ПАО «Транснефть». Ежеквартальные отчёты за 2010 год

167

ОАО «АК «ТРАНСНЕФТЬ»
ПРИМЕЧАНИЯ К КОНСОЛИДИРОВАННОЙ ФИНАНСОВОЙ ОТЧЕТНОСТИ ПО МСФО ЗА
ГОД, ЗАКОНЧИВШИЙСЯ 31 ДЕКАБРЯ 2009 ГОДА

(в миллионах российских рублей, если не указано иное)

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 ставке 20% за год, закончившийся 31 декабря 2009
года и 31 декабря 2008 года.

Ниже представлена сверка между расходами по налогу на прибыль, рассчитанными по нормативной налоговой ставке,
и фактическими расходами по налогу на прибыль:

Год,

закончившийся

31 декабря 2009

Год,

закончившийся

31 декабря 2008

Прибыль до налогообложения

156 175

94 502

Налог на прибыль, рассчитанный по нормативной ставке 20% (24%
в 2008 году)

31 235

22 681

Увеличение

Расходы, не уменьшающие налогооблагаемую прибыль

3 124

4 191

Изменение нормативной ставки по налогу на прибыль до 20%

действующей с 1 января 2009 года -

895)

Фактический расход по налогу на прибыль

34 359

21 977

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 изменения 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
581 173 млн. рублей по состоянию на 31 декабря 2009 года (на 31 декабря 2008 года – 377 237 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.

Ожидается, что отложенные налоговые активы, которые будут использованы в течение 12 месяцев после 31 декабря
2009 года и после 31 декабря 2008 года, составят 2 874 млн. рублей и 4 059 млн. рублей, соответственно. Отложенные
налоговые обязательства, ожидаемые к списанию в течение 12 месяцев после 31 декабря 2009 года и после 31 декабря
2008 года, составят 5 192 млн. рублей и 5 150 млн. рублей, соответственно.

РЕЗЕРВЫ ПРЕДСТОЯЩИХ РАСХОДОВ И ПЛАТЕЖЕЙ

31 декабря 2009

31 декабря 2008

Резерв на демонтаж основных средств

80 535

69 233

Пенсионные обязательства

6 247

5 772

86 782

75 005

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.

168

(в миллионах российских рублей, если не указано иное)

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 8,49%
годовых (по состоянию на 31 декабря 2008 года – 10,08% годовых).

2009 2008

На 1 января

69 233

58 708

Резерв на поступление новых основных средств

855

782

Изменения в оценках, относимые на основные
средства

4 090

5 695

Использование резерва (611)

085)

Процентный расход

6 968

5 686

Поступление при присоединении компаний под
общим контролем

447

На 31 декабря

80 535

69 233

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
«прогнозируемой условной единицы».

Изменения суммы чистого обязательства отражены в консолидированном отчете о финансовом положении следующим
образом:

2009 2008

На 1 января

5 772

4 607

Процентный расход 585

322

Текущие расходы по пенсионному плану 191

271

Актуарная (прибыль) / убыток (506)

925

Стоимость прошлых услуг 737

Пенсии выплаченные (532)

(353)

На 31 декабря

6 247

5 772

Текущие расходы по пенсионному плану, стоимость прошлых услуг и актуарная (прибыль) / убыток в размере 422 млн.
рублей и 1 196 млн. рублей за год, закончившийся 31 декабря 2009 года и 2008 года соответственно, включены в состав
расходов на оплату труда в консолидированном отчете о совокупном доходе.

169

(в миллионах российских рублей, если не указано иное)

РЕЗЕРВЫ ПРЕДСТОЯЩИХ РАСХОДОВ И ПЛАТЕЖЕЙ (продолжение)

Пенсионные обязательства в консолидированном отчете о финансовом положении представлены следующим образом:

31 декабря 2009

31 декабря 2008

Дисконтированная стоимость обязательств
(не обеспеченных фондами)

6 247

5 772

Обязательства

6 247

5 772

Неотраженная стоимость прошлых услуг -

Основные использованные актуарные допущения (средневзвешенные показатели):

на 31 декабря 2009

на 31 декабря 2008

Средняя номинальная ставка дисконтирования

8,80% 9,67%

Будущее повышение заработной платы (номинальное)

7,00% 9,50%

Ожидаемая будущая инфляция

6,0% 6,0%

КРЕДИТОРСКАЯ ЗАДОЛЖЕННОСТЬ И ПРОЧИЕ ОБЯЗАТЕЛЬСТВА

31 декабря 2009

31 декабря 2008

Торговая кредиторская задолженность

17 690

14 057

Прочая кредиторская задолженность

3 542

1 558

Итого финансовая кредиторская задолженность

21 232

15 615

Авансы, полученные за услуги по транспортировке нефти и
нефтепродуктов

24 295

17 584

Начисления

12 977

7 769

НДС к уплате

4 087

4 910

Прочие налоги к уплате 1

364

755

Итого кредиторская задолженность

63 955

46 633

Расшифровка кредиторской задолженности по видам валют представлена в таблице ниже:

Рубль РФ

Доллар

США

Евро

Другие

валюты

Итого

31 декабря 2009

кредиторская задолженность
поставщикам и подрядчикам 17

634 -

53 3

690

прочая кредиторская
задолженность

2 735

309

498 -

542

20 369

309

551

21 232

31 декабря 2008

кредиторская задолженность
поставщикам и подрядчикам

13 984

14 057

прочая кредиторская
задолженность

1 313

216

1 558

15 297

241

77 15

615

170

(в миллионах российских рублей, если не указано иное)

ВЫРУЧКА

Год, закончившийся

31 декабря 2009

Год, закончившийся

31 декабря 2008

Выручка от реализации услуг по
транспортировке нефти:

На внутреннем рынке

131 221

106 617

На экспорт

172 887

137 370

Итого выручка от реализации услуг по
транспортировке нефти 304

108

243 987

Выручка от транспортировки нефтепродуктов

24 221

17 101

Выручка от реализации нефти

3 512

2 142

Выручка от продажи нефтепродуктов

1 834

3 494

Выручка по строительным договорам 6

127

Выручка от компаундирования нефти

3 972

3 062

Прочая выручка

7 277

5 192

351 051

274 977

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, за исключением маршрута Махачкала – Новороссийск;

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.

Группа  Транснефтепродукт  получает  выручку  от  реализации  услуг  по  транспортировке  нефтепродуктов,  которая
формируется,  исходя  из  тарифов,  рассчитываемых  в  пределах  тарифных  ограничений,  установленных  Федеральной
службой  по  тарифам.  Тариф  устанавливается  с  условием,  что  суммарные  затраты  грузоотправителей  при
транспортировке  нефтепродуктов  с  использованием  нефтепродуктопроводов  не  должны  превышать  затраты  в  случае
перевозки  нефтепродуктов  только  железнодорожным  транспортом  или  смешанным  способом  (трубопроводный
транспорт и железная дорога) по аналогичным маршрутам.

Тарифы  на  услуги  по  транспортировке  нефтепродуктов  по  территории  Российской  Федерации  установлены  в
российских  рублях  на 1 тонну  и  уплачиваются  в  российских  рублях,  за  транспортировку  по  территории  Республики
Беларусь  и  Украины – в  долларах  США  на 1 тонну,  по  территории  Республики  Казахстан – в  казахских  тенге  на 1
тонну. Выручка за услуги по транспортировке нефтепродуктов по территории

171

(в миллионах российских рублей, если не указано иное)

ВЫРУЧКА (продолжение)

иностранных государств уплачивается резидентами Российской Федерации в российских рублях по курсу
Центрального банка Российской Федерации на дату оплаты, резидентами Республики Беларусь, Республики Казахстан
и Украины - в национальной валюте указанных государств.

Выручка  по  строительному  контракту  связана  с  выполнением  контрактных  обязательств  Компанией  по
государственному контракту на строительство и разработку проектной и рабочей документации, а также строительство
и  реконструкцию  объектов  инфраструктуры  (нефтепровода  и  нефтепродуктопровода)  в  рамках  реализации
инвестиционного  проекта  «Комплекс  нефтеперерабатывающих  и  нефтехимических  заводов  в  г. Нижнекамске»  в
соответствии с распоряжением Правительства Российской Федерации от 30 ноября 2006 г. №1708-р. В 2009 году сумма
выручки  по  строительному  контракту,  признанная  как  выручка  в  отчетном  периоде,  составила 6 127 млн.  рублей.
Агрегированная сумма понесенных затрат и признанной прибыли по состоянию на 31 декабря 2009 года составили 6
127 млн. рублей и 0 млн. рублей, соответственно. По состоянию на 31 декабря 2009 года сумма полученных авансовых
платежей составила 0 млн. рублей. Удержания на конец отчетного периода отсутствуют.

ОПЕРАЦИОННЫЕ РАСХОДЫ И ЧИСТЫЕ ПРОЧИЕ ОПЕРАЦИОННЫЕ ДОХОДЫ

Год, закончившийся

31 декабря 2009

Год, закончившийся

31 декабря 2008

Операционные расходы

Амортизация

46 823

34 067

Расходы на персонал:

Затраты на оплату труда и пенсионные начисления

54 876

40 094

Единый социальный налог

6 571

6 208

Социальные расходы

3 336

3 087

Электроэнергия

27 741

22 452

Материалы

12 838

11 999

Себестоимость проданной нефти

1 654

2 274

Себестоимость проданных нефтепродуктов

1 731

3 228

Расходы на страхование

1 517

3 190

Чистое изменение резерва по сомнительной
дебиторской задолженности (399)

544

Чистое изменение резерва под снижение стоимости
товаров для перепродажи (168)

894

Чистое изменение резерва под снижение стоимости
основных средств 392

492

Услуги по ремонту и поддержанию надлежащего
технического состояния трубопроводной сети

7 941

6 634

Командировочные расходы

3 718

3 297

Транспортные расходы

1 815

1 839

Налоги, кроме налога на прибыль:

Налог на имущество

2 892

1 585

Прочие налоги 112

379

Прочее

13 659

10 221

187 049

157 484

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 2009 года,  составила 4 589 млн. рублей  (за  год,  закончившийся 31 декабря 2008 года -
3 972 млн. рублей).

172

(в миллионах российских рублей, если не указано иное)

ОПЕРАЦИОННЫЕ РАСХОДЫ И ЧИСТЫЕ ПРОЧИЕ ОПЕРАЦИОННЫЕ ДОХОДЫ (продолжение)

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 2009 года, - 5 217 млн. рублей  (за  год,  закончившийся 31 декабря 2008 года, -
3 248 млн. рублей).

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

Год,

закончившийся

31 декабря 2009

Год,

закончившийся

31 декабря 2008

Излишки нефти

8 569

9 728

Убыток от выбытия основных средств (391)

(940)

Расходы на благотворительность

(3 164)

(1 004)

Штрафы и пени полученные 580

029

Прибыль от выбытия финансовых активов, имеющихся в
наличии для продажи -

425

5 594

9 238

21 НАЧИСЛЕННЫЕ ПРОЦЕНТЫ И ПРОЦЕНТЫ К ПОЛУЧЕНИЮ

Год,

закончившийся

31 декабря 2009

Год,

закончившийся

31 декабря 2008

Процентный доход от денежных средств и их

эквивалентов

7 915

1 982

Процентный доход от прочих финансовых активов

823

Прочие процентные доходы 11

128

Итого проценты к получению

8 749

2 128

За вычетом процентов к получению от временного
размещения свободных заемных денежных средств (6

218) -

Итого проценты к получению, признанные в отчете

о совокупном доходе

2 531

2 218

Год,

закончившийся

31 декабря 2009

Год,

закончившийся

31 декабря 2008

Процентные расходы по кредитам и займам

30 029

16 118

Процентные расходы по резерву на демонтаж основных
средств

6 968

5 686

Процентные расходы по лизингу

1 185

2 160

Прочие процентные расходы 620

559

Итого начисленные проценты

38 802

24 523

За вычетом капитализированных затрат по кредитам и
займам

(21 764)

(14 373)

Итого начисленные проценты, признанные в отчете
о совокупном доходе

17 038

10 150

173

(в миллионах российских рублей, если не указано иное)

ДОЧЕРНИЕ И ЗАВИСИМЫЕ ОБЩЕСТВА

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

Вид деятельности

Страна

учреждения

Доля (%)

участия по

состоянию на

31 декабря 2009

Дочерние и зависимые общества,
входящие в сегмент «транспортировка
нефти»

ОАО «Сибнефтепровод»

транспортировка нефти

Россия 100,0

ОАО «Черномортранснефть»

транспортировка нефти

Россия 100,0

ОАО «МН «Дружба»

транспортировка нефти

Россия 100,0

ОАО «Приволжскнефтепровод»

транспортировка нефти

Россия 100,0

ОАО «Транссибнефть»

транспортировка нефти

Россия 100,0

ОАО «Верхневолжскнефтепровод»

транспортировка нефти

Россия 100,0

ОАО «Центрсибнефтепровод»

транспортировка нефти

Россия 100,0

ОАО «СМН»

транспортировка нефти

Россия 100,0

OOO «Балтнефтепровод»

транспортировка нефти

Россия 100,0

ОАО «Уралсибнефтепровод»

транспортировка нефти

Россия 75,5

ОАО «СЗМН»

транспортировка нефти

Россия 64,0

OOO «Востокнефтепровод»

транспортировка нефти

Россия 100,0

ООО «Дальненефтепровод»

транспортировка нефти

Россия 100,0

ОАО «Гипротрубопровод»

разработка проектно-сметной
документации

Россия 100,0

ОАО «Связьтранснефть»

обеспечение технологической
связью объектов магистральных
нефтепроводов

Россия 100,0

ОАО ЦТД «Диаскан»

диагностика магистральных
нефтепроводов

Россия 100,0

ОАО «Волжский подводник»

диагностика, ремонт подводных
переходов

Россия 100,0

ЗАО «Центр МО»

метрологическое обеспечение
транспорта нефти

Россия 100,0

ООО «Спецморнефтепорт Приморск»

осуществление погрузочно-
разгрузочной деятельности в
порту

Россия 100,0

ООО «ТрансПресс»

издательская деятельность

Россия 100,0

ООО «ЦУП ВСТО»

осуществление функций
заказчика-застройщика проекта
«ВСТО»

Россия 100,0

ООО «Транснефть Финанс»

оказание услуг по ведению
бухгалтерского, налогового и
управленческого учета

Россия 100,0

ООО «Спецморнефтепорт Козьмино»

перевалка нефти и
нефтепродуктов

Россия 100,0

ООО «Транснефтьэнерго»

передача и распределение
электроэнергии

Россия 100,0

ООО «Транснефть-Сервис»

оказание услуг в порту

Россия 100,0

ООО «Транснефть-Терминал»

организация перевалки нефти и
нефтепродуктов

Россия 75,0

ОАО «Энерготерминал»

организация транспортировки
грузов

Россия 50,04

174

(в миллионах российских рублей, если не указано иное)

ДОЧЕРНИЕ И ЗАВИСИМЫЕ КОМПАНИИ (продолжение)

Вид деятельности

Страна

учреждения

Доля (%)

участия по

состоянию на

31 декабря 2009

Дочерние и зависимые общества,
входящие в сегмент «транспортировка
нефти»

ООО «ДСД»

осуществление функций
заказчика-застройщика

Россия

100,0

ООО «УЛБК»

строительство

Россия

100,0

ОАО «Востокнефтетранс»

обеспечение транспортировки
нефти железнодорожным
транспортом

Россия

51,0

ООО «Транснефтьстрой»

выполнение функций
генерального подрядчика по
строительству магистральных
трубопроводов

Россия

100,0

Fenti Development Limited

финансовая деятельность

Британские

Виргинские

острова

100,0

ОАО «Страховая компания «Транснефть»

страховые услуги

Россия

100,0

ООО «РУСЭНЕРГОРЕСУРС»

оптовая торговля электрической
и тепловой энергией

Россия

25,0

ООО «ТК-БА»

проектирование, строительство
нефтепровода «Бургас-
Александруполис»

Россия

33,3

ЗАО «ПРОМСФЕРА»

сдача в аренду имущественного
комплекса

Россия

50,0

ООО «Импэкс-Плюс»

посреднические услуги по
оптовой торговле

Россия

50,0

ООО «Тихорецк-Нафта»

транспортная обработка грузов

Россия

50,0

Дочерние и зависимые общества,
входящие в сегмент «транспортировка
нефтепродуктов»

ОАО «Мостранснефтепродукт»

транспортировка
нефтепродуктов

Россия

100,0

ОАО «Юго-Запад транснефтепродукт»

транспортировка
нефтепродуктов

Россия

100,0

ОАО «Средне-Волжский
Транснефтепродукт»

транспортировка
нефтепродуктов

Россия

100,0

ОАО «Петербургтранснефтепродукт»

транспортировка
нефтепродуктов

Россия

100,0

ОАО «Рязаньтранснефтепродукт»

транспортировка
нефтепродуктов

Россия

100,0

ОАО «Северо-Кавказский
транснефтепродукт»

транспортировка
нефтепродуктов

Россия

100,0

ОАО «Сибтранснефтепродукт»

транспортировка
нефтепродуктов

Россия

100,0

ЧУП «Запад–Транснефтепродукт»

транспортировка
нефтепродуктов

Беларусь

100,0

ДП «ПрикарпатЗападтранс»

транспортировка
нефтепродуктов

Украина

100,0

175

(в миллионах российских рублей, если не указано иное)

ДОЧЕРНИЕ И ЗАВИСИМЫЕ КОМПАНИИ (продолжение)

Вид деятельности

Страна

учреждения

Доля (%)

участия по

состоянию на

31 декабря 2009

Дочерние и зависимые общества,
входящие в сегмент «транспортировка
нефтепродуктов»

ООО «Балттранснефтепродукт»

транспортировка
нефтепродуктов

Россия 100,0

ОАО «Уралтранснефтепродукт»

транспортировка
нефтепродуктов

Россия 86,2

Россия 100,0

ОАО «ТД «Транснефтепродукт»

централизованное обеспечение
МТР

Россия 100,0

ОАО «Телекомнефтепродукт»

предоставление услуг связи

Россия 100,0

ОАО «Подводспецтранснефтепродукт»

выполнение подводно-
технических работ на
нефтепродуктопроводном
транспорте

Россия 100,0

ОАО «Институт Нефтепродуктпроект»

проектирование объектов
нефтепродуктопровод-ного
транспорта

Россия 100,0

ООО «СОТ-ТРАНС»

страховая деятельность

Россия 100,0

ООО «БалттрансСервис»

реализация проектов
строительства и эксплуатации
магистральных
нефтепродуктопроводов

Россия 100,0

ООО «ЛатРосТранс»

транспортировка
нефтепродуктов

Латвия 34,0

УСЛОВНЫЕ ОБЯЗАТЕЛЬСТВА, КАПИТАЛЬНЫЕ ЗАТРАТЫ И ДРУГИЕ РИСКИ

Судебные разбирательства

В течение 2009 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 2009 года не
существует претензий или исков к Группе, которые могут оказать существенное негативное влияние на деятельность
или финансовое положение Группы.

По  состоянию  на 31 декабря 2009 года  в  составе  налога  на  добавленную  стоимость  по  приобретенным  ценностям
учитывается  НДС,  предъявленный  дочерними  обществами  Компании  за  август 2007 года  в  сумме 696 млн рублей,  в
возмещении  которого  было  отказано  постановлением  Федерального  арбитражного  суда  Московского  округа  (далее –
ФАС  МО)  от 12.05.2009 №  КА-А40/459-09.  В  связи  с  истечением  срока  для  пересмотра  постановления  ФАС  МО  в
порядке  надзора,  в  настоящее  время  Компания  оценивает  возможность  обращения  с  заявлением  в  Высший
арбитражный суд РФ с целью пересмотра дела по вновь открывшимся обстоятельствам.

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.

176

(в миллионах российских рублей, если не указано иное)

СВЯЗАННЫЕ  СТОРОНЫ  И  ВОЗНАГРАЖДЕНИЕ  ОСНОВНОМУ  УПРАВЛЕНЧЕСКОМУ  ПЕРСОНАЛУ
(продолжение)

По состоянию на 31 декабря 2009 года в доверительном управлении Компании находятся принадлежащие Российской
Федерации 100% акций  компании  «КТК  Инвестментс  Компани», 100% акций  компании  «КТК  Компани», 31%
обыкновенных  акций  ЗАО  «КТК-Р»  и 31% обыкновенных  акций  АО  «КТК–К».  На 31 декабря 2008 года  в
доверительном управлении Компании находились 24% пакета акций Каспийского Трубопроводного Консорциума-Р и
24% пакета акций Каспийского Трубопроводного Консорциума-К, принадлежащего Российской Федерации. Результаты
деятельности  данных  компаний  не  включены  в  консолидированную  финансовую  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 и денежных средств:

Год, закончившийся

31 декабря 2009

Год, закончившийся

31 декабря 2008

Выручка от транспортировки нефти

88 916

69 711

Выручка от транспортировки нефтепродуктов

7 216

6 020

Расходы на электроэнергию

(1 011)

(1 420)

Расходы на выплату процентов

(9 494)

(9 717)

31 декабря 2009

31 декабря 2008

Дебиторская задолженность и предоплата 510

770

Денежные средства

202 692

29 083

Авансы, полученные за услуги по транспортировке нефти

7 111

5 127

Авансы, полученные за услуги по транспортировке
нефтепродуктов

1 303

1 044

Краткосрочные и долгосрочные займы 1

118

111

Операции с контролируемыми государством организациями включают в себя налоги, суммы которых содержатся в
консолидированном отчете о финансовом положении и в консолидированном отчете о совокупном доходе.

В отчетном периоде при первичном размещении неконвертируемых процентных документарных облигаций на
предъявителя серии 01, 02 и 03 контролируемыми государством организациями были приобретены облигации общей
номинальной стоимостью 134 900 млн. рублей.

В отчетном периоде Группой были осуществлены операции по приобретению электроэнергии у зависимой компании
ОАО «Русэнергоресурс» на сумму 26 422 млн. рублей. Дебиторская задолженность (включая авансы выданные) на 31
декабря 2009 года составила 1 065 млн. рублей, кредиторская задолженность на 31 декабря 2009 года составила 164
млн. рублей.

Вознаграждение основному управленческому персоналу

Основной  управленческий  персонал  (члены  Совета  Директоров  и  Правления  Компании  и  генеральные  директора
дочерних обществ) получает, в основном, краткосрочные вознаграждения, включая заработную плату, премии и прочие
выплаты,  а  также  долго-  и  краткосрочные  беспроцентные  займы.  Краткосрочные  вознаграждения,  выплачиваемые
ключевому  управленческому  персоналу  Компании  и  дочерних  обществ,  включают  в  себя  выплаты,  определенные
условиями трудовых договоров в связи с выполнением ими своих должностных обязанностей.

177

(в миллионах российских рублей, если не указано иное)

СВЯЗАННЫЕ СТОРОНЫ И ВОЗНАГРАЖДЕНИЕ ОСНОВНОМУ УПРАВЛЕНЧЕСКОМУ ПЕРСОНАЛУ
(продолжение) Вознаграждение членам Совета директоров утверждаются Общим годовым собранием акционеров.

Год, закончившийся

31 декабря 2009

Год, закончившийся

31 декабря 2008

Заработная плата и премии 761

277

Выплаты, связанные с увольнениями 16

Прочие

802

296

Займы, выданные основному управленческому персоналу, составили:

2009 2008

на 1 января

59 -

Выдано

41 68

Погашено

71 9

на 31 декабря 29

срок погашения менее года 13

срок погашения более года 16

В соответствии с требованиями Российского законодательства, Группа осуществляет отчисления в Пенсионный фонд
РФ по пенсионному плану с установленными взносами с выплат за всех работников, включая основной управленческий
персонал. Основной управленческий персонал также является участником программ негосударственного обеспечения:
негосударственного обеспечения НПФ «Транснефть», а также единовременных выплат при выходе на пенсию. Сумма
взносов в Негосударственный пенсионный фонд Транснефть в пользу основного управленческого персонала составила
за 2009 год – 23 млн. рублей, за 2008 год - 15 млн. рублей.

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 2009

Денежные средства и их эквиваленты
(см. Примечание 12)

283 658

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

419

Прочие финансовые активы (см. Примечание 9)

35 616

Дебиторская задолженность (торговая и прочая)
(см. Примечание 11)

6 674

325

948

419

31 декабря 2008

Денежные средства и их эквиваленты
(см. Примечание 12)

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 11)

7 303

69 373

962

31 декабря 2009

31 декабря 2008

Обязательства на дату отчетности

Кредиторская задолженность (торговая и прочая)
(см. Примечание 18)

21 232

15 615

Кредиты и займы, обязательства по лизингу
(см. Примечание 15)

553 288

255 737

574 520

271 352

178

(в миллионах российских рублей, если не указано иное)

ФИНАНСОВЫЕ ИНСТРУМЕНТЫ И ФИНАНСОВЫЕ РИСКИ (продолжение)

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 кредитов и
займов, номинированных в долларах США и Евро, которые были получены в 2007-2009 годах (см. Примечание 15) и
пересчета остатка денежных средств, номинированных в долларах США и Евро. Активы и обязательства, выраженные
в  украинских  гривнах  и  белорусских  рублях,  принадлежащие  Группе,  приводящие  к  возникновению  потенциального
валютного риска, незначительны.

На 31 декабря 2009 года,  если  бы  доллар  США  укрепился/ослаб  на 10% по  отношению  к  российскому  рублю  при
прочих  равных  условиях,  прибыль  после  вычета  налогов  и  капитал  снизились/возросли  бы  на 18 580 млн. рублей  (за
год, закончившийся 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), в основном, в результате потерь/(доходов) от конвертации займов и пересчета остатка денежных средств,
номинированных в долларах США, в рубли.

На 31 декабря 2009 года,  если  бы  Евро  укрепился/ослаб  на 10% по  отношению  к  российскому  рублю  при  прочих
равных  условиях,  прибыль  после  вычета  налогов  и  капитал  снизились/возросли  бы  на 819 млн.  рублей  (за  год,
закончившийся 31 декабря 2008 года, если бы Евро укрепился/ослаб на 10% по отношению к российскому рублю при
прочих  равных  условиях,  прибыль  после  вычета  налогов  и  капитал  снизились/  возросли  бы  на 5 802 млн. рублей),  в
основном, в результате потерь от конвертации займов и пересчета остатка денежных средств, номинированных в Евро,
в рубли.

Риск изменения процентных ставок

Руководство  не  имеет  утвержденной  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 активов, приносящих существенных 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 обязательств. Группа получает кредиты 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.
Кредиты и займы, полученные Группой под плавающие процентные ставки, подвергают ее риску изменения денежных
потоков  по  кредитам  и  займам.  В  связи  с  тем,  что  Группа  получает  кредиты  от  банков  для  финансирования
инвестиционных проектов, затраты по кредитам капитализируются. Таким образом, изменения процентных ставок не
окажут существенного влияния на прибыль и 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.

179

(в миллионах российских рублей, если не указано иное)

ФИНАНСОВЫЕ ИНСТРУМЕНТЫ И ФИНАНСОВЫЕ РИСКИ (продолжение)

Группа заключила рамочные соглашения с производителями труб, цена поставки по которым и сроки не являются
фиксированными на момент подписания данных соглашений. Группа также не имеет долгосрочных договоров с
нефтедобывающими и нефтеперерабатывающими компаниями и не использует производных договоров для управления
рисками изменения цен на металл и цен на нефть и нефтепродукты.

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  естествнной  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 некоторых покупателей независимый кредитный
рейтинг  не  установлен,  Группа  оценивает  кредитное  качество  покупателя  на  основании  его  финансового  положения,
сложившегося опыта взаимоотношений и других факторов. Кредитное качество финансовых активов, непросроченных
и  необесценившихся,  оценивается  исходя  из  сложившегося  опыта  взаимоотношений,  и  исторических  данных  о
контрагентах,  которые  представлены  существующими  покупателями  и  заказчиками,  у  которых  не  было  случаев
неисполнения ими обязательств в прошлом. Выбор поставщиков активов и услуг Группа осуществляет, как правило, на
конкурсной основе.

При  проведении  предварительного  конкурсного  отбора  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),  по  результатам  которого  участники  допускаются  к конкурсу. 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 и иных кредитных организациях, имеющих кредитный рейтинг не ниже В- по шкале
Standard & Poor’s, вследствие чего риск их несостоятельности минимален или низок.

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.

180

(в миллионах российских рублей, если не указано иное)

ФИНАНСОВЫЕ ИНСТРУМЕНТЫ И ФИНАНСОВЫЕ РИСКИ (продолжение)

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

31 декабря 2009:

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

552 940

880 206

45 881

42 752

182 648

608 925

Торговая и прочая кредиторская
задолженность

21 232

Обязательства по финансовой
аренде

348 505 449

574 520

901 943

67 562

42 799

182 657

608 925

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

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 2009
года  и 2008 года.  Справедливая  стоимость  кредитов,  займов,  а  также  обязательств  по  финансовой  аренде  раскрыта  в
Примечании 15.

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 капитал,
причитающийся  акционерам  Компании,  а  также  долгосрочная  и  краткосрочная  задолженность  (задолженность  по
долгосрочным и краткосрочным кредитам и займам, кредиторская 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, 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 отчетного периода подход Группы к управлению капиталом не менялся.

181

(в миллионах российских рублей, если не указано иное)

ИНФОРМАЦИЯ ПО СЕГМЕНТАМ

Руководством  Группы,  как  правило,  анализируется  информация  в  разрезе  отдельных  юридических  лиц,  деятельность
которых,  обобщается  в  двух  отдельных  отчетных  сегментах:  Транспортировка  нефти  и  Транспортировка
нефтепродуктов.  Стоимостные  показатели  представляются  Руководству  Группы  в  величинах,  рассчитанных  по
правилам  составления  отчетности  по  российским  стандартам  бухгалтерского  учета («РСБУ»).  Консолидированные
данные по анализируемым Руководством Группы показателям, рассчитанные по каждому сегменту по правилам РСБУ,
представлены в таблицах ниже.

Корректирующие статьи, приводящие данную информацию к показателям консолидированной финансовой отчетности,
главным образом представлены корректировками и переклассификациями, обусловленными различиями в
бухгалтерском учете по РСБУ и МСФО.

Корректирующие статьи также включают операции между сегментами, наиболее существенными из которых являются:
выдача  займа,  номинированного  в  долларах  США  и  выданного  в  российских  рублях,  остаток  задолженности  по
которому  на 31 декабря 2009 года  составил 14 215 млн.  рублей,  начисление  процентов  по  займу  в  сумме 848 млн.
рублей,  связанные  с  ними  курсовые  разницы  в  сумме 1 267 млн.  рублей; (на 31 декабря 2008  года  межсегментные
займы отсутствовали).

Ниже представлена сегментная информация за год, закончившийся 31 декабря 2009 года:

Услуги по

транспор-

тировке

нефти

Услуги по

транспор-

тировке

нефтепро-

дуктов

Корректирую-

щие статьи

Итого по

МСФО

Выручка от продаж внешним
покупателям

315 105

25 261

10 685

351 051

Операционные расходы

(167 343)

(16 544)

(3 162)

(187 049)

Износ и амортизация

(43 683)

(2 671)

(469)

(46 823)

Процентный доход

7 020

470

(4 959)

2 531

Расходы по уплате процентов

(13 900)

(2 355)

(783)

(17 038)

Доля в прибыли / (убытке) зависимых
компаний 1

896

(958)

953

Прибыль до налогообложения

146 220

6 455

3 500

156 175

Расходы по налогу на прибыль

(35 492)

(1 650)

2 783

(34 359)

Прибыль за отчетный период

110 728

4 805

6 283

121 816

Инвестиции в зависимые компании

4 060

(1 945)

2 151

Итого активы сегментов

1 431 407

57 839

(69 499)

1 419 747

Задолженность перед поставщиками и
подрядчиками и авансы полученные

38 173

3 433

379

41 985

Долгосрочные кредиты и займы

541 914

14 215

(14 215)

541 914

Краткосрочные кредиты и займы

11 026

374

(374)

11 026

Итого обязательства сегментов

638 797

20 201

79 353

738 351

Прочие статьи сегментов

Поступления по внеоборотным активам
(кроме финансовых инструментов и
отложенных налоговых активов)

222 739

1 867

9 751

234 357

ПАО «Транснефть». Ежеквартальные отчёты за 2010 год - часть 27