ПАО «Транснефть». Консолидированная финансовая отчетность (2017-2008 год)

ОАО «АК «ТРАНСНЕФТЬ»
ПРИМЕЧАНИЯ К КОНСОЛИДИРОВАННОЙ ФИНАНСОВОЙ ОТЧЕТНОСТИ ПО МСФО ЗА
ГОД, ЗАКОНЧИВШИЙСЯ 31 ДЕКАБРЯ 2008 ГОДА

(в миллионах российских рублей, если не указано иное)

КРЕДИТЫ И ЗАЙМЫ, ОБЯЗАТЕЛЬСТВА ПО ЛИЗИНГУ (продолжение)

В августе 2008 года Группа выпустила еврооблигации на сумму 0,6 млрд. долларов США (17 628 млн. рублей
по  курсу  Центрального  Банка  РФ  на 31 декабря 2008 года)  сроком  на 5 лет  под  процентную  ставку 7,70%
годовых.

Также  в  августе 2008 года  Группа  выпустила  еврооблигации  на  сумму 1,05 млрд.  долларов  США
(30 849 млн. рублей  по  курсу  Центрального  Банка  РФ  на 31 декабря 2008 года)  сроком  на 10 лет  под
процентную ставку 8,70% годовых.

Привлеченные  в  результате  выпуска  еврооблигаций  средства  используются  Группой  для  финансирования
строительства трубопроводной системы Восточная Сибирь – Тихий Океан, либо рефинансирования текущей
задолженности  по заемным средствам, направленным на эти цели.

В октябре 2005 года Группа Транснефтепродукт заключила кредитное соглашение с ОАО «Внешторгбанк» об
открытии  долгосрочной  кредитной  линии  в  размере 753 млн.  долл.  США,  которые  были  получены  до
31 декабря 2007 года. Кредит был направлен на финансирование расходов, связанных с реализацией Проекта
«Север», по строительству нефтепродуктопровода «Кстово – Ярославль – Кириши – Приморск». Процентная
ставка  по  кредиту  составляет 10% годовых,  проценты  подлежат  выплате  ежеквартально.  Кредит  подлежал
погашению в срок до апреля 2013 года, начиная с октября 2008 года. По состоянию на 31 декабря 2008 года
задолженность по кредиту составляет 21 389 млн. рублей (18 671 млн. рублей на 31 декабря 2007 года).

По состоянию на 31 декабря 2008 года и 2007 года все кредиты и займы Группы  необеспеченные.

Обязательства по лизингу

Обязательства по лизингу, выраженные в условных единицах, подлежат погашению по курсу ЦБ на дату
платежа следующим образом:

декабря 2008

Лизинговые

платежи

Расходы

по процентам

Приведенная стоимость

обязательств по лизингу

Менее одного года

2 887

881

2 006

От одного до пяти лет 902

275

627

3 789

1 156

2 633

декабря 2007

Лизинговые

платежи

Расходы

по процентам

Приведенная стоимость

обязательств по лизингу

Менее одного года

4 165

1 223

2 942

От одного до пяти лет

2 424

445

1 979

6 589

1 668

4 921

(в миллионах российских рублей, если не указано иное)

ОТЛОЖЕННЫЕ НАЛОГОВЫЕ ОБЯЗАТЕЛЬСТВА И РАСХОДЫ ПО НАЛОГУ НА ПРИБЫЛЬ

Активы и обязательства по отложенным налогам включают следующее:

января

2008

Поступления

при

присоединении

компаний под

общим

контролем

(Расходы)/

доходы,

отнесенн

ые на счет

прибылей

и убытков

(Расходы)/

доходы,

отнесенные

непосредстве

нно на

капитал

декабря

2008

Отложенные налоговые
обязательства:

Текущая стоимость
основных средств сверх
налогооблагаемой базы

(44 790)

(2 335)

5 574

(41 551)

Прочие обязательства (133) (166)

144 (29)

(184)

(44 923)

(2 501)

5 718

(29)

(41 735)

Активы по отложенным
налогам:

Резервы по запасам,
дебиторской
задолженности и
начисленным расходам

261

56 581

- 898

Налоговые убытки

- 1

882

- 1

882

Резервы на покрытие
затрат по демонтажу и
других затрат

15 271

109

(1 007)

14 373

15 532

165

1 456

17 153

Чистые обязательства по
отложенным налогам

(29 391)

(2 336)

7 174

(29)

(24 582)

1 января 2007

(Расходы)/доходы,

отнесенные на счет

прибылей и убытков

31 декабря 2007

Отложенные налоговые
обязательства:

Текущая стоимость основных
средств сверх налогооблагаемой
базы

(40 292)

(4 498)

(44 790)

Прочие обязательства

(327) 194

(133)

(40 619)

(4 304)

(44 923)

Активы по отложенным налогам:

Резервы по запасам, дебиторской
задолженности и начисленным
расходам

451 (190) 261

Резервы на покрытие затрат по
демонтажу и других затрат

14 065

1 206

15 271

14 516

1 016

15 532

Чистые обязательства по
отложенным налогам

(26 103)

(3 288)

(29 391)

(в миллионах российских рублей, если не указано иное)

14 ОТЛОЖЕННЫЕ НАЛОГОВЫЕ ОБЯЗАТЕЛЬСТВА И РАСХОДЫ ПО НАЛОГУ НА ПРИБЫЛЬ

(продолжение)

Отличия,  существующие  между  критериями  признания  активов  и  обязательств,  отраженных  в
консолидированной  финансовой  отчетности  по  МСФО  и  для  целей  налогообложения,  приводят  к
возникновению  временных  разниц.  Налоговый  эффект  изменения  этих  временных  разниц  отражен  по
официальной  ставке 20% для  года,  закончившегося 31 декабря 2008 года  и 24% для  года,  закончившегося
31 декабря 2007 года, соответственно.

Ниже представлена сверка между расходами по налогу на прибыль, рассчитанными по нормативной
налоговой ставке, и фактическими расходами по налогу на прибыль, рассчитанной на основании ожидаемой
годовой эффективной ставки:

Год, закончившийся

31 декабря 2008

Год, закончившийся

31 декабря 2007

Прибыль до налогообложения

94 502

95 125

Налог на прибыль, рассчитанный по
нормативной ставке 24%

22 681

22 830

Увеличение

Расходы,

не

уменьшающие

налогооблагаемую прибыль

4 191

7 621

Изменение нормативной ставки по налогу
на прибыль до 20% действующей с 1 января
2009 года (4

895)

Фактический расход по налогу на прибыль

21 977

30 451

26  ноября 2008 г.  внесено  изменение  в  налоговое  законодательство  Российской  Федерации,  касающееся
уменьшения  ставки  налога  на  прибыль  с 24% до 20%, вступающее  в  силу  с 1 января 2009 года.
Вышепредставленный  эффект  от  изменений  активов  и  обязательств  по  отложенному  налогу  представляет
собой эффект снижения ставки налога на прибыль до 20%.

Группа не признает отложенное налоговое обязательство в отношении налогооблагаемых временных разниц в
сумме 377 237 млн.  рублей  по  состоянию  на 31 декабря 2008 года  (на 31 декабря 2007 года –
315 453 млн. рублей), связанных с финансовыми вложениями в дочерние общества, так как Компания может
влиять на срок погашения данного обязательства и не считает, что оно будет погашено в обозримом будущем.

15 РЕЗЕРВЫ ПРЕДСТОЯЩИХ РАСХОДОВ И ПЛАТЕЖЕЙ

31 декабря 2008

31 декабря 2007

Резерв на демонтаж основных средств

69 233

58 708

Пенсионные обязательства

5 772

4 607

75 005

63 315

Резерв на демонтаж основных средств

Резерв создан под ожидаемые затраты, связанные с демонтажем частей существующей сети трубопроводов на
основе средних текущих затрат на демонтаж 1 км линейной части нефтепровода и нефтепродуктопровода в
соответствии с перспективной программой замены участков нефте- и нефтепродуктопровода. Расчет резерва
произведен, исходя из предположения, что на протяжении периода полезного использования нефтепровода и
нефтепродуктопровода ежегодно будет производиться демонтаж одинакового количества километров.
Стоимость демонтажа включена в стоимость основных средств и амортизируются в течение срока полезной
службы трубопровода.

(в миллионах российских рублей, если не указано иное)

15 РЕЗЕРВЫ ПРЕДСТОЯЩИХ РАСХОДОВ И ПЛАТЕЖЕЙ (продолжение)

Таким образом, в случае увеличения общей длины трубопровода создаются дополнительные резервы, а в
случае демонтажа участков трубопровода размер резервов снижается. Прочие изменения по резервам
отражаются при изменении программы или средних текущих затрат на демонтаж. Ожидаемая стоимость на
дату демонтажа была дисконтирована до чистой текущей стоимости с использованием номинальной средней
ставки дисконтирования 10,08% годовых (по состоянию на 31 декабря 2007 года – 6,6% годовых).

2008 2007

На 1 января

58 708

54 228

Поступление новых основных средств

782

1 914

Изменения в оценках, относимые на основные
средства

5 695

3 372

Использование резерва

(2 085)

(1 765)

Процентный расход 5

686

959

Поступление при присоединении компаний под
общим контролем

447

На 31 декабря

69 233

58 708

Пенсионные обязательства

Согласно  коллективным  договорам  с  работниками  Группа  имеет  обязательства  перед  работниками,
имеющими  стаж  работы  в  Группе  не  менее  трех  лет,  по  выплате  единовременного  пособия  в  размере  от
одного до пяти окладов при выходе на пенсию. Также в соответствии с условиями коллективного договора
Группа  производит  единовременные  выплаты  пенсионерам,  не  участвующим  в  программе
негосударственного  пенсионного  страхования  Группы,  а  также  выплаты  пенсионерам  к  юбилейным  и
праздничным  датам  в  размере  от  одного  до  восьми  минимальных  размеров  оплаты  труда  (МРОТ).  В
соответствии  с  принципами,  приведенными  в  МСФО 19 «Вознаграждения  работникам»,  была  произведена
оценка  чистой  текущей  стоимости  этих  обязательств.  При  оценке  обязательств  был  использован  метод,
учитывающий продолжительность жизни.

Изменения суммы чистого обязательства отражены в консолидированном балансовом отчете следующим
образом:

2008 2007

На 1 января

4 607

3 761

Процентный расход 322

263

Текущие расходы по пенсионному плану 271

221

Актуарный убыток 925

648

Пенсии выплаченные (353)

(286)

На 31 декабря

5 772

4 607

Процентный расход, текущие расходы по пенсионному плану и актуарный убыток в размере 1 518 млн. руб. и
1 132 млн. руб. за год, закончившийся 31 декабря 2008 года и 2007 года соответственно, включены в состав
расходов на оплату труда в консолидированном отчете о прибылях и убытках (см. Примечание 18).

Пенсионные обязательства в консолидированном балансовом отчете представлены следующим образом:

31 декабря 2008

31 декабря 2007

Дисконтированная стоимость обязательств
(не обеспеченных фондами) 5

772

4 607

Обязательства

5 772

4 607

(в миллионах российских рублей, если не указано иное)

15 РЕЗЕРВЫ ПРЕДСТОЯЩИХ РАСХОДОВ И ПЛАТЕЖЕЙ (продолжение)

Основные использованные актуарные допущения (средневзвешенные показатели):

На

31 декабря 2008

На

31 декабря 2007

Средняя номинальная ставка дисконтирования

9,67% 7,00%

Будущее повышение заработной платы (номинальное)

9,50% 7,00%

Ожидаемая средняя продолжительность службы
работников, оставшаяся до их выхода на пенсию (лет) 12

КРЕДИТОРСКАЯ ЗАДОЛЖЕННОСТЬ И ПРОЧИЕ ОБЯЗАТЕЛЬСТВА

31 декабря 2008

31 декабря 2007

Кредиторская задолженность

14 057

15 500

Авансы, полученные за услуги по транспортировке
нефти и нефтепродуктов

17 584

12 844

Начисления

6 335

2 301

НДС к уплате

4 910

1 229

Задолженность по оплате труда

1 434

1 057

Прочие налоги к уплате 755

770

Прочая кредиторская задолженность

1 558

2 286

46 633

35 987

Разбивка кредиторской задолженности по видам валют представлена в таблице ниже:

Рубль РФ

Доллар

США

Евро

Другие

валюты

Итого

31 декабря 2008

кредиторская задолженность
поставщикам и подрядчикам

13 984

14 057

прочая кредиторская
задолженность

1 313

216

1 558

15 297

241

15 615

31 декабря 2007

кредиторская задолженность
поставщикам и подрядчикам

15 480

15 500

прочая кредиторская
задолженность

2 269

2 286

17 749

17 786

(в миллионах российских рублей, если не указано иное)

ВЫРУЧКА

Год, закончившийся

31 декабря 2008

Год, закончившийся

31 декабря 2007

Выручка от реализации услуг по
транспортировке нефти:

На внутреннем рынке

106 617

80 845

На экспорт

137 370

117 589

Итого выручка от реализации
услуг по транспортировке нефти

243 987

198 434

Выручка от транспортировки
нефтепродуктов

17 101

885

Выручка от реализации нефти

2 142

16 383

Выручка от продажи
нефтепродуктов 3

494

Прочая выручка

8 253

6 240

274 977

221 942

Выручка Группы от реализации услуг по транспортировке нефти по магистральным нефтепроводам,
расположенным на территории РФ, включает:



выручку  за  услуги  по  транспортировке  нефти  по  направлениям  в  Российской  Федерации  и  в  страны-
участники  Таможенного  Союза  по  тарифам,  установленным  и  уплачиваемым  в  российских  рублях,
утвержденным  и  периодически  пересматриваемым  Федеральной  службой  по  тарифам («на  внутреннем
рынке»);



выручку за услуги по транспортировке нефти на экспорт (за пределы Российской Федерации и стран-
участников Таможенного Союза) по тарифам, установленным и уплачиваемым в российских рублях,
утвержденным и периодически пересматриваемым Федеральной службой по тарифам («на экспорт»).

Кроме того, по строке «Выручка от реализации услуг по транспортировке нефти на экспорт» отражены:



выручка за услуги по транспортировке транзитной нефти Азербайджана на экспорт через территорию
Российской Федерации до порта Новороссийск по фиксированному тарифу, установленному и
оплачиваемому в долларах США в соответствии с межгосударственным соглашением;



выручка за услуги по транспортировке транзитной нефти Казахстана по тарифам, установленным
Федеральной службой по тарифам и оплачиваемым в российских рублях (до 2008 года по тарифам,
установленным и уплачиваемым в долларах США), за исключением маршрута Махачкала – Новороссийск, и



выручка  за  услуги  по  транспортировке  через  территорию  Российской  Федерации  транзитной  нефти
Казахстана  на  маршруте  Махачкала – Новороссийск  по  фиксированному  тарифу,  установленному
Федеральной  службой  по  тарифам  и  уплачиваемому  в  российских  рублях  (до 2008 года  по  тарифу,
установленному и уплачиваемому в долларах США).

Группа  Транснефтепродукт  получает  выручку  от  реализации  услуг  по  транспортировке  нефтепродуктов,
которая  определяется  тарифами  с  учетом  расстояния.  Тарифы  устанавливаются  в  российских  рублях  и
регулярно  пересматриваются  после  утверждения  Федеральной  службой  по  тарифам.  Тарифы  взимаются  в
российских  рублях  за  транспортировку  нефтепродуктов  потребителям  России,  Белоруссии  и  Украины  по
нефтепродуктопроводу, расположенному на территории этих стран. Тарифы, устанавливаемые Федеральной
службой по тарифам, рассчитаны исходя из максимальной суммы оплаты за каждый маршрут, фактические
тарифы зачастую ниже.

Прочая выручка Группы в основном включает услуги по компаудированию нефти, услуги по хранению нефти
и нефтепродуктов, строительству, сдаче имущества в аренду и услуги связи.

(в миллионах российских рублей, если не указано иное)

ОПЕРАЦИОННЫЕ РАСХОДЫ И ЧИСТЫЕ ПРОЧИЕ ОПЕРАЦИОННЫЕ ДОХОДЫ

Год, закончившийся

31 декабря 2008

Год, закончившийся

31 декабря 2007

Операционные расходы

Амортизация

34 067

30 892

Расходы на персонал

Затраты на оплату труда и пенсионные
начисления

39 815

23 967

Единый социальный налог

6 208

4 120

Вознаграждение основному
управленческому персоналу
(Примечание 21)

279 227

Социальные расходы

3 087

2 072

Электроэнергия

22 452

20 097

Материалы

11 999

8 525

Стоимость проданной нефти

2 274

14 977

Стоимость проданных нефтепродуктов 3

228

Расходы на страхование

3 190

6 410

Чистое изменение резерва по
сомнительной дебиторской задолженности 3

544

(251)

Снижение стоимости товаров для
перепродажи 2

894

Чистое изменение резерва под снижение
стоимости основных средств 492

118)

Услуги по ремонту и поддержанию
надлежащего технического состояния
трубопроводной сети

6 634

6 535

Командировочные расходы

3 297

2 348

Транспортные расходы

1 839

1 884

Налоги, кроме налога на прибыль:

Налог на имущество

1 585

1 451

Прочие налоги 379

159

Прочее

10 221

12 553

157 484

134 848

Налог  на  имущество  исчисляется  по  ставке,  не  превышающей 2,2% от  среднегодовой  остаточной  стоимости
основных  средств.  Действующим  законодательством  предусмотрено  уменьшение  размера  налогооблагаемой
базы  на  величину  остаточной  стоимости  объектов  магистральных  трубопроводов,  а  также  сооружений,
являющихся неотъемлемой технологической частью указанных объектов.

В составе расходов на персонал по статье «Единый социальный налог» отражены расходы Группы, связанные с
отчислениями в Пенсионный фонд РФ по пенсионному плану с установленными взносами, величина которых
за год, закончившийся 31 декабря 2008 года, составила 3 972 млн. рублей (за год, закончившийся
31 декабря 2007 года, - 2 784 млн. рублей).

Расходы на оплату труда и пенсионные начисления включают в себя расходы, связанные с начислениями в
негосударственный пенсионный фонд по пенсионному плану с установленными взносами, величина которых
за год, закончившийся 31 декабря 2008 года, составила 3 248 млн. рублей (за год, закончившийся
31 декабря 2007 года, - 2 127 млн. рублей).

(в миллионах российских рублей, если не указано иное)

ОПЕРАЦИОННЫЕ РАСХОДЫ И ЧИСТЫЕ ПРОЧИЕ ОПЕРАЦИОННЫЕ ДОХОДЫ (продолжение)

Следующие затраты и доходы были включены в прочие чистые операционные доходы:

Год, закончившийся

31 декабря 2008

Год, закончившийся

31 декабря 2007

Излишки нефти

9 728

15 970

Убыток от выбытия основных средств (940)

(536)

Расходы на благотворительность

(1 004)

(7 193)

Получение страховой премии 1

029

Прибыль / (убыток) от выбытия
финансовых активов, имеющихся в
наличии для продажи 425

(38)

9 238

8 203

ДОЧЕРНИЕ И ЗАВИСИМЫЕ ОБЩЕСТВА

Ниже приведены основные дочерние общества, консолидированные в финансовой отчетности Группы, и
зависимые общества, учтенные по методу долевого участия:

Страна учреждения

Доля (%) участия

по состоянию на

31 декабря 2008

Региональные операторы нефтепровода

ОАО «Сибнефтепровод»

Россия 100,0

ОАО «Черномортранснефть»

Россия 100,0

ОАО «МН «Дружба»

Россия 100,0

ОАО «Приволжскнефтепровод»

Россия 100,0

ОАО «Транссибнефть»

Россия 100,0

ОАО «Верхневолжскнефтепровод»

Россия 100,0

ОАО «Центрсибнефтепровод»

Россия 100,0

ОАО «СМН»

Россия 100,0

OOO «Балтнефтепровод»

Россия 100,0

ОАО «Уралсибнефтепровод»

Россия 75,5

ОАО «СЗМН»

Россия 64,0

OOO «Востокнефтепровод»

Россия 100,0

Прочие сервисные компании операторов нефтепровода

ОАО «Гипротрубопровод»

Россия 100,0

ОАО «Связьтранснефть»

Россия 100,0

ОАО ЦТД «Диаскан»

Россия 100,0

ОАО «Волжский подводник»

Россия 100,0

ЗАО «Центр МО»

Россия 100,0

ООО «Спецморнефтепорт Приморск»

Россия 100,0

ООО «ТрансПресс»

Россия 100,0

ООО «ЦУП ВСТО»

Россия 100,0

ООО «Транснефть Финанс»

Россия 100,0

ООО «Спецморнефтепорт Козьмино»

Россия 100,0

ЗАО «Транснефть-Сервис»

Россия 75,0

ООО «Транснефть-Терминал»

Россия 75,0

ОАО «Энерготерминал»

Россия 51,0

Fenti Development Limited

Кипр

100,0

(в миллионах российских рублей, если не указано иное)

ДОЧЕРНИЕ И ЗАВИСИМЫЕ ОБЩЕСТВА (продолжение )

Страна учреждения

Доля (%) участия

по состоянию на

31 декабря 2008

Региональные операторы нефтепродуктопровода

ОАО «Мостранснефтепродукт»

Россия 100,0

ОАО «Юго-Запад транснефтепродукт»

Россия 100,0

ОАО «Средне-Волжский Транснефтепродукт»

Россия 100,0

ОАО «Петербургтранснефтепродукт»

Россия 100,0

ОАО «Рязаньтранснефтепродукт»

Россия 100,0

ОАО «Северо-Кавказский транснефтепродукт»

Россия 100,0

ОАО «Сибтранснефтепродукт»

Россия 100,0

ЧУП «Запад – Транснефтепродукт»

Беларусь 100,0

ДП «ПрикарпатЗападтранс»

Украина 100,0

ООО «Балттранснефтепродукт»

Россия 100,0

ОАО «Уралтранснефтепродукт»

Россия 86,2

Прочие сервисные компании операторов
нефтепродуктопровода

Россия 100,0

ОАО «Телекомнефтепродукт»

Россия 100,0

ОАО «Подводспецтранснефтепродукт»

Россия 100,0

ОАО «Институт Нефтепродуктпроект»

Россия 100,0

ООО «СОТ-ТРАНС»

Россия 100,0

ООО «БалттрансСервис»

Россия 100,0

Зависимые общества, учитываемые по методу долевого
участия

ООО «ЛатРосТранс»

Латвия 34,0

ООО «ТК-БА»

Россия 33,3

ЗАО «Промсфера» Russia

50,0

ООО «Импэкс-Плюс» Russia

50,0

ООО «Тихорецк-Нафта» Russia

50,0

УСЛОВНЫЕ ОБЯЗАТЕЛЬСТВА, КАПИТАЛЬНЫЕ ЗАТРАТЫ И ДРУГИЕ РИСКИ

Судебные разбирательства
В течение 2008 года Группа выступала одной из сторон в нескольких судебных разбирательствах, возникших
в ходе обычной хозяйственной деятельности. По мнению руководства Группы, по состоянию на 31 декабря
2008 года не существует претензий или исков к Группе, которые могут оказать существенное негативное
влияние на деятельность или финансовое положение Группы.

Руководство Группы оценивает вероятность неблагоприятного исхода нижеуказанных судебных
разбирательств как

среднюю.

По  состоянию  на  дату  подписания  данной  консолидированной  финансовой  отчетности  судами  было
подтверждено  право  компаний  Группы  (Компании  и  Транснефтепродукта)  на  возмещение  НДС  общей
суммой 6 493 млн. рублей (налоговые декларации за январь 2004 года – октябрь 2007 года), уплаченного по
ставке 18 % своим  дочерним  обществам  за  услуги  по  перекачке  нефти  и  нефтепродуктов,  потребленные
Компанией  и  Транснефтепродуктом  для  оказания  собственных  услуг  по  транспортировке  нефти  и
нефтепродуктов по системе магистральных нефте- и нефтепродуктопроводов.

(в миллионах российских рублей, если не указано иное)

УСЛОВНЫЕ ОБЯЗАТЕЛЬСТВА, КАПИТАЛЬНЫЕ ЗАТРАТЫ И ДРУГИЕ РИСКИ (продолжение)

Однако,  налоговый  орган,  продолжая  оспаривание  судебных  актов,  вынесенных  в  пользу
Транснефтепродукта,  подал  заявления  о  пересмотре  части  судебных  актов  в  порядке  надзора  в  Высший
Арбитражный Суд РФ (ВАС РФ). В результате рассмотрения одного из указанных заявлений, состоявшегося
25 февраля 2009 года, Президиум ВАС РФ отменил судебные акты о возмещении Транснефтепродуктом 68
млн.  рублей  и  передал  спор  на  новое  рассмотрение  в  суд  первой  инстанции.  В  мае 2009 года  ФАС
Московского округа отменил судебные акты о возмещении Компании НДС на общую сумму

1 397 млн. руб. и

в части 701

млн. руб. направил дело на рассмотрение в суд первой инстанции.

Налогообложение

Российское  налоговое  и  таможенное  законодательства  допускают  различные  толкования  и  подвержены
частым  изменениям.  Интерпретация  руководством  Группы  данного  законодательства  применительно  к  ее
операциям  и  деятельности  может  быть  оспорена  соответствующими  региональными  или  федеральными
органами.  Налоговые  органы  могут  занять  более  жесткую  позицию  при  интерпретации  законодательства  и
проверке налоговых расчетов, в связи с чем, существует вероятность, что операции и деятельность, которые
ранее не оспаривались, будут оспорены. Как следствие, могут быть начислены дополнительные налоги, пени
и  штрафы.  Налоговые  проверки  могут  охватывать  три  календарных  года  деятельности,  непосредственно
предшествовавшие  году  проверки.  При  определенных  условиях  проверке  могут  быть  подвергнуты  и  более
ранние периоды.

Охрана окружающей среды

Группа подчиняется ряду законодательных актов об охране окружающей среды, издаваемых различными
государственными инстанциями и регулирующих использование, хранение и утилизацию некоторых
продуктов.

В  настоящее  время  в  России  ужесточается  природоохранное  законодательство,  продолжает  развиваться  и
позиция  государственных  органов  Российской  Федерации  относительно  обеспечения  его  соблюдения
постоянно меняется. Группа проводит периодическую переоценку своих обязательств по охране окружающей
среды  в  соответствии  с  законодательством  об  охране  окружающей  среды.  Обязательства  отражаются  в
отчетности  по  мере  выявления.  Потенциальные  обязательства,  которые  могут  возникнуть  в  результате
изменений действующего законодательства, регулирования гражданских споров или изменений в нормативах,
не  могут  быть  оценены  с  достаточной  точностью,  но  они  могут  оказаться  существенными.  При
существующей  системе  контроля  и  мерах  наказания  за  несоблюдение    действующего  природоохранного
законодательства  руководство  считает,  что  в  настоящий  момент  не  имеется  существенных  обязательств,
связанных с нанесением ущерба окружающей среде.

СВЯЗАННЫЕ СТОРОНЫ И ВОЗНАГРАЖДЕНИЕ ОСНОВНОМУ УПРАВЛЕНЧЕСКОМУ
ПЕРСОНАЛУ

Российская Федерация в лице Федерального агентства по управлению государственным имуществом владеет
100%  обыкновенных  акций  Компании  и  осуществляет  контроль  через  представителей  Министерства
Энергетики,  прочих  федеральных  органов  исполнительной  власти  и  независимых  компаний  в  Совете
директоров  Компании.  Правительство  РФ  назначает  членов  Правления  Федеральной  службы  по  тарифам,
которая отвечает, среди прочего, за регулярный пересмотр ставок и структуры тарифов.

В  доверительном  управлении  Компании  находятся 24% пакета  акций  Каспийского  Трубопроводного
Консорциума-Р  и 24% пакета  акций  Каспийского  Трубопроводного  Консорцийума  -К,  принадлежащего
Российской Федерации на 31 декабря 2008 года и 2007 года. Результаты деятельности данных компаний не
включены  в  консолидированную  отчетность,  в  связи  с  тем,  что  Компания  выступает  в  качестве  агента  от
имени Российской Федерации.

В  ходе  обычной  хозяйственной  деятельности  Группа  осуществляет  операции  с  другими  организациями,
контрольные  пакеты  акций  которых  принадлежат  государству.  К  числу  операций  с  такими  организациями
относятся,  в  частности,  следующие:  закупки  электроэнергии  для  производственных  потребностей,
транспортировка  нефти,  добытой  государственными  предприятиями,  и  операции  с  банками,
контролируемыми государством.

Группа осуществляла следующие основные операции с организациями, контролируемыми государством, и
имела следующие остатки задолженности:

(в миллионах российских рублей, если не указано иное)

СВЯЗАННЫЕ СТОРОНЫ И ВОЗНАГРАЖДЕНИЕ ОСНОВНОМУ УПРАВЛЕНЧЕСКОМУ
ПЕРСОНАЛУ (продолжение)

Год, закончившийся

31 декабря 2008

Год, закончившийся

31 декабря 2007

Выручка от транспортировки нефти

69 711

60 046

Выручка от транспортировки нефтепродуктов 6

020

Расходы на электроэнергию

(1 420)

(1 815)

Расходы на выплату процентов (9

717)

799)

31 декабря 2008

31 декабря 2007

Дебиторская задолженность и предоплата 770

235

Денежные средства

29 083

6 915

Авансы, полученные за услуги по транспортировке нефти

4 083

2 989

Авансы, полученные за услуги по транспортировке
нефтепродуктов 1

044

Краткосрочные и долгосрочные займы

118 111

86 656

Операции с контролируемыми государством организациями включают в себя налоги, суммы которых и
необходимые пояснения содержатся в консолидированном бухгалтерском балансе, в отчете о прибылях и
убытках и в Примечаниях 9, 16, 17 и 18.

Вознаграждение основному управленческому персоналу

Краткосрочные вознаграждения, выплачиваемые высшему руководству Компании и её дочерних обществ,
включают в себя выплаты, определенные условиями трудовых договоров в связи с выполнением ими своих
должностных обязанностей. Были осуществлены следующие выплаты:

Год, закончившийся

31 декабря 2008

Год, закончившийся

31 декабря 2007

Заработная плата и премии

260

197

Выплаты, связанные с увольнениями

Прочие

279

227

В  соответствии  с  требованиями  Российского  законодательства,  Группа  осуществляет  отчисления  в
Пенсионный  фонд  РФ  по  пенсионному  плану  с  установленными  взносами  с  выплат  всем  работникам,
включая  высшее  руководство  Компании.  Высшее  руководство  Компании  и  ее  дочерних  обществ  также
является  участниками  программ  негосударственного  обеспечения  (программа  негосударственного
обеспечения НПФ «Транснефть», а также программа единовременных выплат при выходе на пенсию).

(в миллионах российских рублей, если не указано иное)

ФИНАНСОВЫЕ ИНСТРУМЕНТЫ И ФИНАНСОВЫЕ РИСКИ

Принципы учетной политики для финансовых инструментов были применены к следующим показателям:

Займы и дебиторская

задолженность

Финансовые

активы, имеющиеся

в наличии для

продажи

Активы на дату отчетности

31 декабря 2008

Денежные средства и их эквиваленты
(см. Примечание 10)

60 565

Финансовые активы, имеющиеся в наличии для
продажи (см. Примечание 7)

962

Прочие финансовые активы 1

505

Дебиторская задолженность (торговая и прочая)
(см. Примечание 9)

7 660

730 962

31 декабря 2007

Денежные средства и их эквиваленты
(см. Примечание 10)

23 498

Финансовые активы, имеющиеся в наличии для
продажи (см. Примечание 7)

1 602

Дебиторская задолженность (торговая и прочая)
(см. Примечание 9)

11 005

34 503

1 602

31 декабря 2008

31 декабря 2007

Обязательства на дату отчетности

Кредиторская задолженность (торговая и прочая)
(см. Примечание 16)

15 615

17 786

Кредиты и займы, обязательства по лизингу
(см. Примечание 13)

255 737

162 577

271 352

180 363

Деятельность Группы подвержена различным финансовым рискам: риску изменения курсов валют, риску
изменения процентной ставки, риску изменения товарных цен, кредитному риску и риску ликвидности.

Политика управления рисками Группы разработана в целях идентификации и анализа рисков, которым

подвержена Группа, установления допустимых предельных значений риска и соответствующих механизмов

контроля, а также мониторинга рисков и соблюдения установленных ограничений. Политика и системы

управления рисками регулярно анализируются с учетом изменений рыночных условий и деятельности

Группы.

Риск изменения курсов валют

Общая  стратегия  Группы  заключается  в  стремлении  снизить  риск  курсовых  разниц,  связанный  с
использованием  валют,  отличных  от  российского  рубля,  доллара  США  и  Евро.  Более  того,  Группа  не
использует  валютные  или  форвардные  контракты.  Преимущественно,  подверженность  Группы  изменениям
курсов  валют  возникает  от  займов,  номинированных  в  долларах  США  и  Евро,  которые  были  получены  в
2007 и  в 2008 годах  (см.  Примечание 13). Активы  и  обязательства,  выраженные  в  украинских  гривнах  и
белорусских рублях, относящихся к Группе, приводящие к возникновению потенциального валютного риска,
незначительны.

(в миллионах российских рублей, если не указано иное)

ФИНАНСОВЫЕ ИНСТРУМЕНТЫ И ФИНАНСОВЫЕ РИСКИ (продолжение)

На 31 декабря 2008 года, если бы доллар США укрепился/ослаб на 20% по отношению к российскому рублю
при прочих равных условиях, прибыль после вычета налогов и капитал снизились/возросли бы на 20 752 млн.
рублей (за год, закончившийся 31 декабря 2007 года – 7 460 млн. рублей), в основном, в результате
потерь/(доходов) от конвертации займов и пересчета остатка денежных средств, номинированных в долларах
США, в рубли.

На 31 декабря 2008 года, если бы Евро укрепился/ослаб на 20% по отношению к российскому рублю при
прочих равных условиях, прибыль после вычета налогов и капитал снизились/возросли бы на 5 802 млн.
рублей (за год, закончившийся 31 декабря 2007 года – 3 824 млн. рублей), в основном, в результате потерь от
конвертации займов, номинированных в Евро, в рубли.

Риск изменения процентных ставок

Руководство  не  имеет  официальной  политики  в  отношении  определения  уровня  подверженности  Группы
риску изменения процентной ставки по фиксированным или плавающим ставкам процента. Однако в момент
привлечения  новых  займов  или  кредитов,  руководство  решает,  исходя  из  собственных  профессиональных
суждений,  какая  ставка  процента,  фиксированная  или  плавающая,  будет  наиболее  выгодной  с  точки  зрения
Группы на протяжении ожидаемого периода до наступления срока погашения.

Поскольку Группа не имеет каких-либо существенных активов, приносящих процентный доход, финансовый
результат и денежный поток от основной деятельности Группы в целом не зависит от изменений рыночных
процентных ставок по активам.

Кредиты  и  займы,  полученные  Группой  под  фиксированные  процентные  ставки,  подвергают  ее  риску
изменения  справедливой  стоимости.  Группа  получает  займы  от  банков  по  текущим  рыночным  процентным
ставкам  и  не  использует  какие-либо  инструменты  хеджирования  в  целях  управления  риском  изменения
процентных  ставок.  Группа  не  относит  изменение  справедливой  стоимости  финансовых  активов  и
обязательств с фиксированной ставкой на прибыль или убыток, соответственно изменения процентных ставок
не окажут влияния на прибыль или капитал.

Риск изменения товарных цен
Основная  деятельность  Группы  предполагает  техническое  обслуживание  и  замену  существующих,  а  также
строительство  новых  трубопроводов.  Это  обуславливает  необходимость  ежегодных  закупок  значительного
количества  металлических  труб  для  замены  и  строительства  новых  трубопроводов.  Группа  не  имеет
долгосрочных договоров ни с производителями труб, ни с нефтедобывающими и нефтеперерабатывающими
компаниями и не использует производных договоров для управления рисками изменения цен на металл и цен
на нефть и нефтепродуктов.

Кредитный риск и выполнение контрактных обязательств

Кредитный риск – это риск финансового убытка для Группы в случае невыполнения клиентом или контрагентом
по финансовому инструменту своих обязательств по соответствующему договору. Данный риск возникает, в
основном, в связи с дебиторской задолженностью клиентов Группы и ее инвестициями.

В  своей  работе  с  клиентами  Группа,  как  правило,  использует  систему  предоплат.  Группа  не  имеет  и  не
выпускает  финансовые  инструменты  для  хеджирования  и  торговли.  Торговая  дебиторская  задолженность
Группы  не  обеспечена.  Являясь  естественной  государственной  монополией,  Группа  обеспечивает  равный
доступ  к  нефтепроводной  и  нефтепродуктопроводной  системам  всех  отечественных  нефтяных  и
нефтеперерабатывающих  компаний,  при  этом  наибольшая  доля  выручки  формируется  по  договорам  с
крупнейшими  нефтяными  компаниями  Российской  Федерации,  которые,  в  том  числе,  контролируются
государством. Группа не имеет существенной концентрации кредитного риска и существенной просроченной
и сомнительной торговой дебиторской задолженности.

Кредитный риск управляется на уровне Группы. В связи с тем, что для оптовых покупателей независимый
кредитный рейтинг не установлен, Группа оценивает кредитное качество покупателя на основании его
финансового положения, сложившегося опыта взаимоотношений и других факторов.

Выбор поставщиков активов и услуг Группа осуществляет, как правило, на конкурсной основе.

(в миллионах российских рублей, если не указано иное)

ФИНАНСОВЫЕ ИНСТРУМЕНТЫ И ФИНАНСОВЫЕ РИСКИ (продолжение)

При  проведении  конкурса  в  качестве  критериев  отбора  применяются  как  технические  и  финансовые
показатели претендента (наличие производственной базы, квалифицированного персонала, соответствующего
опыта,  стоимость  активов  и  услуг  и  т.п.),  так  и  критерии  его  надежности  (финансовое  состояние,
профессиональная  и  этическая  репутация  претендента,  наличие  служб  контроля  качества  поставляемых
активов  и  выполняемых  услуг).  Конкурсный  подбор  обеспечивает  выбор  поставщиков,  риск  невыполнения
контрактных обязательств которых минимален.

Наличные денежные средства и банковские депозиты в основном размещаются в финансовых институтах,
контролируемых государством, вследствие чего риск их несостоятельности минимален.

Максимальный кредитный риск Группы выражен балансовой стоимостью каждого финансового актива,
признанного в бухгалтерском балансе.

Риск ликвидности

Риск ликвидности – это риск того, что Группа не сможет выполнить свои финансовые обязательства в момент
наступления  срока  их  погашения.  Подход  Группы  к  управлению  ликвидностью  заключается  в  том,  чтобы
обеспечить,  насколько  это  возможно,  постоянное  наличие  у  Группы  достаточной  ликвидности  для
выполнения  своих  обязательств  в  срок  (как  в  обычных  условиях,  так  и  в  нестандартных  ситуациях),  не
допуская возникновения неприемлемых убытков или риска ущерба для репутации Группы.

Разумное  управление  риском  ликвидности  включает  в  себя  поддержание  достаточного  уровня  наличных
средств  и  возможность  их  привлечения  посредством  доступных  кредитных  инструментов.  Группа
поддерживает достаточный уровень гибкости, сохраняя возможность привлекать необходимый объем средств
посредством открытых кредитных линий.

Ниже  представлена  информация  о  договорных  сроках  погашения  финансовых  обязательств,  включая
процентные платежи:

31 декабря 2008:

Поток денежных средств по заключенным договорам

Балансовая

стоимость

Всего

12 месяцев

и менее

1-2

года 2-5

лет

Более 5

лет

Кредиты и займы

253 104

325 537

74 986

65 548

101 466

83 537

Торговая и прочая кредиторская
задолженность

15 615

Обязательства по финансовой
аренде

2 633

3 789

2 887

864

271 352

344 941

93 488

66 412

101 484

83 557

31 декабря 2007:

Поток денежных средств по заключенным договорам

Балансовая

стоимость

Всего

12 месяцев

и менее

1-2

года 2-5

лет

Более 5

лет

Кредиты и займы

157 656

182 612

96 604

3 912

48 059

34 037

Торговая и прочая кредиторская
задолженность

17 786

Обязательства по финансовой
аренде 4

921

6 589

4 166

2 098

325

180 363

206 987

118 556

6 010

48 384

34 037

(в миллионах российских рублей, если не указано иное)

ФИНАНСОВЫЕ ИНСТРУМЕНТЫ И ФИНАНСОВЫЕ РИСКИ (продолжение)

Справедливая стоимость

Справедливая  стоимость  финансовых  инструментов  была  определена  Группой  на  основании  имеющейся
рыночной информации и с использованием соответствующих методологий оценки. Справедливая стоимость
дебиторской  и  кредиторской  задолженности  существенно  не  отличается  от  их  балансовой  стоимости  по
состоянию  на 31 декабря 2008 года  и 2007 года.  Справедливая  стоимость  кредитов,  займов,  а  также
обязательств по финансовой аренде раскрыта в Примечании 13.

Управление риском капитала

Основная  задача  Группы  при  управлении  капиталом – сохранение  способности  Группы  непрерывно
функционировать  с  целью  обеспечения  требуемой  доходности  акционерам  и  выгод  заинтересованным
сторонам, а также сохранения оптимальной структуры капитала и снижения его стоимости. В связи с этим,
капиталом  Группы  признается  акционерный  капитал,  причитающийся  акционерам  Компании,  а  также
долгосрочная  и  краткосрочная  задолженность.  С  целью  сохранения  или  изменения  структуры  капитала
Группа  может:  варьировать  сумму  выплачиваемых  дивидендов,  выпускать  новые  акции,  привлекать  новые
или погашать существующие кредиты и займы.
В рамках управления капиталом с целью сохранения основных параметров долговой нагрузки в оптимальных
пределах  руководство  Группы  отслеживает  основные  финансовые  показатели,  такие  как  отношение  Общий
долг/EBITDA, отношение Общий долг/Капитал, отношение Средства от операционной деятельности/Общий
долг.

Фактические  основные  финансовые  показатели  соответствуют  плановым,  что  позволяет  Группе
поддерживать  свой  кредитный  рейтинг  на  высоком  уровне,  не  ниже BBB- по Standard & Poor’s и Baa3 по
шкале Moody's. Текущий  кредитный  рейтинг  Группы  установлен  на  уровне  ВВВ Standard & Poor’s  и Baa1
Moody’s.
В течение года подход Группы к управлению капиталом не менялся.

СОБЫТИЯ ПОСЛЕ ОТЧЕТНОЙ ДАТЫ

В  феврале 2009 года  Группа  подписала  кредитный  договор  с  Корпорацией  Банк  развития  Китая  на  сумму
10 млрд.  долларов  США,  с  плавающей  процентной  ставкой  в  зависимости  от  уровня LIBOR, сроком
погашения через 20 лет, равными долями, начиная с 5 года с момента привлечения. Проценты по кредитному
договору подлежат уплате один раз в 6 месяцев - до 1 января 2011 года и ежемесячно - после 1 января 2011
года. До даты подписания настоящей отчетности Группа осуществила  выборку в рамках договора в объеме
5,0 млрд. долларов США. Получение оставшихся денежных средств Группой ожидается в 2009 - 2010 годах.
Кредитные средства будут направлены на строительство трубопровода Восточная Сибирь – Тихий Океан на
территории России, в том числе на участке Сковородино - граница КНР.

В  июне 2009 года  Компания  разместила  неконвертируемые  процентные  документарные  облигации  на
предъявителя  серии 01 на  общую  сумму 35 000 млн.  руб.  номинальной  стоимостью 1 тыс.  руб.  каждая  со
сроком  погашения  через 10 лет,  с  возможностью  досрочного  погашения  по  требованию  владельцев  и  по
усмотрению эмитента, но не ранее 6 лет с момента размещения.

ПАО «Транснефть». Консолидированная финансовая отчетность (2017-2008 год) - часть 68