ПАО «Транснефть». Ежеквартальные отчёты за 2011 год

157

ОАО «АК «ТРАНСНЕФТЬ»
ПРИМЕЧАНИЯ К КОНСОЛИДИРОВАННОЙ ФИНАНСОВОЙ ОТЧЕТНОСТИ ПО МСФО ЗА ГОД,
ЗАКОНЧИВШИЙСЯ 31 ДЕКАБРЯ 2010 ГОДА

(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 7,52% годовых (по состоянию на 31 декабря 2009 года – 8,49%
годовых).

2010 2009

На 1 января

80 535

69 233

Резерв на поступление новых основных средств

2 864

855

Изменения в оценках, относимые на основные
средства 27

096

090

Использование резерва (740)

(611)

Процентный расход

6 840

6 968

Восстановление резерва (393)

На 31 декабря

116 202

80 535

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  выплаты  пенсионерам,  не  участвующим  в  программе  негосударственного
пенсионного  страхования  Группы,  а  также  производит  покрытие  расходов  на  погребение  и  выплаты
пенсионерам  к  юбилейным  и  праздничным  датам  в  размере  от  одного  до  пяти  минимальных  размеров
оплаты  труда  (МРОТ).  В  соответствии  с  принципами,  приведенными  в  МСФО 19 «Вознаграждения
работникам»,  была  произведена  оценка  чистой  приведенной  стоимости  этих  обязательств.  При  оценке
обязательств был использован метод «прогнозируемой условной единицы».

Сверка входящей и исходящей приведенной стоимости обязательств плана с установленными выплатами
приведена ниже:

Движение обязательства по пенсионному плану с
установленными выплатами

2010 2009

На 1 января

6 247

5 772

Процентный расход 547

585

Текущие расходы по пенсионному плану 269

191

Актуарная убыток /(прибыль) 843

(506)

Стоимость прошлых услуг 271

737

Пенсии выплаченные (800)

(532)

На 31 декабря

7 377

6 247

Текущие расходы по пенсионному плану, стоимость прошлых услуг и актуарная (прибыль) / убыток в
размере 1 383 млн. рублей и 422 млн. рублей за год, закончившийся 31 декабря 2010 года и 2009 года
соответственно, включены в состав расходов на оплату труда в консолидированном отчете о совокупном
доходе, процентный расход на сумму 547 млн. рублей и 422 млн. рублей за год, закончившийся 31 декабря
2010 года и 2009 года соответственно, включен в состав процентов начисленных.

158

(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

2010

31 декабря

2009

31 декабря

2008

31 декабря

2007

31 декабря

2006

Дисконтированная
стоимость обязательств
(не обеспеченных фондами)

7 377

6 247

5 772

4 607

3 761

Обязательства

7 377

6 247

5 772

4 607

3 761

Неотраженная стоимость
прошлых услуг

- - - - -

Основные использованные актуарные допущения (средневзвешенные показатели):

на 31 декабря 2010

на 31 декабря 2009

Средняя номинальная ставка дисконтирования

7,93% 8,80%

Будущее повышение заработной платы (номинальное)

6,00% 7,00%

Ожидаемая будущая инфляция

5,00% 6,00%

При изменении ожидаемой будущей ставки инфляции на 1% в сторону увеличения сумма резерва по
пенсионным обязательствам Группы увеличилась бы на 31 декабря 2010 года на 700 млн. рублей.

КРЕДИТОРСКАЯ ЗАДОЛЖЕННОСТЬ И ПРОЧИЕ ОБЯЗАТЕЛЬСТВА

31 декабря 2010

31 декабря 2009

Торговая кредиторская задолженность

32 447

17 690

Прочая кредиторская задолженность

6 085

3 542

Итого финансовая кредиторская задолженность

38 532

21 232

Авансы, полученные за услуги по транспортировке нефти и
нефтепродуктов

28 948

24 295

Начисления

19 814

12 977

НДС к уплате

9 049

4 087

Прочие налоги к уплате

1 623

1 364

Итого кредиторская задолженность

97 966

63 955

Расшифровка кредиторской задолженности по видам валют представлена в таблице ниже:

Рубль РФ

Доллар

США

Евро

Другие

валюты

Итого

31 декабря 2010

кредиторская задолженность
поставщикам и подрядчикам

32 376

32 447

прочая кредиторская
задолженность

5 382

341

362

6 085

37 758

397

374

38 532

31 декабря 2009

кредиторская задолженность
поставщикам и подрядчикам

17 634

3 17

690

прочая кредиторская
задолженность

2 735

309

498 -

542

20 369

309

551

21 232

В составе кредиторской задолженности отражена задолженность по приобретению объектов основных
средств в сумме 21 971 млн. рублей на 31 декабря 2010 года и 11 934 млн. рублей на 31 декабря 2009
года.

159

(в миллионах российских рублей, если не указано иное)

ВЫРУЧКА

Год, закончившийся

31 декабря 2010

Год, закончившийся

31 декабря 2009

Выручка от реализации услуг по
транспортировке нефти:

На внутреннем рынке

164 253

131 221

На экспорт

221 891

172 887

Итого выручка от реализации услуг по
транспортировке нефти

386 144

304 108

Выручка от реализации услуг по
транспортировке нефтепродуктов

30 605

24 221

Выручка от реализации нефти

8 084

3 512

Выручка от реализации нефтепродуктов

5 374

1 834

Выручка по строительным договорам

3 849

6 127

Выручка от компаундирования нефти

4 053

3 972

Прочая выручка

9 423

7 277

447 532

351 051

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.

Выручка от реализации услуг по транспортировке нефтепродуктов по территории Российской Федерации
формируется на основе тарифов, рассчитанных в пределах ограничений, утвержденных органом
государственного регулирования и включает:

выручку от услуг по перекачке нефтепродуктов по территории РФ по адресным тарифам,
рассчитанным с учетом того, что соотношение тарифов нефтепродуктопроводного и
железнодорожного транспорта не должно превышать 0,7 по аналогичным маршрутам транспортировки
нефтепродуктов;

выручку от услуг по выполнению заказа и диспетчеризации поставок при транспортировке
нефтепродуктов на экспорт и внутренний рынок России и государств – участников Соглашений о
Таможенном союзе по тарифам, максимальный предельный уровень которых установлен ФСТ России;

выручку от услуг по наливу нефтепродуктов из системы МНПП по тарифам, максимальный
предельный уровень которых установлен ФСТ России.

160

(в миллионах российских рублей, если не указано иное)

ВЫРУЧКА (продолжение)

Выручка  от  услуг  по  перекачке  нефтепродуктов  по  территории  Республики  Беларусь  формируется  на
основе  тарифов,  установленных  уполномоченным  органом  Республики  Беларусь  в  соответствии  с
Соглашением между правительством Российской Федерации и Республики Беларусь о взаимодействии при
эксплуатации  магистральных  нефтепродуктопроводов,  расположенных  на  территории  Республики
Беларусь.

Выручка от услуг по перекачке нефтепродуктов по территории Украины и Казахстана формируется на
основе

тарифов,

установленных

ОАО

«АК

«Транснефть»

из

расчета

потребностей

нефтепродуктопроводных предприятий в затратах для обеспечения нормальной хозяйственной
деятельности.

Стоимость услуг оплачивается при транспортировке нефтепродуктов:

по территории Российской Федерации в рублях РФ;

по территории Республики Беларусь и Украины в долларах США;

по территории Республики Казахстан в рублевом эквиваленте, рассчитанном по курсу казахских тенге,
установленного ЦБ РФ на дату оплаты.

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 2010 году сумма выручки по строительному контракту, признанная как выручка в отчетном периоде,
составила 3 849 млн. рублей (в 2009 - 6 127 млн. рублей). Агрегированная сумма понесенных затрат и
признанной прибыли по состоянию на 31 декабря 2010 года составила 3 849 млн. рублей и 0 млн.
рублей, соответственно (на 31 декабря 2009 года - 6 127 млн. рублей и 0 млн. рублей, соответственно).
По состоянию на 31 декабря 2010 года сумма полученных авансовых платежей составила 0 млн. рублей
(на 31 декабря 2009 года - 0 млн. рублей). Удержания на конец отчетного периода отсутствуют.

161

(в миллионах российских рублей, если не указано иное)

ОПЕРАЦИОННЫЕ РАСХОДЫ

Год, закончившийся

31 декабря 2010

Год, закончившийся

31 декабря 2009

Операционные расходы
Амортизация

71 969

46 823

Расходы на персонал:

Затраты на оплату труда и пенсионные
начисления

70 896

54 876

Страховые взносы (Единый социальный
налог в 2009 году)

7 648

6 571

Социальные расходы

3 197

3 336

Электроэнергия

31 961

27 741

Услуги по транспортировке нефти
железнодорожным транспортом

29 593

Материалы

16 029

12 838

Услуги по ремонту и поддержанию
надлежащего технического состояния
трубопроводной сети

11 981

7 941

Себестоимость проданной нефти

7 659

1 654

Себестоимость проданных нефтепродуктов

6 730

1 731

Расходы на страхование

2 114

1 517

Чистое изменение резерва по сомнительной
дебиторской задолженности 10

(399)

Чистое изменение резерва под снижение
стоимости товаров для перепродажи (41)

(168)

Чистое изменение резерва под снижение
стоимости основных средств

(83)

392

Командировочные расходы

4 189

3 718

Налоги, кроме налога на прибыль:

Налог на имущество

4 083

2 892

Прочие налоги 121

112

Прочие расходы 11

980

880

280 036

181 455

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 «Страховые взносы» (Единый социальный налог в 2009 году)
отражены расходы Группы, связанные с отчислениями в Пенсионный фонд РФ по пенсионному плану с
установленными взносами, величина которых за год, закончившийся 31 декабря 2010 года, составила
4 806 млн. рублей (за год, закончившийся 31 декабря 2009 года - 4 589 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 2010 года, - 5 768 млн. рублей (за год, закончившийся 31
декабря 2009 года, - 5 217 млн. рублей).

Услуги по транспортировке нефти железнодорожным транспортом представляют собой
соответствующие расходы на участке г. Сковородино - СМНП «Козьмино».

В прочие расходы включены результирующие статьи доходов и расходов, связанных с выбытием
основных средств, доходы, связанные с оприходованием излишков нефти, расходы на
благотворительность, полученные и уплаченные штрафы и пени, а также прочие операционные доходы и
расходы.

162

(в миллионах российских рублей, если не указано иное)

НАЧИСЛЕННЫЕ ПРОЦЕНТЫ И ПРОЦЕНТЫ К ПОЛУЧЕНИЮ

Год,

закончившийся

31 декабря 2010

Год,

закончившийся

31 декабря 2009

Процентный доход от денежных средств и их

эквивалентов 13

516

915

Процентный доход от прочих финансовых активов 2

851

823

Прочие процентные доходы 108

Итого проценты к получению 16

475

749

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

(9 711)

(6 218)

Итого проценты к получению, признанные в

отчете о совокупном доходе

6 764

2 531

Год,

закончившийся

31 декабря 2010

Год,

закончившийся

31 декабря 2009

Процентные расходы по кредитам и займам

37 046

30 029

Процентные расходы по резерву на демонтаж
основных средств

6 840

6 968

Процентные расходы по лизингу 157

185

Прочие процентные расходы 533

620

Итого начисленные проценты

44 575

38 802

За вычетом капитализированных затрат по
кредитам и займам

(23 702)

(21 764)

Итого начисленные проценты, признанные в
отчете о совокупном доходе

20 873

17 038

163

(в миллионах российских рублей, если не указано иное)

ДОЧЕРНИЕ, ЗАВИСИМЫЕ И СОВМЕСТНО КОНТРОЛИРУЕМЫЕ ОБЩЕСТВА

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

Вид деятельности

Страна

учреждения

Доля (%)

участия по

состоянию на

31 декабря 2010

Дочерние, зависимые и совместно
контролируемые 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

ОАО «Энерготерминал»

организация
транспортировки грузов

Россия 50,04

164

(в миллионах российских рублей, если не указано иное)

ДОЧЕРНИЕ, ЗАВИСИМЫЕ И СОВМЕСТНО КОНТРОЛИРУЕМЫЕ ОБЩЕСТВА (продолжение)

Вид деятельности

Страна

учреждения

Доля (%)

участия по

состоянию на

31 декабря 2010

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

ООО «ДСД»

осуществление функций
заказчика-застройщик ВСТО-
2

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

ЗАО «СК «Транснефть»

страховые услуги

Россия

100,0

ООО «Транснефть-Терминал»

организация перевалки нефти
и нефтепродуктов

Россия

75,0

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

ЗАО «Транснефть-Сервис»

оказание услуг по перевозке
грузов морским и
внутренним водным
транспортом

Россия 100,0

ОАО «Заполярье»

строительство и эксплуатация
магистрального
нефтепровода

Россия 100,0

ООО «НИИ ТНН»

проведение комплексных
научно-технических
исследований

Россия 100,0

ООО «Приморский торговый порт»

транспортная обработка
грузов

Россия 50,0

165

(в миллионах российских рублей, если не указано иное)

ДОЧЕРНИЕ, ЗАВИСИМЫЕ И СОВМЕСТНО КОНТРОЛИРУЕМЫЕ ОБЩЕСТВА (продолжение)

Вид деятельности

Страна

учреждения

Доля (%)

участия по

состоянию на

31 декабря 2010

Дочерние, 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 «Сибтранснефтепродукт»

транспортировка
нефтепродуктов

Россия

100,0

ЧУП «Запад–Транснефтепродукт»

транспортировка
нефтепродуктов

Беларусь

100,0

ДП «ПрикарпатЗападтранс»

транспортировка
нефтепродуктов

Украина

100,0

ООО «Балттранснефтепродукт»

транспортировка
нефтепродуктов

Россия 100,0

ОАО «Рязаньтранснефтепродукт»

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
нефтепродуктопроводного
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

166

(в миллионах российских рублей, если не указано иное)

УСЛОВНЫЕ ОБЯЗАТЕЛЬСТВА, КАПИТАЛЬНЫЕ ЗАТРАТЫ И ДРУГИЕ РИСКИ

Судебные разбирательства
В  течение 2010 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 2010 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 2010 года  в  составе  активов  по  НДС  учитывается  НДС  в  сумме 696 млн.
рублей, предъявленный дочерними обществами Компании за август 2007 года, в возмещении которого
было отказано. Компания продолжает проводить действия, направленные на возмещение данного НДС
из бюджета.

В марте 2011 года Первым арбитражным апелляционным судом вынесено постановление о взыскании с
общества  Группы  в  пользу  ООО  «Рыбхоз  «Борок»  возмещения  убытков  в  размере 992 млн.  рублей  в
связи  с  аварией,  произошедшей  на  нефтепродуктопроводе  в  марте 2007 года.  В  апреле 2011 года
обществом  Группы  подана  кассационная  жалоба  в  Федеральный  арбитражный  суд  Волго-Вятского
округа  с  требованием  отменить  указанное  решение  суда  и  принять  по  делу  новый  судебный  акт,  по
результатам  которого,  по  оценке  руководства  Компании,  ущерб  ООО  «Рыбхоз  «Борок»  может  быть
оценен в существенно меньшей сумме. Кроме того, подано ходатайство о приостановлении исполнения
вышеуказанных  судебных  актов.  Вероятность  взыскания  с  общества  Группы  в  пользу  ООО  «Рыбхоз
«Борок» возмещения в полном размере не оценивается руководством Компании как высокая. В связи с
невозможностью достоверно оценить срок окончания рассмотрения данного дела в суде и его влияние на
финансовые  показатели  Группы,  в  данной  консолидированной  финансовой  отчетности  резерв  по
возможным обязательствам перед ООО «Рыбхоз «Борок» не создан.

СВЯЗАННЫЕ СТОРОНЫ И ВОЗНАГРАЖДЕНИЕ КЛЮЧЕВОМУ 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.
По  состоянию  на 31 декабря 2010 и  на 31 декабря 2009 года  в  доверительном  управлении  Компании
находятся принадлежащие Российской Федерации 100% акций компании «КТК Инвестментс Компани»,
100%  акций  компании  «КТК  Компани»,  владеющие 7% ЗАО  «КТК-Р»  и 7 % АО  «КТК–К»,  а  также
24% обыкновенных  акций  ЗАО  «КТК-Р»  и 24% обыкновенных  акций  АО  «КТК–К».  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 2010

Год,

закончившийся

31 декабря 2009

Выручка от транспортировки нефти

124 792

88 916

Выручка от транспортировки нефтепродуктов

8 109

7 216

Расходы на электроэнергию

(737)

(1 011)

Расходы на выплату процентов -

494)

Расходы на транспортировку нефти железнодорожным
транспортом

(25 205)

Доходы по прочим финансовым активам 2

764

823

167

(в миллионах российских рублей, если не указано иное)

СВЯЗАННЫЕ СТОРОНЫ И ВОЗНАГРАЖДЕНИЕ КЛЮЧЕВОМУ УПРАВЛЕНЧЕСКОМУ
ПЕРСОНАЛУ (продолжение)

31 декабря 2010

31 декабря 2009

Дебиторская задолженность и предоплата 5

445

510

Денежные средства

138 172

202 692

Авансы, полученные за услуги по транспортировке нефти

7 632

7 111

Авансы, полученные за услуги по транспортировке
нефтепродуктов

438 1

303

Прочие финансовые активы

50 784

35 186

Краткосрочные и долгосрочные займы 1

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.

За год, закончившийся 31 декабря 2010 года, Группа имела следующие операции с зависимыми и
совместно контролируемыми компаниями:

По состоянию на 31 декабря 2010 года, Группа имела следующие остатки по расчетам с зависимыми и
совместно контролируемыми компаниями:

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.  Вознаграждение  членам  Совета  директоров
утверждается  Общим  годовым  собранием  акционеров.  В  соответствии  с  требованиями  российского
законодательства,  Группа  осуществляет  отчисления  в  Пенсионный  фонд  Российской  Федерации  по
пенсионному плану с установленными взносами с суммы выплат за всех работников, включая ключевой
управленческий персонал Компании и дочерних обществ. Ключевой управленческий персонал Компании
и дочерних обществ также является участником программ негосударственного обеспечения (программа
негосударственного  обеспечения  НПФ «Транснефть»,  а  также  программа  единовременных  выплат  при
выходе на пенсию).

Год,

закончившийся

31 декабря 2010

Год, закончившийся

31 декабря 2009

Заработная плата и премии 1

018

761

Выплаты, связанные с увольнениями 12

Прочие 10

1 040

802

31 декабря 2010

31 декабря 2009

Выручка от реализации товаров и услуг 929

926

Покупка товаров и услуг

34 555

29 554

31 декабря 2010

31 декабря 2009

Торговая и прочая дебиторская задолженность

1 456

1 065

Торговая и прочая кредиторская задолженность 465

164

168

(в миллионах российских рублей, если не указано иное)

СВЯЗАННЫЕ СТОРОНЫ И ВОЗНАГРАЖДЕНИЕ КЛЮЧЕВОМУ УПРАВЛЕНЧЕСКОМУ
ПЕРСОНАЛУ (продолжение)

Займы, выданные основному управленческому персоналу, составили:

2010

2009

на 1 января

29 59

Выдано

Погашено

(38)

(71)

на 31 декабря 6

срок погашения менее года 4

срок погашения более года 2

Сумма взносов в Негосударственный пенсионный фонд Транснефть в пользу основного управленческого
персонала составила за 2010 год – 35 млн. рублей, за 2009 год - 23 млн. рублей.

ФИНАНСОВЫЕ ИНСТРУМЕНТЫ И ФИНАНСОВЫЕ РИСКИ

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

Займы и дебиторская

задолженность

Инвестиции,

имеющиеся в наличии

для продажи

Активы на дату отчетности

31 декабря 2010

Денежные средства и их эквиваленты
(см. Примечание 12)

283 653

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

336

Прочие финансовые активы (см. Примечание 9)

51 061

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

9 756

344

470

336

31 декабря 2009

Денежные средства и их эквиваленты
(см. Примечание 12)

283 658

Инвестиции, 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 2010

31 декабря 2009

Обязательства на дату отчетности

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

38 532

21 232

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

583 803

553 288

622 335

574 520

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.

169

(в миллионах российских рублей, если не указано иное)

ФИНАНСОВЫЕ ИНСТРУМЕНТЫ И ФИНАНСОВЫЕ РИСКИ (продолжение)

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 2007-2010 годах (см. Примечание 15) и пересчета остатка денежных средств,
номинированных  в  долларах  США  и  Евро.  Активы  и  обязательства,  принадлежащие  Группе,
выраженные в украинских гривнах и белорусских рублях, приводящие к возникновению потенциального
валютного риска, незначительны.

На 31 декабря 2010 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
27 293 млн. рублей (за год, закончившийся 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), в основном, в результате

потерь/(доходов) от конвертации займов и пересчета остатка денежных средств, номинированных в
долларах США, в рубли.

На 31 декабря 2010 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 1 685 млн.
рублей (за год, закончившийся 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), 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.

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  (за
исключением  договора  на  поставку  сырой  нефти  с  ОАО  «Роснефть»)  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.

170

(в миллионах российских рублей, если не указано иное)

ФИНАНСОВЫЕ ИНСТРУМЕНТЫ И ФИНАНСОВЫЕ РИСКИ (продолжение)

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,  часть
которых контролируется 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

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.
Ниже в таблице представлен анализ кредитного качества крупнейших банков, в которых Группа держит
денежные  средства  и  их  эквиваленты,  в  разрезе  внешних  кредитных  рейтингов.  Соответствующие
рейтинги опубликованы Moody’s.

Кредитный рейтинг 31

декабря 2010

Внешний кредитный рейтинг Baa1

85 277

Внешний кредитный рейтинг Baa3

69 311

Внешний кредитный рейтинг Ba3

37 562

Внешний кредитный рейтинг B2

48 465

Итого

240 615

Максимальный кредитный риск Группы выражен балансовой стоимостью каждого финансового актива,
признанного в отчете о финансовом положении.

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:

171

(в миллионах российских рублей, если не указано иное)

ФИНАНСОВЫЕ ИНСТРУМЕНТЫ И ФИНАНСОВЫЕ РИСКИ (продолжение)

31 декабря 2010:

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

583 803

894 219

39 602

87 737

270 013

496 867

Торговая и прочая кредиторская
задолженность

38 532

622 335

932 751

78 134

87 737

270 013

496 867

Поток денежных средств по заключенным договорам

31 декабря 2009:

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

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 2010 года  и 2009 года.  Справедливая  стоимость  кредитов  и
займов 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.

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.

172

(в миллионах российских рублей, если не указано иное)

ИНФОРМАЦИЯ ПО СЕГМЕНТАМ (продолжение)

Корректирующие  статьи  также  включают  расчеты  между  сегментами,  наиболее  существенные  из
которых связаны с переводом в 2009 году долга по номинированному долларах США внешнему кредиту,
на  обязательства  перед  обществом,  входящему  в  другой  сегмент.  По  указанным  расчетам  остаток
задолженности по основной сумме долга и неоплаченным процентам на 31 декабря 2010 года составляет
9 628 млн. рублей, начисленные за 2010 год проценты – 1 113 млн. рублей, курсовые разницы - 21 млн.
рублей  (на 31 декабря 2009 года  остаток  задолженности  по  основной  сумме  долга  и  неоплаченным
процентам составлял 14 589 млн. рублей, начисленные за 2009 год проценты - 845 млн. рублей, курсовые
разницы - 9 млн. рублей).
Ниже представлена сегментная информация за год, закончившийся 31 декабря 2010 года:

Услуги по

транспор-

тировке

нефти

Услуги по

транспор-

тировке

нефтепро-

дуктов

Корректиру-

ющие статьи

Итого по

МСФО

Выручка от продаж внешним
покупателям

390 125

32 819

24 588

447 532

Операционные расходы

(244 932)

(20 295)

(16 482)

(281 709)

Износ и амортизация

(68 349)

(2 663)

(957)

(71 969)

Проценты к получению

16 799

300

(10 335)

6 764

Проценты к уплате

(24 922)

(1 113)

5 162

(20 873)

Доля в прибыли зависимых и
совместно контролируемых
обществах

4 596

(68)

4 568

Прибыль до налогообложения

138 805

11 394

7 882

158 081

Расходы по налогу на прибыль

(31 598)

(2 638)

1 637

(32 599)

Прибыль за отчетный период

107 207

8 756

9 518

125 482

Прочая сегментная информация

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

257 710

180

5 101

262 991

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

Услуги по

транспор-

тировке

нефти

Услуги по

транспор-

тировке

нефтепро-

дуктов

Корректиру-

ющие 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)

Проценты к получению

7 020

470

(4 959)

2 531

Проценты к уплате

(13 900)

(2 355)

(783)

(17 038)

Доля в прибыли зависимых и
совместно контролируемых
обществах 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

Прочая сегментная информация

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

222 739

1 867

9 751

234 357

ПАО «Транснефть». Ежеквартальные отчёты за 2011 год - часть 29