ПАО «Транснефть». Ежеквартальные отчёты за 2010 год - часть 22

 

86

 

ФИО 

Год 

рождения

Доля 

участия лица 

в уставном 

капитале 

эмитента, % 

Доля 

принадлежащих 

лицу 

обыкновенных 

акций эмитента, 

% 

Евстратов Дмитрий Петрович 1958 

0 

0

 

Состав коллегиального исполнительного органа общества 

Коллегиальный исполнительный орган не предусмотрен 

 
 
Полное фирменное наименование: Общество с ограниченной ответственностью 
«Дальневосточная строительная дирекция» 
Сокращенное фирменное наименование: ООО «ДСД» 

Место нахождения 

680000 Россия, Хабаровский край, г. Хабаровск, ул. Волочаевская, 163 

ИНН: 7706061801 
ОГРН: 1092724004581 

 

Дочернее общество: Да 
Зависимое общество: Нет 
Основания признания общества дочерним или зависимым по отношению к эмитенту: Владение 
ОАО "АК "Транснефть 100% долей общества. 
Доля эмитента в уставном капитале лица, %: 100 
Доля участия лица в уставном капитале эмитента, %: 0 
Доля принадлежащих лицу обыкновенных акций эмитента, %: 0 
Описание  основного  вида  деятельности  общества.  Описание  значения  общества  для 
деятельности эмитента: 
-  основной  вид  деятельности  общества:  выполнение  функций  заказчика-застройщика 
трубопроводной системы ВСТО-2 
-  описание  значения  такого  общества  для  деятельности  эмитента:  организация 
строительства трубопроводной системы «Восточная Сибирь- Тихий океан - 2». 

 

Состав совета директоров (наблюдательного совета) общества 

 

ФИО 

Год 

рождения

Доля 

участия лица 

в уставном 

капитале 

эмитента, % 

Доля 

принадлежащих 

лицу 

обыкновенных 

акций эмитента, 

% 

Сапсай Алексей Николаевич (председатель) 1972 

0 

0

Погребняк Борис Михайлович 1982 

0 

0

Горичкин Сергей Викторович 1976 

0 

0

Дмитриева Светлана Станиславовна 1968 

0 

0

Кудояров Рустем Уралович 1974 

0 

0

 

Единоличный исполнительный орган общества 

 

 

87

 

ФИО 

Год 

рождения

Доля 

участия лица 

в уставном 

капитале 

эмитента, % 

Доля 

принадлежащих 

лицу 

обыкновенных 

акций эмитента, 

% 

Кудояров Рустем Уралович 1974 

0 

0

 

Состав коллегиального исполнительного органа общества 

Коллегиальный исполнительный орган не предусмотрен 

 
 

3.6. Состав, структура и стоимость основных средств эмитента, информация о 
планах по приобретению, замене, выбытию основных средств, а также обо всех 
фактах обременения основных средств эмитента 

3.6.1. Основные средства 

На дату окончания отчетного квартала 

Единица измерения: тыс. руб. 

 

Наименование группы объектов основных средств 

Первоначальная 

(восстановительная) 

стоимость 

Сумма 

начисленной 

амортизации. 

Здания 

3 740 143 

608 073

Сооружения 

24 980 213 

6 625 184

Машины и оборудования 

10 365 523 

4 954 848

Транспортные средства 

1 596 011 

522 557

Производственный и хозяйственный инвентарь 

237 387 

131 722

Прочие основные средства 

1 042 302 

27 816

Итого 

41 961 579 

12 870 200

 

Сведения  о  способах  начисления  амортизационных  отчислений  по  группам  объектов 
основных средств: 
Начисление  амортизации  по  основным  средствам,  введенным  в  эксплуатацию  до 
01.01.2002, 

производится 

линейным 

способом 

по 

нормам, 

установленным  

постановлением  Совета  Министров  СССР  от 22.10.1990 № 1072 «О  единых  нормах 
амортизационных  отчислений  на  полное  восстановление  фондов  народного  хозяйства 
СССР», по объектам основных средств, введенным в эксплуатацию, начиная с 01.01.2002 
–  по  нормам,  исчисленным  исходя  из  сроков  полезного  использования,  установленных 
постановлением  Правительства  РФ  от 01.01.2002 №1 «О  классификации  основных 
средств, включаемых в амортизационные группы». 
Отчетная дата: 30.06.2010 

Результаты  последней  переоценки  основных  средств  и  долгосрочно  арендуемых  основных 
средств,  осуществленной  за 5 завершенных  финансовых  лет,  предшествующих  отчетному 
кварталу, либо за каждый завершенный финансовый год, предшествующий отчетному кварталу, 
если эмитент осуществляет свою деятельность менее 5 лет, и за отчетный квартал 
 
Единица измерения: тыс. руб. 

 

Наименование группы 

основных средств 

Полная 

стоимость до 

Остаточная 

(за вычетом 

Дата 

проведения 

Полная 

стоимость 

Остаточная (за 

вычетом 

 

88

проведения 
переоценки 

амортизации) 

стоимость до 

проведения 
переоценки 

переоценки 

после 

проведения 
переоценки 

амортизации) 

стоимость 

после 

проведения 
переоценки 

Здания 

3 299 591 

3 065 110 

01.01.2007 

3 398 494 

3 156 168 

Сооружения 

21 056 281 

18 971 257 

01.01.2007 

21 400 977 

19 279 806 

Машины и оборудования  6 764 115 

5 683 052 

01.01.2007 

6 739 964 

5 697 493 

Транспортные средства 

1 501 525 

1 334 269 

01.01.2007 

1 561 116 

1 386 345 

Производственный и 
хозяйственный 
инвентарь 

170 975 

102 670 

01.01.2007 

185 128 

109 801 

Прочие основные 
средства 

974 239 

968 951 

01.01.2007 

984 261 

978 935 

Здания 

3 474 231 

3 022 073 

01.01.2009 

3 484 098 

3 034 993 

Сооружения 

23 712 748 

19 370 366 

01.01.2009 

24 878 383 

20 145 284 

Машины и оборудования  8 592 025 

5 738 020 

01.01.2009 

9 692 711 

6 445 933 

Транспортные средства 

1 568 190 

1 203 427 

01.01.2009 

1 582 445 

1 216 627 

Производственный и 
хозяйственный 
инвентарь 

207 870 

92 528 

01.01.2009 

190 258 

91 890 

Прочие основные 
средства 

984 851 

966 986 

01.01.2009 

1 041 497 

1 023 161 

 

Указывается  способ  проведения  переоценки  основных  средств  (по  коэффициентам 
Государственного  комитета  Российской  Федерации  по  статистике,  по  рыночной  стоимости 
соответствующих  основных  средств,  подтвержденной  документами  или  экспертными 
заключениями.  При  наличии  экспертного  заключения  необходимо  указать  методику  оценки): 
Переоценка  на 01.01.2007 и  на 01.01.2009 была  произведена  по  рыночной  стоимости 
соответствующих  основных  средств,  подтвержденной  экспертным  заключением. 
Методика  оценки  основана  на  использовании  при  расчете  полной  восстановительной 
стоимости объектов оценки затратного и сравнительного подходов.  
Оценка  стоимости  воспроизводства  (затратный  подход)  основана  на  подсчете  прямых 
затрат,  необходимых  на  воссоздание  оцениваемого  объекта  в  современных  условиях. 
Определение  стоимости  замещения  (сравнительный  подход)  основан  на  сравнении 
оцениваемого объекта с аналогичными новыми объектами, проданными на рынке. 
Полная  восстановительная  стоимость  определяется  как  рыночная  стоимость  нового 
аналогичного  объекта  недвижимости,  имеющего  точно  такие  же  технические  и 
эксплуатационные характеристики. 
Указываются  сведения  о  планах  по  приобретению,  замене,  выбытию  основных  средств, 
стоимость которых составляет 10 и более процентов стоимости основных средств эмитента, и 
иных  основных  средств  по  усмотрению  эмитента,  а  также  сведения  обо  всех  фактах 
обременения  основных  средств  эмитента  (с  указанием  характера  обременения,  момента 
возникновения  обременения,  срока  его  действия  и  иных  условий  по  усмотрению  эмитента), 
существующих  на  дату  окончания  последнего  завершенного  отчетного  периода: 
Планов  по  приобретению  ОАО  «АК  «Транснефть»  основных  средств  по  состоянию  на 
30.06.2010 не имеется. 
Фактов  обременения  основных  средств  ОАО  «АК  «Транснефть»  по  состоянию  на 
30.06.2010 не имеется. 

IV. Сведения о финансово-хозяйственной деятельности эмитента 

4.1. Результаты финансово-хозяйственной деятельности эмитента 

4.1.1. Прибыль и убытки 

 

89

Единица измерения: тыс. руб. 

 

Наименование показателя 2009, 

6 

мес. 

2010, 6 

мес. 

Выручка 

75 965 316 94 331 217

Валовая прибыль 

719 550

5 840 868

Чистая прибыль 
(нераспределенная прибыль 
(непокрытый убыток) 

1 657 172

2 184 670

Рентабельность 
собственного капитала, % 

1.46

1.85

Рентабельность активов, % 

0.28

0.27

Коэффициент чистой 
прибыльности, % 

2.18

2.32

Рентабельность продукции 
(продаж), % 

-0.57

4.92

Оборачиваемость капитала 0.15

0.14

Сумма непокрытого убытка 
на отчетную дату 

0

0

Соотношение непокрытого 
убытка на отчетную дату и 
валюты баланса 

0

0

 

 

 

Экономический анализ прибыльности/убыточности эмитента исходя из динамики приведенных 
показателей. В том числе раскрывается информация о причинах, которые, по мнению органов 
управления  эмитента,  привели  к  убыткам/прибыли  эмитента,  отраженным  в  бухгалтерской 
отчетности по состоянию на момент окончания отчетного квартала в сравнении с аналогичным 
периодом предшествующего года (предшествующих лет): 
Во 2 квартале 2010 года  по  сравнению  с  аналогичным  периодом 2009 года  выручка  от 
основной деятельности выросла в 1,24 раза, что связано с изменением тарифов на услуги 
по  транспортировке  нефти  и  увеличением  грузооборота.  Расходы  по  основной 
деятельности во 2 квартале 2010 года увеличились в 1,18 раз по сравнению со 2 кварталом 
2009 года. Чистая прибыль выросла в 1,32 раза – это объясняется снижением темпа роста 
расходов  по  транспортировке  нефти  по  сравнению  с  темпом  роста  выручки  по 
транспортировке нефти. 

4.1.2. Факторы, оказавшие влияние на изменение размера выручки от продажи 
эмитентом товаров, продукции, работ, услуг и прибыли (убытков) эмитента от 
основной деятельности 

Во 2 квартале 2010 года  по  сравнению  с  аналогичным  периодом 2009 года  выручка  от 
основной деятельности выросла в 1,24 раза, что связано с изменением тарифов на услуги 
по транспортировке нефти и увеличением грузооборота. 

4.2. Ликвидность эмитента, достаточность капитала и оборотных средств 

Единица измерения: тыс. руб. 

 

Наименование показателя 2009, 

6 

мес. 2010, 

6 

мес. 

Собственные оборотные 
средства 

- 219 971 852

- 329 494 869

Индекс постоянного актива 2.97

3.82

Коэффициент текущей 
ликвидности 

2.6

2.73

Коэффициент быстрой 2.56

2.69

 

90

ликвидности 
Коэффициент автономии 
собственных средств 

0.19

0.15

 

 

 

Экономический анализ ликвидности и платежеспособности эмитента на основе экономического 
анализа динамики приведенных показателей: 
Рост  дифицита  собственных  оборотных  средств    связан  с  более  быстрым  увеличением 
внеоборотных  активов  эмитента  по  сравнению  с  капиталом  и  резервами.  Снижение 
коэффициентов  ликвидности  вызвано    опережающим  темпом  роста  краткосрочных 
обязательств по сравнению с ростом краткосрочных обязательств. 

4.3. Размер и структура капитала и оборотных средств эмитента 

4.3.1. Размер и структура капитала и оборотных средств эмитента 

Единица измерения: тыс. руб. 

 

Наименование показателя 2010, 

6 

мес. 

Размер уставного капитала 7 

102

Общая стоимость акций 
(долей) эмитента, 
выкупленных эмитентом для 
последующей перепродажи 
(передачи) 

0

Процент акций (долей), 
выкупленных эмитентом для 
последующей перепродажи 
(передачи), от размещенных 
акций (уставного капитала) 
эмитента 

0

Размер резервного капитала 
эмитента, формируемого за 
счет отчислений из прибыли 
эмитента 

13 044

Размер добавочного 
капитала эмитента, 
отражающий прирост 
стоимости активов, 
выявляемый по результатам 
переоценки, а также сумму 
разницы между продажной 
ценой (ценой размещения) и 
номинальной стоимостью 
акций (долей) общества за 
счет продажи акций (долей) 
по цене, превышающей 
номинальную стоимость 

56 159 377

Размер нераспределенной 
чистой прибыли эмитента 

62 160 640

Общая сумма капитала 
эмитента 

118 340 163

 

Размер уставного капитала, приведенный в настоящем пункте, соответствует 
учредительным документам эмитента 
 

 

 

91

Структура и размер оборотных средств эмитента в соответствии с бухгалтерской отчетностью 
эмитента 

 

Наименование показателя 2010, 

6 

мес. 

ИТОГО Оборотные активы 

353 168 101

Запасы 687 

307

Налог на добавленную 
стоимость по 
приобретенным ценностям 

3 685 551

Дебиторская задолженность 
(платежи по которой 
ожидаются более чем через 
12 месяцев после отчетной 
даты) 

4 186 539

Дебиторская задолженность 
(платежи по которой 
ожидаются в течение 12 
месяцев после отчетной 
даты) 

25 144 599

Краткосрочные финансовые 
вложения 

60 186 826

Денежные средства 

259 277 279

Прочие оборотные активы 

0

 

Источники  финансирования  оборотных  средств  эмитента  (собственные  источники,  займы, 
кредиты): 
Источниками  финансирования  оборотных  средств  в 2005 – 2010 гг.  являлись  свободные 
денежные средства эмитента. 
Политика  эмитента  по  финансированию  оборотных  средств,  а  также  факторы,  которые  могут 
повлечь  изменение  в  политике  финансирования  оборотных  средств,  и  оценка  вероятности  их 
появления: 
Политика  эмитента  по  финансированию  оборотных  средств  заключается  в 
использовании  собственных  источников.  Заемные  средства  привлекаются  для 
финансирования инвестиционных проектов Компании. 
Изменение  размера  и  структуры  оборотных  средств  в  отчетном  периоде  происходило  в 
основном: 
• 

за счет изменения задолженности бюджета по возмещению НДС; 

• 

за счет изменения остатка расходов будущих периодов; 

• 

изменения остатков незавершенного производства; 

• 

изменения величины краткосрочных финансовых вложений; 

• 

за счет изменения остатка денежных средств на конец соответствующих периодов. 

 

4.3.2. Финансовые вложения эмитента 

На дату окончания отчетного квартала 

Перечень финансовых вложений эмитента, которые составляют 10 и более процентов всех 
его финансовых вложений на дату окончания отчетного периода 

Вложения в эмиссионные ценные бумаги 

Вид ценных бумаг: акции 
Полное  фирменное  наименование  эмитента:  Открытое  акционерное  общество 
«Акционерная 

компания 

трубопроводного 

транспорта 

нефтепродуктов 

«Транснефтепродукт» 
Сокращенное фирменное наименование эмитента: ОАО «АК «Транснефтепродукт» 

 

92

Место нахождения эмитента: 193318, Россия, г. Санкт-Петербург, ул. Коллонтай, д. 14, 
корп. 1 

 

Дата 

государственной 

регистрации 

выпуска 

(выпусков) 

Регистрационный номер 

Регистрирующий орган 

11.10.2007 1-01-00745-А 

ФСФР России 

 

Количество ценных бумаг, находящихся в собственности эмитента: 1 263 952 668 
Общая номинальная стоимость ценных бумаг, находящихся в собственности эмитента: 1 
263 952 668 
Валюта: RUR 
 
Общая балансовая стоимость ценных бумаг, находящихся в собственности эмитента, руб.: 
52 553 995 377 
 
 

Вложения в неэмиссионные ценные бумаги 

Вложений в неэмиссионные ценные бумаги, составляющих 10 и более процентов всех 
финансовых вложений, нет 

 
 

Иные финансовые вложения 

 
Объект финансового вложения: Долгосрочный займ 
Размер вложения в денежном выражении: 161 336 452 000 
Валюта: RUR 
размер дохода от объекта финансового вложения или порядок его определения, срок 
выплаты: 
Размер дохода 5 115 913 157,76 рублей. 
Срок погашения займа не позднее 01.01.2021. 
 
 
Объект финансового вложения: Долгосрочный займ 
Размер вложения в денежном выражении: 56 788 369 000 
Валюта: RUR 
размер дохода от объекта финансового вложения или порядок его определения, срок 
выплаты: 
Размер дохода 708 833 923,36 рублей. 
Срок погашения займа не позднее 31.08.2029. 
 
 
Объект финансового вложения: Долгосрочный займ 
Размер вложения в денежном выражении: 43 316 768 000 
Валюта: RUR 
размер дохода от объекта финансового вложения или порядок его определения, срок 
выплаты: 
Размер дохода 2 076 208 479,27 рублей. 
Срок погашения займа не позднее 31.12.2019. 
 

 

93

 

Информация о величине потенциальных убытков, связанных с банкротством организаций 
(предприятий), в которые были произведены инвестиции, по каждому виду указанных 
инвестиций: 
Нет 
 
Информация об убытках предоставляется в оценке эмитента по финансовым вложениям, 
отраженным в бухгалтерской отчетности эмитента за период с начала отчетного года до даты 
окончания последнего отчетного квартала 

 

Стандарты (правила) бухгалтерской отчетности, в соответствии с которыми эмитент произвел 
расчеты, отраженные в настоящем пункте ежеквартального отчета: 
Расчеты, отраженные в настоящем пункте, приведены в соответствие с Положением 
по бухгалтерскому учету «Учет финансовых вложений» (ПБУ 19/02), утвержденному 
приказом Минфина от 10.12.2002 № 126н. 

4.3.3. Нематериальные активы эмитента 

На дату окончания отчетного квартала 

Единица измерения: тыс. руб. 

 

Наименование группы объектов нематериальных активов 

Первоначальная 

(восстановительная) 

стоимость 

Сумма 

начисленной 
амортизации 

Исключительные права на изобретение, промышленный 
образец, полезную модель 

51 17

Авторские права на программы ЭВМ, базы данных и др. 

20 068 

14 287

Патенты, свидетельства, товарные знаки 12 

12

Итого: 

20 131 

14 316

 

 
 
Стандарты (правила) бухгалтерского учета, в соответствии с которыми эмитент представляет 
информацию о своих нематериальных активах: 
Информация  о  нематериальных  активах  представлена  в  соответствии  с 
нормативными  документами  по  бухгалтерскому  учету,  действовавшими  в 
соответствующем году. 

4.4. Сведения о политике и расходах эмитента в области научно-технического 
развития, в отношении лицензий и патентов, новых разработок и исследований 

В течение 2-го квартала 2010 года ОАО «АК «Транснефть» продолжало выполнение плана 
научно-исследовательских  и  опытно-конструкторских  работ  Компании.  Тематический 
план  НИР,  ОКР  и  ТР  на 2009 год  состоит  из 10 разделов.  Тематика  работ 
сконцентрирована  по  четырем  основным  направлениям:  обеспечение  единства  типовых 
проектных  и  технологических  решений,  разработка  новых  технологий  и  техники, 
обеспечение  технологической  безопасности  объектов  МН,  обеспечение  деятельности 
нефтепроводной системы ВСТО.  
В  реализации  плана  участвуют  предприятия  отраслевой  науки  в  т.ч.  ООО  «НИИ  ТНН», 
ОАО «Гипротрубопровод», ОАО «Красный пролетарий», ГУП «ИПТЭР», РГУ нефти и газа,  
МГТУ  им.  Баумана,  ЗАО  "Центр  МО",  ОАО  «Пензтяжпромарматура»,  ГК 
«Ростехнологии», ООО «ГУСАР», НПО «Энергомаш» и др. 
 
В течение 2-го квартала по тематике выполнения плана НИР, ОКР и ТР Компанией было 
выплачено 7 509,5 тыс. рублей за счет собственных средств. 
В настоящее время по научно-технической деятельности действуют патенты Компании: 
1. Патент на полезную модель «Регулятор Давления», дата государственной регистрации 
27.12.2006 г., номер государственной регистрации № 59762. 

 

94

2. Патент на полезную модель «Система охраны и мониторинга протяженных объектов, 
не  подключенных  к  сетям  питания»,  дата  государственной  регистрации 27.08.2007 г., 
номер государственной регистрации № 66094. 
3.  Патент  на  полезную  модель  «Внутритрубный  дефектоскоп»,  дата  государственной 
регистрации 10.09.2007 г., номер государственной регистрации № 66479. 
4.  Патент  на  полезную  модель  «Скребок  внутритрубный»,  дата  государственной 
регистрации 10.09.2007 г., номер государственной регистрации № 66240. 
 
Эмитентом получены следующие Свидетельства на товарный знак: 
1.  Свидетельство  Роспатента  на  товарный  знак  (знак  обслуживания)  № 194139, 
приоритет  от 05.04.2000; срок  действия  регистрации  товарного  знака  (знака 
обслуживания)  до 05.04.2020 г. 
2.  Свидетельство  Роспатента  на  товарный  знак  (знак  обслуживания)  № 194140, 
приоритет  от 05.04.2000; срок  действия  регистрации  товарного  знака  (знака 
обслуживания)  до 05.04.2020 г. 
 
Факторы  риска,  связанные  с  возможностью  истечения  сроков  действия  основных  для 
эмитента 

патентов, 

лицензий 

на 

использование 

товарных 

знаков: 

В  соответствии  с  действующим  законодательством  РФ  патент  на  полезную  модель 
действует  до  истечения  десяти  лет  с  даты  подачи  заявки.  Следовательно,  риски, 
связанные  с  возможностью  истечения  сроков  действия  патентов  Эмитента, 
минимальны,  поскольку  подавляющее  большинство  патентов  на  полезные  модели  не 
старше 5 лет. 
В соответствии с действующим законодательством РФ свидетельство на использование 
товарного  знака  действует  в  течение  десяти  лет.  В  октябре 2009 года  срок  действия 
свидетельств на использование товарных знаков ОАО «АК «Транснефть» продлен до 2020 
года. 

4.5. Анализ тенденций развития в сфере основной деятельности эмитента 

Основные  тенденции  развития  трубопроводного  транспорта  нефти  в 2004-2009 гг.  были 
направлены  на    обеспечение  надежности  и  безопасности  эксплуатации  на  основе 
Комплексной  программы  диагностики,  технического  перевооружения,  реконструкции  и 
капитального  ремонта  объектов  магистральных  нефтепроводов,  а  так  же 
строительства  новых  объектов,  увеличивающих  пропускную  способность  нефтепроводов 
и открывающих новых экспортные направления. 
 
Балтийская трубопроводная система-2 
С  целью  снижения  транзитных  рисков  при  транспортировке  нефти  европейским 
потребителям ОАО «АК «Транснефть» ведет работу по реализации проекта Балтийской 
трубопроводной системы-2.  
Проект  реализуется  на  основании  распоряжений  Правительства  Российской  Федерации 
от 26.11.2008 №1754-р.  В  рамках  проекта  БТС-2  предусматривается  строительство 
магистрального трубопровода общей протяженностью 1000 км мощностью 38 млн.тонн 
нефти  в  год  (с  выделением  первого  этапа  мощностью 30 млн.тонн),  пяти 
нефтеперекачивающих  станций  (НПС),  реконструкция  действующих  НПС  Унеча, 
Андреаполь. 
Трасса  нефтепроводной  системы  проходит  по  территории  Брянской,  Смоленской, 
Тверской, Новгородской, Ленинградской областей. 
В  настоящее  время  ведется  практическая  реализация  первого  этапа.  Работы  ведутся  в 
соответствии  с  графиком.  По  состоянию  на 30.06.2010 общее  выполнение  составило: 
поставлено 1003 км  трубы,  подготовлено 879 км  трассы,  вырублено 723 км  леса,  сварено 
784 км, уложено и засыпано 670  км. Выполняются строительно-монтажные работы по 
площадкам  НПС № 3, № 7. В выполнении работ задействовано свыше 4000 человек, 2100 
единиц техники.  
 
 
Нефтепроводная система «Восточная Сибирь – Тихий океан» 
Реализация  проекта  нефтепроводной  системы  «Восточная  Сибирь – Тихий  океан» 
осуществляется  на  основании  распоряжения  Правительства  Российской  Федерации  от 

 

95

31.12.2004 №1737-р. 
Учитывая  объем  строительства,  а  также  освоение  и  обустройство  новых  восточно-
сибирских  месторождений  нефти,  реализация  проекта  в  соответствии  с  приказом 
Минэнерго России от 26.04.2005 №91 осуществляется поэтапно. 
Первый  этап  ВСТО  завершен  строительством  и  введен  в  эксплуатацию  в    декабре 2009 
года.  
Вторым  этапом  ВСТО  предусмотрено  строительство  магистрального  нефтепровода  на 
участке  г.Сковородино – СМНП  «Козьмино» (ВСТО-2)  и  соответствующее  увеличение 
мощности построенного участка г.Тайшет  - г.Сковородино до 50 млн. тонн нефти в год 
(расширение ВСТО-1).  
Мощность  ВСТО-2  составит 50 млн.тонн  с  выделением  первой  очереди  мощностью 30 
млн.тонн  нефти  в  год.  В  рамках  первой  очереди  ВСТО-2  требуется  строительство 
нефтепровода  общей  протяженностью 2046 км  по  маршруту  г.Сковородино  (Амурская 
область) – г.Благовещенск - г.Биробиджан  (Еврейская  автономная  область) - г.Хабаровск 
(Хабаровский край)– СМНП «Козьмино» (Приморский край), 8 НПС (№ 24, 27, 30, 34, 36, 38, 
40, 41), расширение  НПС  «Сковородино»,  а  также  расширение  СМНП  «Козьмино».  
Реализация  проекта  ВСТО-2  осуществляется  на  основании  «Сетевого  графика 
проектирования  и  строительства  трубопроводной системы «Восточная Сибирь – Тихий 
океан.  Участок  НПС  «Сковородино» - спецморнефтепорт  «Козьмино» (ВСТО-II), 
утвержденного Минэнерго 04.03.2010. 
Работы  ведутся  в  соответствии  с  графиком.  По  состоянию  на 30.06.2010 общее 
выполнение составило: поставлено 488 км трубы, подготовлено 646 км трассы, вырублено 
563  км  леса,  сварено 345 км,  уложено  и  засыпано 275 км.  В  работе  задействовано  свыше 
5000 человек, около 3000 единиц техники. 
 В  рамках  проекта  расширения  ВСТО-1  предполагается  строительство 5 новых 
нефтеперекачивающих  станций  (№ 12, 13, 16, 18, 20), объектов  внешнего 
электроснабжения,  объектов  связи.  В  настоящее  время  выполняется  разработка 
проектно-сметной документации. 
 
 
Трубопроводная система Пурпе-Самотлор 
Для обеспечения роста объемов перекачки нефти по трубопроводной системе «Восточная 
Сибирь – Тихий океан» в рамках реализации проекта трубопроводной системы «Заполярье 
– Пурпе - Самотлор» осуществляется реализация проекта нефтепровода «НПС «Пур-Пе» - 
НПС «Самотлор», что позволит транспортировать нефть Ванкорского месторождения 
и севера Красноярского края на НПЗ России и на экспорт. 
Реализация  проекта  нефтепровода  «Заполярье – Пурпе - Самотлор»  осуществляется  на 
основании    распоряжения  Правительства  РФ  от 22.04.2010 решений  протоколов  от 
16.06.2009 № ВП-П9-19пр (г.Москва), от 21.08.2009 №ВП-П9-33пр (п.Игарка).  
Проектом 

предусматривается 

строительство 

магистрального 

нефтепровода 

протяженностью 430 км и мощностью 25 млн. тонн в год с возможностью последующего 
расширения до 50 млн. тонн в год, реконструкция двух НПС, строительство трех НПС на 
полное  развитие.  Трасса  нефтепровода  пройдет  по  территории  Ямало-Ненецкого  и 
Ханты-Мансийского (Югры) автономных округов. 
Разработанная  проектно-сметной  документации  получила  сводное  положительное 
заключение государственной экспертизы. 
Сварка  «первого  стыка»  была  выполнена 11.03.2010. Работы  ведутся  в  соответствии  с 
графиком.  По  состоянию  на 30.06.2010 общее  выполнение  составило:  поставлено 232 км 
трубы,  подготовлено 190 км  трассы,  вырублено 201 км  леса,  сварено 88 км,  уложено  и 
засыпано 64 км.  В  работе  задействовано  свыше 1500 человек, 650 единиц  техники. 
 
 
Нефтепровод «Сковородино – граница КНР» 
В  соответствии  с  Межправительственными  Соглашениями,  заключенными  между 
Российской  Федерацией  и  Китайской  Народной  Республикой,  ОАО  «АК  «Транснефть» 
выполняется строительство нефтепровода «Сковородино - граница КНР». 
Проектом  предусматривается  сооружение  линейной  части  мощностью 15 млн.тонн 
нефти в год протяженностью 64 км, приемо-сдаточного пункта на левом берегу реки Амур 
в  районе  поселка  Джалинда.  В  настоящее  время  ведется  практическая  реализация 
проекта.  Завершение  комплекса  строительных  работ,  включая  переход  через  реку  Амур, 

 

96

ожидается во втором полугодии 2010 года. 
 
 
Каспийский трубопроводный консорциум (КТК) 
20  апреля 2010 года  в  Москве  состоялось  заседание  Совета  директоров  ЗАО  «КТК-Р»  и 
собрание  акционеров  АО  «КТК-К»,  на  которых  была  утверждена  кандидатура  нового 
генерального  директора  КТК  в  связи  с  истечением  срока  полномочий  действующего 
генерального  директора.  Новым  генеральным  директором  КТК  с 1 мая  с.г.  избран  А.В. 
Тараканов,  который  выдвинут  ОАО  «АК  «Транснефть»,  представляющим  интересы 
российского правительственного акционера. 
 

Каспийский трубопроводный консорциум (КТК) 
 
В  соответствии  с  указом  Президента  Российской  Федерации  от 27.04.2007 № 565 
Росимуществом  переданы  в  доверительное  управление  ОАО  «АК  «Транснефть» 24 % 
обыкновенных  акций  закрытого  акционерного  общества  «Каспийский  Трубопроводный 
Консорциум - Р» (ЗАО  «КТК-Р»)  и  акционерного  общества  «Каспийский  Трубопроводный 
Консорциум – К» (АО «КТК-К»), принадлежащие Российской Федерации. Для реализации 
данного  указа  Росимущество  и  ОАО  «АК  «Транснефть»  в  качестве  доверительного 
управляющего подписали 22.06.2007 договор доверительного управления. Приоритетными 
задачами  ОАО  «АК  «Транснефть»  в  рамках  доверительного  управления  акциями  КТК, 
находящимися  в  собственности  Российской  Федерации,  является  обеспечение 
безаварийной  экологически  безопасной  работы  трубопровода,  а  также  соблюдение 
интересов  российских  компаний  и  стимулирование  спроса  на  продукцию  и  услуги 
отечественного производства. 
11  февраля 2010 года  органами  управления  КТК  утвержден  договор  на  управление 
Проектом  расширения  КТК,  согласно  которому  ОАО  «АК  «Транснефть»  через  свое 
дочернее  общество  ОАО  «Черномортранснефть»  будет  управлять  строительством 
нефтепровода  КТК  на  территории  России. 04 марта  с.г.  подписан  соответствующий 
договор по управлению проектом расширения между КТК и ОАО «Черномортранснефть». 
В  настоящее  время  между  акционерами  КТК  согласовывается  План  санкционирования 
Проекта  расширения  КТК,  идет  подготовка  пакета  окончательного  решения  об 
инвестировании (ОРИ) для внесения его на утверждение акционерам. 
ОРИ и утверждение долгосрочного бюджета расширения КТК (ориентировочно 4,6 млрд. 
долларов США) запланированы на IV квартал с.г. Предполагается подписание следующих 
документов: 

- поправки к Договору акционеров от 1996 г.; 
- договор «качай или плати»; 
- поправки к договорам займа; 
- межкредиторское соглашение. 

Реализация Проекта расширения намечена на 2011-14 гг. и будет проходить в 3 этапа. В 
рамках Проекта предполагается реконструкция 5 существующих нефте-перекачивающих 
станций  и  строительство 10 дополнительных (2 – на  территории  Республики 
Казахстан, 8 - в Российской Федерации), шести резервуаров для хранения нефти в Южной 
Озереевке, а также третьего выносного причального устройства на Морском терминале 
КТК.  
В  результате  расширения  КТК  пропускная  способность  трубопроводной  системы  КТК 
увеличиться до 67 млн. тонн нефти в год (с использованием антифрикционной присадки – 
до 76 млн. тонн нефти в год) по сравнению с существующей 34 млн. тонн в год.  

 
 

 
Нефтепровод «Бургас – Александруполис» 
 
 

 

Основанием  для  разработки  проекта  является  подписанное 15 марта 2007 г.  в  Афинах 
Соглашение между Правительством Российской Федерации, Правительством Республики 
Болгарии  и  Правительством  Греческой  Республики  о  сотрудничестве  при  сооружении  и 
эксплуатации  нефтепровода  «Бургас-Александруполис»,  в  соответствии  с  которым 

 

97

участником  от  российской  стороны  является  ООО  «Трубопроводный  Консорциум 
«Бургас-Александруполис», учрежденное ОАО «АК «Транснефть» (33,34%), ОАО «Газпром 
нефть» (33,33%), ОАО  «НК  «Роснефть» (33,33%) в  целях  осуществления  функций 
уполномоченного  Правительством  Российской  Федерации  акционера  в  международной 
проектной компании по реализации нефтепровода. 
Собственником  нефтепровода  будет  являться  компания  «Транс-Балкан  Пайплайн  Б.В.» 
(«ТБП  Б.В.»),  зарегистрированная 06 февраля 2008 г.  в  Амстердаме  (Нидерланды)  в 
соответствии с подписанным 18 января 2008 г. во время официального визита в Болгарию 
Президента России В.В.Путина Соглашением акционеров в отношении трубопроводного 
проекта  «Бургас-Александруполис».  Учредителями  компании  являются  ООО  «ТК-БА» 
(Россия) - 51%, «Проектная  компания  «Бургас-Александруполис  БГ» (Болгария) - 24,5%, 
компания «Хелпе-Траки» АЕ (Греция) - 23,5%, Правительство Греческой Республики- 1%.  
К  настоящему  времени  подготовлено  расширенное  ТЭО,  проведены  маркетинговые  и 
налоговые исследования. В сентябре с.г. полный пакет документов по оценке воздействия 
на  окружающую  среду  передается  на  экспертизу  в  правительства  Греции  и  Болгарии. 
Заключение греческой стороны ожидается до конца 2010 г., болгарской – в феврале 2011 г. 

 

 

 

 

 

 

 

содержание      ..     20      21      22      23     ..