выросли на 7,8 % в связи 

с проведением плановых работ по капитальному ремонту.

Себестоимость реализации нефти на экспорт ПАО «Транс-

нефть» включает себестоимость реализации нефти, приоб-

ретаемой у ПАО «НК «Роснефть» в рамках договора, заклю-

ченного в апреле 2009 года, в сумме 151 586 млн руб. 

и вывозные таможенные пошлины на сырую нефть в сумме 

48 261 млн руб.

Снижение себестоимости реализации нефти на внутрен-

нем рынке на 30,9 % обусловлено уменьшением объемов 

продаж нефти компаниями Группы. Рост себестоимости 

реализации нефтепродуктов на внутреннем рынке на 36,9 % 

вызван увеличением средней цены на нефтепродукты, а так-

же приобретением Группой в сентябре 2018 года контроля 

в Группе «НМТП».

выросли затраты на оплату труда, страховых взносов 

и социальных расходов в 2018 году

Годовой отчет 2018

62

63