ПАО «Транснефть». Ежеквартальные отчёты за 2015 год - часть 33

 

  Главная      Учебники - АЗС, Нефть     ПАО «Транснефть». Ежеквартальные отчёты за 2015 год

 

поиск по сайту            правообладателям  

 

 

 

 

 

 

 

 

содержание      ..     31      32      33      34     ..

 

 

ПАО «Транснефть». Ежеквартальные отчёты за 2015 год - часть 33

 

 

17 

нефти будет компенсироваться ростом транспортировки нефтепродуктов и наоборот. 
 
Риски, связанные с развитием кризисных явлений в мировой экономике 
Последствия  мирового  кризиса,  глобальное  снижение темпов  развития  и  снижение  финансовой 
устойчивости  ряда  европейских  стран,  а  также  региональная  нестабильность,  связанная  с 
событиями  в  Европе,  на  Украине  и  на  Ближнем  Востоке,  оказали  влияние  на  мировую  и  в 
значительной степени российскую экономику, в том числе в виде следующих факторов: 
-  нестабильности  на  сырьевых  рынках,  проявившейся  в  изменении  цен  на  нефть  марки  Urals 
(FOB Приморск), значение на 30 сентября 2015 года 44,9 долларов США за баррель, в течении 4-го 
квартала 2015  года  минимальное  значение  цены  31,5  долларов  США  за  баррель,  максимальное  – 
48,5  долларов  США  за  баррель,  по  состоянию  на  31  декабря  2015  года  цена  нефти  марки  Urals 
(FOB Приморск) составила 31,5 долларов США за баррель; 
-  взаимных  международных  секторальных  ограничений  (санкций),  которым  в  частности 
подвержен  и  ряд  российских  компаний,  включая  Эмитента  и  ряд  его  крупных  клиентов  –  в 
настоящее  время  санкции  ограничивают  свободу  деятельности  российских  компаний  на 
международных  рынках  заемного  финансирования,  а  также  в  части  поставок  оборудования  и 
услуг  для  предприятий  российской  нефтяной  отрасли,  в  будущем  возможно  как  расширение 
перечня санкций, так изменение состава объектов для их применения; 
- колебаний курса национальной валюты в 4-м квартале 2015 года, по состоянию на 30 сентября 
2015  года  66,2367  рублей  за  доллар,  в  течении  3-го  квартала  2015  года  максимальное  значение 
72,8827 рублей за доллар, минимальное значение 61,1535рублей за доллар и значение на 31 декабря 
2015 года 72,8827 рублей за доллар.   
 
Остающаяся на низком уровне ставка 6m Libor по итогам 4-го квартала 2015 года незначительно 
выросла и на конец декабря составила 0,85% (среднее значение за 2015 год 0,49%). Это не оказало 
существенного  влияния  на  эффективность  внешних  заимствований  Эмитента.  В  четвертом 
квартале  (16  декабря  2015  года)  Федеральной  резервной  системой  США  принято  решение  об 
увеличении  учетной  ставки  с  уровня  0,00%  –  0,25%  до  0,25%  –  0,50%.  С  высокой  степенью 
вероятности  учетная  ставка  будет  увеличиваться в  как  в  краткосрочной так  и  среднесрочной 
перспективе, что приведет к росту ставки 6m Libor. 
 
Варианты  развития  политической  ситуации  и  экономических  процессов  и  их  влияние  на 
операционную  деятельность  Группы  могут  быть  различны,  и  Руководство  Группы  не  может 
оценить  их  возможное  потенциальное  воздействие  на  финансовое  положение  Группы. 
Руководство Группы считает, что влияние текущего кризиса на ее операционную деятельность 
ограничено  в  связи  с  тем,  что  стоимость  предоставляемых  услуг  регулируется  государством. 
Кроме  того,  Группа  является  трубопроводной  монополией  на  российском  рынке 
транспортировки  нефти  и  нефтепродуктов,  что  обеспечивает  устойчивый  спрос  на  ее  услуги. 
Руководство  Группы  считает,  что  потоки  денежных  средств  от  операционной  деятельности 
достаточны  для  финансирования  текущей  деятельности  и  выполнения  ее  долговых 
обязательств. 
 
Региональные риски 
Компания  осуществляет  свою  деятельность  на  территории  Российской  Федерации  и  не 
выделяет отдельных географических сегментов, поскольку источники и характер рисков на всей 
территории Российской Федерации примерно одинаковы. 
В  то  же  время  значительный  объем  услуг  Эмитента  связан  с  транспортировкой  нефти  по 
магистральным  трубопроводам  на  экспорт,  что  обеспечивало  в  отчетном  периоде  около  50% 
всей  прокачки  нефти  по  системе  ОАО  «АК  «Транснефть».  При  этом  транспортировка  нефти 
осуществляется  через  ряд  транзитных  стран,  в  связи  с  чем  возникают  риски  остановки  или 
несанкционированного  отбора  нефти  при  ее  транзите  через  данные  государства. Тем  не  менее, 
осуществляемое  Компанией  развитие  трубопроводной  системы,  в  том  числе  расширение 
ВСТО-2,  направлено  на  диверсификацию  экспортных  потоков  российской  нефти  и  снижение 
транзитных рисков при ее транспортировке на зарубежные рынки. 
 
Предполагаемые  действия эмитента на случай отрицательного влияния  изменения  ситуации  в 
стране (странах) и регионе на его деятельность: 
Правительство  Российской  Федерации  оказывает  непосредственное  влияние  на  деятельность 
Эмитента    путем  регулирования  через  Федеральную  антимонопольную  службу  Российской 
Федерации (ФАС России) деятельности по транспортировке сырой нефти и нефтепродуктов по 
системе магистральных трубопроводов. 
Изменения  в  политической  ситуации,  законодательстве,  налоговом  и  нормативном 
регулировании 

и 

экономической 

политике 

государства 

оказывают 

влияние 

на 

18 

финансово-хозяйственную деятельность и рентабельность ОАО «АК «Транснефть». Характер и 
частота  таких  изменений  и  риски  с  ними  связанные,  мало  предсказуемы,  так  же,  как  и  их 
влияние на будущую деятельность, и рентабельность деятельности Эмитента. 
Параметры  проводимых  мероприятий,  предпринимаемых  Эмитентом  при  неблагоприятных 
тенденциях,  будут  зависеть  от  особенностей  создавшейся  ситуации  в  каждом  конкретном 
случае.  ОАО  «АК  «Транснефть»  не  может  гарантировать,  что  действия,  направленные  на 
преодоление  возникших  негативных  изменений,  смогут  привести  к  исправлению  ситуации, 
поскольку описанные факторы находятся вне контроля Компании. 
 
Риски, связанные с возможными военными конфликтами, введением чрезвычайного положения и 
забастовками  в  стране  (странах)  и  регионе,  в  которых  эмитент  зарегистрирован  в  качестве 
налогоплательщика и/или осуществляет основную деятельность. 
В результате военных конфликтов, введения чрезвычайного положения и других политических и 
социальных катаклизмов Эмитент может понести убытки. 
На  деятельность  Эмитента  оказывают  влияние  риски,  которые  могут  вызвать  общую 
нестабильность  в  России,  снижение  эффективности  органов  охраны  правопорядка,  падение 
промышленного производства и т.д. 
При  этом  основными  факторами  риска,  осложняющими  производственную  деятельность  ОАО 
«АК  «Транснефть»  и  его  дочерних  обществ  в отчетном  периоде,  оставались  угроза  совершения 
террористических актов и диверсий на объектах магистральных нефтепроводов (МН), а также 
преступные  посягательства  корыстной  направленности,  связанные  с  хищениями  нефти, 
комплектующих вдольтрассового оборудования, кабеля и проводов, демонтированных труб. 
Компанией  постоянно осуществляются  организационные  и  практические  меры  по  обеспечению 
безопасности объектов и линейной части МН. 
С  учетом  требований  МВД,  ФСБ  России  особое  внимание  уделяется  обеспечению 
антитеррористической  и  противодиверсионной  защиты  объектов  МН.  Соответствующие 
мероприятия, 

предусматриваются 

Комплексной 

программой 

техперевооружения, 

реконструкции и капитального ремонта объектов МН. 
 
Риски,  связанные  с  географическими  особенностями  страны  (стран)  и  региона,  в  которых 
эмитент  зарегистрирован  в  качестве  налогоплательщика  и/или  осуществляет  основную 
деятельность,  в  том  числе  повышенная  опасность  стихийных  бедствий,  возможное 
прекращение  транспортного  сообщения  в  связи  с  удаленностью  и/или  труднодоступностью  и 
т.п. 
Природно-климатические  условия  на  обслуживаемой  ОАО  «АК  «Транснефть»  территории 
весьма  разнообразны.  Магистральные  нефтепроводы  проходят  в  различных  (по  характеру 
рельефа,  по  соотношению  тепла  и  влаги,  по  господствующей  растительности)  и 
несопоставимых географических зонах: тундровая, лесотундровая, лесная, лесостепная, степная 
– протянулись по Западно-Сибирской равнине, зона тайги  – расположилась от западных границ 
России  до  Тихого  океана,  зона  смешанных  и  широколиственных  лесов  –  занимает  европейскую 
часть России. 
Значительная  доля  добычи  российской  нефти  приходится  на  Западную  Сибирь,  в  этом  же 
регионе  эксплуатируется  большая  часть  магистральных  нефтепроводов  дочернего  общества 
Эмитента  –  АО  «Транснефть  Сибирь».  Эмитент  несет  риски,  связанные  с  суровыми 
климатическими условиями в данном регионе и повышенной опасностью стихийных бедствий. 
Геологическая  среда  Западной  Сибири  является  весьма  уязвимой  и  подверженной  воздействию 
как  природных,  так  и  техногенных  факторов.  Для  рассматриваемой  площади  характерен 
достаточно  обширный  комплекс  современных  геологических  процессов  и  явлений,  важнейшими 
из которых, оказывающих определяющее влияние на инженерно-геологические условия, являются 
заболачивание, эрозионные процессы, оползневые явления и др. 
Климатические  условия  в  Европейской  части  России  менее  суровые,  чем  в  основном  регионе 
деятельности  Эмитента  -  этот  сейсмологически  благоприятный  регион  менее  подвержен 
опасности  стихийных  бедствий.  Однако  наиболее  значительный  ущерб  экономике  региона  и 
социальную напряженность могут вызывать паводки и наводнения, лесные и торфяные пожары, 
засухи, пожары в населенных пунктах и на объектах экономики, нарушения в функционировании 
топливно-энергетического комплекса и объектах жилищно-коммунального хозяйства, аварии на 
транспорте. 
В  зависимости  от  конкретных  природно-климатических  условий  и  гелиофизических  факторов 
каждого  года  (или  ряда  лет)  повышается  риск  одних  природных  (техногенных)  процессов  и 
снижается риск других. 
Осуществляя деятельность в регионах Восточной Сибири и Дальнего Востока эмитента несет 
риски, связанные с суровыми климатическими условиями, а также рядом опасных геологических 
процессов  и  явлений,  важнейшими  из  которых,  оказывающих  определяющее  влияние  на 

19 

инженерно-геологические  условия,  являются  заболачивание,  эрозионные  процессы,  оползневые 
явления и др. 
 
С  точки  зрения  возможности  проведения  превентивных  мероприятий  опасные  природные 
процессы,  как  источник  чрезвычайных  ситуаций,  могут  прогнозироваться  с  небольшой 
заблаговременностью. 
Общеклиматический  тренд  температуры,  указывающий  на  потепление  на  большей  части 
территории  Российской  Федерации,  характеризуется  увеличением  частоты  повторения 
природных  источников  чрезвычайных  ситуаций  с  аномальным  отклонением  их  параметров  от 
среднемноголетних  значений.  В  связи  со  сложившимся  характером  атмосферной  циркуляции 
повторяемость  опасных  явлений  в  последнее  десятилетие  стала  максимальной  за  весь  период 
наблюдений. 
Для минимизации рисков, связанных с опасностью стихийных бедствий и негативным влиянием 
природно-климатических  условий  (особенно  в  осенне-зимний  период),  ОАО  «АК  «Транснефть» 
проводятся  подготовительные  мероприятия,  созданы  аварийные  запасы  материально- 
технических ресурсов, проводится работа по подготовке аварийно-восстановительных бригад. 
Географическое  положение  России,  ее  огромная  территория,  климатические  условия,  характер 
мобильности населения, уровень развития производства, межрегиональные экономические связи, 
внешнеторговые  отношения  объективно  формировали  российскую  транспортную  систему. 
Транспортная  система  Российской  Федерации  включает  автомобильный,  воздушный, 
железнодорожный, морской, внутренний водный и трубопроводный виды транспорта. 
Элементами  транспортной  системы  являются  также  промышленный  транспорт  и  городской 
общественный транспорт. 
Эмитент  осуществляет  свою  деятельность  в  регионах  с  достаточно  развитой 
инфраструктурой и минимально подвержен  рискам, связанным  с  прекращением транспортного 
сообщения в связи с удаленностью и/или труднодоступностью. 
 

2.4.3. Финансовые риски 

В  случае  возникновения  одного  или  нескольких  из  перечисленных  ниже  рисков,  ОАО  «АК 
«Транснефть» предпримет все возможные меры по минимизации негативных последствий. Для 
нейтрализации  части  рисков  Эмитентом  предпринят  ряд  мер  защиты,  в  большей  степени 
связанных  с  реализацией  производственной  программы  Эмитента,  и  разработаны  возможные 
мероприятия  по  действиям  Эмитента  при  возникновении  того  или  иного  риска.  Однако 
необходимо  отметить,  что  предварительная  разработка  адекватных  соответствующим 
событиям  мер  затруднена  неопределенностью  развития  ситуации,  и  параметры  проводимых 
мероприятий  будут  в  большей  степени  зависеть  от  особенностей  создавшейся  ситуации  в 
каждом  конкретном  случае.  ОАО  «АК  «Транснефть»  не  может  гарантировать, что  действия, 
направленные на преодоление возникших негативных изменений, смогут привести к исправлению 
ситуации  без  потерь  и  дополнительных  затрат,  поскольку  описанные  факторы  находятся  вне 
контроля ОАО «АК «Транснефть». 
Финансовые  риски,  особенно  важные  для  условий  России,  возникают  в  сфере  отношений 
Эмитента  с  банками  и  другими  финансовыми  институтами.  Чем  выше  отношение  заемных 
средств  к  собственным  средствам  Эмитента,  тем  больше  он  зависит  от  кредиторов,  тем 
серьезнее  и  финансовые  риски,  поскольку  ограничение  или  прекращение  кредитования, 
ужесточение  условий  кредита,  влечет  за  собой  трудности  в  хозяйственной  деятельности 
Компании. 
В  конце  2011  года  Советом  Директоров  Эмитента  утверждена  Политика  по  управлению 
валютными  и  процентными  рисками  ОАО  «АК  «Транснефть»,  которая  является  частью 
системы управления рисками ОАО «АК «Транснефть» и определяет цели и общие требования к 
управлению  валютным  и  процентным  риском,  в  том  числе  с  использованием  производных 
финансовых инструментов. 
 
Риски, связанные с изменениями валютных курсов. 
Общая  стратегия  ОАО  «АК  «Транснефть»  направлена  на  снижение  риска  курсовых  разниц, 
связанного с использованием валют, отличных от российского рубля - доллара США и Евро. 
Учитывая,  что  ОАО  «АК  «Транснефть»  осуществляет  свою  основную  хозяйственную 
деятельность  на  территории  Российской  Федерации,  не  имеет  существенных  вложений  в 
иностранные  компании,  стоимость  чистых  активов  которых  подвержена  риску  изменения 
курсов  валют,  Компания  не  имеет  значительных  поступлений,  выраженных  в  иностранной 
валюте. Тем не менее, риски, связанные с незначительными колебаниями валютных курсов могут 
являться  факторами  прямого  влияния  на  результаты  финансово-хозяйственной  деятельности 

20 

Компании и оцениваются Эмитентом как существенные. 
Преимущественно,  подверженность  Компании  изменениям  курсов  валют  возникает  вследствие 
привлеченных  займов  и  кредитов,  номинированных  в  долларах  США  и  Евро,  которые  были 
получены в 2007 - 2010 гг. 
В  соответствии  с  утвержденной  Политикой  по  управлению  валютными  и  процентными 
рисками  Компания  осуществляет  операции  хеджирования  валютных  рисков  с  целью 
минимизации  возможного  негативного  влияния  изменения  валютных  курсов  на  операционную 
деятельность Компании. 
В отношении значительных колебаний валютного курса можно отметить, что они повлияют 
прежде всего на экономику России в целом, а также и на деятельность самого Эмитента. 
 
Риски, связанные с изменениями процентных ставок. 
ОАО  «АК  «Транснефть»  подвержено  процентному  риску.  Финансовый  результат  и  денежный 
поток от инвестиционной и основной деятельности Компании зависят от изменения рыночных 
процентных ставок. 
ОАО  «АК  «Транснефть»  использует  практику  привлечения  краткосрочных  и  долгосрочных 
заимствований с российского финансового рынка. Существенное увеличение процентных ставок 
по кредитам и займам может привести к удорожанию обслуживания долга Компании. В части 
оптимизации  структуры  долгового  портфеля  и  снижения  затрат  на  его  обслуживание 
Компания  стремится  использовать  кредиты  и  займы  с  фиксированной  процентной  ставкой, 
вследствие чего указанный риск несколько снижается. 
В  феврале  2009  года  ОАО  «АК  «Транснефть»  подписало  кредитный  договор  с  Банком  развития 
Китая  на  сумму  10  млрд.  долларов  США,  с  переменной  процентной  ставкой  в  зависимости  от 
уровня  LIBOR.  Увеличение  данной  процентной  ставки  может  привести  к  удорожанию 
обслуживания долга ОАО «АК «Транснефть». В течение 2009 года ставка 6-ти месячного LIBOR 
составляла в среднем  1,11%, в течение  2010 года была равна в среднем  0,52%, 2011 года  -  0,51%, 
2012  года  -  0,69%,  2013  года  –  0,41%,  2014  года  –  0,33%.  В  4-м  квартале  2015  года  эта  ставка 
незначительно  увеличилась  до  0,63%  (среднее  значение  за  4-й  квартал  2015  года)  и  среднее 
значение  за  2015  год  составило  0,49%.  Влияние  этого  изменения  на  стоимость  заимствований 
остается  незначительным.  Тем  не  менее,  возможен  дальнейший  рост  ставки  LIBOR  в  случае 
продолжения повышения учетной ставки ФРС США. 
 
Подверженность 

финансового 

состояния 

эмитента, 

его 

ликвидности, 

источников 

финансирования,  результатов  деятельности  и  т.п.  изменению  валютного  курса  (валютные 
риски). 
Подверженность  финансового  состояния  Компании  изменениям  курсов  валют  возникает 
вследствие  привлеченных  займов,  номинированных  в  долларах  США  и  Евро,  которые  были 
получены в 2007 - 2010 гг. 
Доля валютных займов составляет 56,82% и 58,30% от валюты баланса на 30 сентября 2015 года 
и  на  31  декабря 2015  года соответственно.  Доля  активов,  выраженных  в  иностранной  валюте, 
составляет 6,84% по состоянию на 31 декабря 2015 года. 
Результатом колебаний курса национальной валюты для ОАО «АК «Транснефть» могут стать 
дополнительные расходы по обслуживанию и погашению обязательств, при этом в 4-м квартале 
2015 года наблюдался рост курса доллара по отношению к рублю, по состоянию на 30 сентября 
2015 года 66,2367 рублей за доллар, значение на 31 декабря 2015 года 72,8827 рублей за доллар.   
 
 
В  случае  существенных  неблагоприятных  изменений  процентных  ставок  Эмитент  будет 
ориентироваться  на  привлечение  краткосрочных  заимствований,  инвестиционная  программа 
Компании может быть пересмотрена. В случае негативного влияния изменения валютного курса 
на  финансово-экономическую  деятельность,  Эмитент  планирует  провести  анализ  рисков  и 
принять соответствующее решение в каждом конкретном случае. 
 
Каким  образом  инфляция  может  сказаться  на  выплатах  по  ценным  бумагам.  Критические,  по 
мнению  эмитента,  значения  инфляции,  а  также  предполагаемые  действия  эмитента  по 
уменьшению указанного риска. 
Эмитент  осуществляет  свою  деятельность  на  территории  Российской  Федерации,  рост 
инфляции в Российской Федерации приведет к общему росту процентных ставок, в том числе и 
по рублевым облигациям Эмитента, что может потребовать от Эмитента увеличения ставок 
по выпускаемым облигациям. 
Изменение  индекса  потребительских  цен  оказывает  определенное  влияние  на  уровень 
рентабельности ОАО «АК «Транснефть» и результаты финансово-хозяйственной деятельности 
Компании, однако это влияние не является фактором прямой зависимости. 

21 

 
Опосредованная 

зависимость 

рентабельности 

Компании 

от 

изменения 

индекса 

потребительских цен обусловлена, в основном, тем, что тарифы на услуги по транспортировке 
нефти  по  системе  магистральных  нефтепроводов  устанавливаются  ФАС  России  исходя  из 
покрытия  обоснованных  расходов  и  формирования  необходимого  размера  прибыли  по 
регулируемому  виду  деятельности  и  полностью  либо  частично  компенсируют  рост  расходов 
Компании,  связанных  с  инфляцией.  Однако  в  периоды  высокой  инфляции  увеличиваются  риски 
снижения  размера  компенсационной  составляющей  тарифа  и  снижения  платежеспособности 
основных потребителей Компании. 
 
Инфляционное  воздействие  на  экономику  России,  по  данным  Федеральной  службы 
государственной  статистики  (Росстат  Российской  Федерации),  в  2002-2006г.г.  и  в  2009  году 
имело  тенденцию  к  снижению.  В  2002  году  уровень  инфляции  составлял  15,1%,  в  2003  году  – 
12,0%, в 2004 году  –  11,7%, в 2005 году  – 10,9%, 2006 год  –  9,1%, в 2007 году  - 11,9%, в 2008 году  - 
13,3%, в 2009 и 2010 году - 8,8%. В 2011 году инфляция в России достигла исторического минимума 
– 6,1%. В 2012 и 2013 годах инфляция в России составила 6,6% и 6,5% соответственно. Уровень 
инфляции в 2014 году существенно вырос и составил 11,4%, превысив уровень прогноза по данным 
Минэкономразвития  России  (до  8,0%).    По  итогам  2015  года  уровень  инфляции  в  Российской 
Федерации составил 12,9%. 
О  сохранении  высоких  спросовых  ограничений  и  прогнозируемом  укреплении  обменного  курса 
говорится в материалах Минэкономразвития. 
Существующий  в  настоящее  время  уровень  инфляции  не  оказывает  существенного  влияния  на 
финансовое положение Эмитента. В соответствии с прогнозными значениями инфляции, она не 
должна  оказать  существенного  влияния  на  платежеспособность  Эмитента,  в  частности,  на 
выплаты по ценным бумагам. 
Эмитент оценивает критический показатель инфляции на уровне 30% годовых. 
В  случае  существенного  изменения  инфляции  Эмитент  планирует  соответствующим  образом 
скорректировать политику по снижению затрат. Однако следует учитывать, что часть риска 
не  может  быть  полностью  нивелирована,  поскольку  указанные  риски  в  большей  степени 
находятся вне контроля Эмитента, а зависят от общеэкономической ситуации в стране. 
Какие  из  показателей  финансовой  отчетности  эмитента  наиболее  подвержены  изменению  в 
результате  влияния  указанных  финансовых  рисков.  В  том  числе  риски,  вероятность  их 
возникновения и характер изменений в отчетности. 
Наибольшему  влиянию  в  отчетности  Эмитента  в  результате  наступления  указанных  рисков 
подвержен  показатель  дебиторской  задолженности,  в  связи  с  возможной  экономической 
неспособностью  клиентов,  подрядчиков  и  поставщиков  выполнять  свои  финансовые 
обязательства.  Вероятность  возникновения  данного  риска  сопряжена  с  общей  ситуацией  в 
стране, инфляцией и изменением курса валют и их влиянием на экономику России в целом. В то 
же время с целью избежания рисков по увеличению дебиторской задолженности, возникающей в 
связи  с  возможной  неплатежеспособностью  контрагентов,  ОАО  «АК  «Транснефть»  в 
соответствии  с  условиями  договоров  на  транспортировку  нефти  применяет  авансовую  форму 
расчетов, а также использует механизм банковских гарантий. 
Ухудшение  экономической  ситуации  в  России  также  может  сказаться  на  росте  затрат  на 
оказание  услуг  по  транспортировке  нефти  по  системе  магистральных  нефтепроводов 
Эмитента, что при сохранении установленных тарифов приведет к сокращению прибыли. 
Рост курса иностранных валют по отношению к рублю приведет к увеличению статьи баланса, 
отражающей  задолженность  по  кредитам  и  займам,  вследствие  наличия  кредитных  ресурсов, 
выраженных в конвертируемой валюте (долларах США или евро). 
В  Отчете  о  прибылях  и  убытках  в  составе  прочих  доходов  и  расходов  отражаются 
положительные  и  отрицательные  курсовые  разницы  –  результат  от  переоценки 
соответствующего актива, в том числе дебиторской задолженности, или обязательства, в том 
числе  задолженности  по  кредитам  и  займам,  стоимость  которых  выражена  в  иностранной 
валюте  (пересчитанные  в  соответствии  с  приказом  Министерства  финансов  Российской 
Федерации от 22 июля 2003 года N 67н), и, в результате, их сумма может оказать существенное 
влияние на чистую прибыль Компании. 
Инфляционные  процессы,  в  результате  которых  происходит  удорожание  используемых  в 
производстве материалов, могут оказать влияние на увеличение валюты баланса. 
Также инфляционные процессы в экономике Российской Федерации могут оказать существенное 
влияние на чистую прибыль Компании в связи с тем, что возможности ОАО «АК «Транснефть» 
по  повышению  тарифов  на  оказание  услуг  по  транспортировке  нефти  по  системе 
магистральных нефтепроводов, ограничены государственным регулированием, то есть не могут 
меняться Компанией в зависимости от изменений темпов инфляции и, в то же время, затраты 
Компании,  которые,  в  основном,  выражены  в  рублях,  изменяются  в  соответствии  с  темпами 

22 

инфляции. 
 

2.4.4. Правовые риски 

Изменения в составе информации настоящего пункта в отчетном квартале не происходили 

2.4.5. Риск потери деловой репутации (репутационный риск) 

Изменения в составе информации настоящего пункта в отчетном квартале не происходили 

2.4.6. Стратегический риск 

Изменения в составе информации настоящего пункта в отчетном квартале не происходили 

2.4.7. Риски, связанные с деятельностью эмитента 

23 

Раздел III. Подробная информация об эмитенте 

3.1. История создания и развитие эмитента 

3.1.1. Данные о фирменном наименовании (наименовании) эмитента 

Полное фирменное наименование эмитента: Открытое акционерное общество "Акционерная 
компания по транспорту нефти "Транснефть" 
Дата введения действующего полного фирменного наименования: 26.08.1993 
Сокращенное фирменное наименование эмитента: ОАО "АК "Транснефть" 
Дата введения действующего сокращенного фирменного наименования: 26.08.1993 

 
Фирменное  наименование  эмитента  (наименование  для  некоммерческой  организации) 
зарегистрировано как товарный знак или знак обслуживания 
Сведения о регистрации указанных товарных знаков: 
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. 
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. 
3. Свидетельство Роспатента на товарный знак (знак обслуживания) № 448520, приоритет от 
22.07.2011; срок действия регистрации товарного знака (знака обслуживания)    до 22.07.2021. 

Все предшествующие наименования эмитента в течение времени его существования 

Наименование эмитента в течение времени его существования не менялось 

3.1.2. Сведения о государственной регистрации эмитента 

Данные о первичной государственной регистрации 

Номер государственной регистрации: 026.800 
Дата государственной регистрации: 26.08.1993 
Наименование органа, осуществившего государственную регистрацию: Государственное 
учреждение Московская регистрационная палата 

Данные о регистрации юридического лица: 
Основной государственный регистрационный номер юридического лица: 1027700049486 
Дата внесения записи о юридическом лице, зарегистрированном до 1 июля 2002 года, в единый 
государственный реестр юридических лиц: 24.07.2002 
Наименование регистрирующего органа: Управление МНС России по г. Москве 

3.1.3. Сведения о создании и развитии эмитента 

Изменения в составе информации настоящего пункта в отчетном квартале не происходили 

3.1.4. Контактная информация 

Место нахождения эмитента 

119180 Российская Федерация, г. Москва, ул. Большая Полянка, 57 

Адрес эмитента, указанный в едином государственном реестре юридических лиц 

119180 Российская Федерация, г. Москва, ул. Большая Полянка, 57 

Телефон: (495) 950-8178 
Факс: (495) 950-8900 
Адрес электронной почты: transneft@ak.transneft.ru 

 
Адрес страницы (страниц) в сети Интернет, на которой (на которых) доступна информация об эмитенте, 
выпущенных и/или выпускаемых им ценных бумагах: www.e-disclosure.ru/portal/company.aspx?id=636, 
http://www.transneft.ru/. 

24 

 

Наименование специального подразделения эмитента по работе с акционерами и инвесторами эмитента: 
АО "Регистратор Р.О.С.Т." 
Адрес нахождения подразделения: 107996, Россия, г. Москва, ул. Стромынка, д.18, корп.13 
Телефон: +7 (495) 771-7335 
Факс: +7 (495) 771-7334 
Адрес электронной почты:    contact-center@rrost.ru 

 
Адрес страницы в сети Интернет: www.rrost.com 

 

 
Наименование специального подразделения эмитента по работе с акционерами и инвесторами эмитента: 
Отдел корпоративного управления и ценных бумаг ОАО "АК "Транснефть" 
Адрес нахождения подразделения: г. Москва, ул. Большая Полянка, д. 57 
Телефон: +7 (495) 950-8178 
Факс: 
Адреса электронной почты не имеет 
Адреса страницы в сети Интернет не имеет 
 

3.1.5. Идентификационный номер налогоплательщика 

7706061801 

3.1.6. Филиалы и представительства эмитента 

Изменения, которые произошли в отчетном квартале в составе филиалов и представительств эмитента, 
а  в  случае  изменения  в  отчетном  квартале  наименования,  места  нахождения  филиала  или 
представительства,  фамилии,  имени,  отчества  его  руководителя,  срока  действия  выданной  ему 
эмитентом доверенности - также сведения о таких изменениях 
Наименование: Филиал ОАО "АК "Транснефть" в г. Санкт-Петербурге 
Место нахождения: 191014, г. Санкт-Петербург, Басков переулок, д. 14 
Дата открытия: 27.09.2004 
Руководитель филиала (представительства) 
ФИО: Шепилова Светлана Александровна 
Срок действия доверенности: 24.01.2017 
 
Наименование:  Представительство  в  Республике  Польша  -  пункт  сдачи  нефти  "Адамова 
застава" 
Место  нахождения:  17-307,  ПОЛЬША,  ПОДЛЯСКОЕ  ВОЕВОДСТВО,  МЕЛЬНИК,  НАСОСНАЯ 
СТАНЦИЯ  №1.  (POLSKA,  STASJA  POMP  NR  1.    PRZEDSTAWICIELSTVO  OAO  "AK 
"TRANSNEFT" ADAMOWO, 17-307-MIELNIK WOJ.PODLASKIE). 
Дата открытия: 01.06.1998 
Руководитель филиала (представительства) 
ФИО: Шугаев Юрий Иванович 
Срок действия доверенности: 29.11.2020 
 
Наименование: Представительство в Республике Беларусь - пункт сдачи нефти "Полоцк" 
Место  нахождения:  247760,  ГОМЕЛЬСКАЯ  ОБЛАСТЬ,  Г.  МОЗЫРЬ-11,  ФИЛИАЛ  "ЛПДС 
"МОЗЫРЬ" ОАО "ГОМЕЛЬТРАНСНЕФТЬ ДРУЖБА". 
Дата открытия: 09.11.2005 
Руководитель филиала (представительства) 
ФИО: Порублев Валерий Алексеевич 
Срок действия доверенности: 22.06.2018 
 
Наименование: Представительство в Словацкой Республике - пункт сдачи нефти "Будковце" 
Место  нахождения:  07215,  СЛОВАКИЯ,  БУДКОВЦЕ,  ПСП  "БУДКОВЦЕ".  (TRANSNEFT`A.S. 
MOSKVA, ZASTUPITEL`STVO OSR BUDKOVCE, BUDKOVCE 07215.). 
Дата открытия: 01.06.1998 
Руководитель филиала (представительства) 

25 

ФИО: Морозов Александр Михайлович 
Срок действия доверенности: 25.02.2018 
 
Наименование:  Представительство  в  Венгерской  республике  -  пункт  сдачи  нефти 
"Фенешлитке" 
Место  нахождения:  4621,  ВЕНГРИЯ,  ФЕНЬЕШЛИТКЕ,  НАСОСНАЯ  СТАНЦИЯ,  А/Я  2,  (4621, 
HUNGARY FENYESLITKE SZIVATTYU ALLOMAS PF,2). 
Дата открытия: 15.09.1997 
Руководитель филиала (представительства) 
ФИО: Кириллов Сергей Александрович 
Срок действия доверенности: 19.07.2017 
 

3.2. Основная хозяйственная деятельность эмитента 

3.2.1. Основные виды экономической деятельности эмитента 

Код вида экономической деятельности, которая является для эмитента основной 

 

Коды ОКВЭД 

60.30.1 

 

3.2.2. Основная хозяйственная деятельность эмитента 

Информация не указывается в отчете за 4 квартал 

3.2.3. Материалы, товары (сырье) и поставщики эмитента 

Информация не указывается в отчете за 4 квартал 

3.2.4. Рынки сбыта продукции (работ, услуг) эмитента 

Основные рынки, на которых эмитент осуществляет свою деятельность: 
ОАО  «АК  «Транснефть»  обеспечивает  бесперебойный  прием  нефти  от  нефтегазодобывающих 
предприятий,  транспортировку  по  системе  магистральных  нефтепроводов  по  территории 
Российской Федерации и сдачу грузополучателям. 
Основные рынки, на которых эмитент осуществляет свою деятельность, и объемы сдачи нефти 
грузополучателям за 4 квартал 2015 года представлены ниже. 
НПЗ России - 61,9 млн. тонн 
НПЗ ближнего зарубежья - 5,5 млн. тонн 
Дальнее зарубежье - 52,9 млн. тонн 
кроме того, перевалка в систему КТК-Р - 0,5 млн.тонн 
 
Факторы,  которые  могут  негативно  повлиять  на  сбыт  эмитентом  его  продукции  (работ,  услуг),  и 
возможные действия эмитента по уменьшению такого влияния: 
Возможные  факторы,  которые  могут  негативно  повлиять  на  сбыт  Эмитентом  его  услуг 
следующие:  погодные  условия,  форс-мажорные  обстоятельства,  снижение  добычи  нефти, 
ограничение грузополучателями приема нефти. Возможные действия Эмитента по уменьшению 
такого влияния: отсутствуют. 

3.2.5. Сведения о наличии у эмитента разрешений (лицензий) или допусков к отдельным 
видам работ 

Орган  (организация),  выдавший  соответствующее  разрешение  (лицензию)  или  допуск  к  отдельным 
видам  работ:  Центр  по  лицензированию,  сертификации  и  защите  государственной  тайны  ФСБ 
России 
Номер  разрешения  (лицензии)  или  документа,  подтверждающего  получение  допуска  к  отдельным 
видам работ: 4092 
Вид  деятельности  (работ),  на  осуществление  (проведение)  которых  эмитентом  получено 
соответствующее  разрешение  (лицензия)  или  допуск:  осуществление  работ  с  использованием 
сведений, составляющих государственную тайну 

26 

Дата выдачи разрешения (лицензии) или допуска к отдельным видам работ: 26.08.2011 
Срок действия разрешения (лицензии) или допуска к отдельным видам работ: 26.08.2016 

 
В соответствии с Федеральным законом от 08.08.2001 № 128-ФЗ "О лицензировании отдельных 
видов  деятельности"  хранение  нефти,  газа  и  продуктов  их  переработки,  эксплуатация 
магистральных  нефтепроводов  не  входит  в  перечень  видов  деятельности,  подлежащих 
лицензированию. 

3.2.6. Сведения о деятельности отдельных категорий эмитентов 

Эмитент не является акционерным инвестиционным фондом, страховой или кредитной организацией, 
ипотечным агентом. 

3.2.7. Дополнительные требования к эмитентам, основной деятельностью которых 
является добыча полезных ископаемых 

Основной деятельностью эмитента не является добыча полезных ископаемых 

3.2.8. Дополнительные требования к эмитентам, основной деятельностью которых 
является оказание услуг связи 

Основной деятельностью эмитента не является оказание услуг связи 

3.3. Планы будущей деятельности эмитента 

Федерации 

в 

транспортировке 

нефти 

и 

нефтепродуктов  на  внутренний  и  на  внешний  рынок,  а  также  для  обеспечения  энергетической 
безопасности государства. 
Основными  задачами,  стоящими  перед  ОАО  «АК  «Транснефть»,  в  части  развития  системы 
магистральных нефте- и нефтепродуктопроводов являются: 

- комплексное развитие системы магистральных трубопроводов ОАО «АК «Транснефть»;   
-  создание  инфраструктурной  основы  для  гибкого  и  конкурентного  рынка  нефти  и 
нефтепродуктов;   
-  максимальное  удовлетворение  потребностей  нефтяных  компаний  в  транспортировке  нефти  и 
нефтепродуктов  по  системе  магистральных  нефте-  и  нефтепродуктопроводов  ОАО  «АК 

27 

«Транснефть»;   
-  организация  новых  направлений  транспортировки  для  обеспечения  приема  в  систему  нефти  с 
новых месторождений ЯНАО и Красноярского края;   

-  обеспечение  транспортировки  нефти  на  отечественные  НПЗ,  нефте-  и  нефтепродуктов  на 
внутренний и внешний (экспорт) рынки.   
 
Основания реализации объектов Инвестиционной программы: 
•  Энергетическая  стратегия  России  на  период  до  2030  года,  утвержденная  Распоряжением 
Правительства Российской Федерации от 13.11.2009 №1715-р.   
•  Межправительственное  соглашение  РФ  и  КНР  от  22.03.2013  «О  расширении  сотрудничества  в 
сфере торговли сырой нефтью».   
•  Распоряжения  Правительства  РФ  от  22.04.2010  №  635-р,  от  17.04.2012  №  532-р,  от  31.12.2004 
№1737-р, от 26.11.2008 №1754-р.   
•  Генеральная  схема  развития  нефтяной  отрасли  до  2020  года,  утвержденная,  приказом 
Министерства энергетики Российской Федерации №212 от 06.06.2011.   
•  Схема  нормальных  (технологических)  грузопотоков  нефти,  утвержденная  Приказом  Минэнерго 
России № 425 от 03.09.2010.   
•  Схема  территориального  планирования  Российской  Федерации  в  области  федерального 
транспорта 

(в 

части 

трубопроводного 

транспорта), 

утвержденная 

распоряжением 

Правительства Российской Федерации от 6 мая 2015 г. N 816-р. 
•  Программа  стратегического  развития  ОАО  «АК  «Транснефть»  на  период  до  2020  года, 
утвержденная Советом директоров ОАО «АК «Транснефть».     
• Долгосрочная программа развития ОАО «АК «Транснефть» на период до 2020 года, утвержденная 
Советом директоров ОАО «АК «Транснефть».   
• Поручения Председателя Правительства Российской Федерации по итогам совещания по вопросу 
«О  перспективах  развития  трубопроводного  транспорта  нефти  и  нефтепродуктов», 
состоявшегося 18 февраля 2014 г.   
•  Договоры  с  предприятиями  топливно-энергетического  комплекса  (ТЭК)  на  оказание  услуг  по 
подключению  нефтеперерабатывающих  заводов  к  магистральным  нефтепроводам  и  (или) 
нефтепродуктопроводам  в  соответствии  с  Постановлением  Правительства  РФ  от  21.12.2009 
№1039.   

 
Состав инвестиционной программы 

 
В  состав  Инвестиционной  программы  на  период  2014  -  2020  годы  включены  объекты  нового 
строительства,  технического  перевооружения  и  реконструкции,  реализация  которых  направлена 
на обеспечение  развития  системы магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов ОАО 
«АК  «Транснефть».  Инвестиционная  программа  Компании  сформирована  по  двум  направлениям 
инвестиционной деятельности:   
- Программа развития магистральных нефтепроводов; 

- Программа развития магистральных нефтепродуктопроводов.   

 
Основные проекты по программе развития магистральных нефтепроводов 

 
Трубопроводная система «Заполярье – Пур-Пе - Самотлор» 
Цель  проекта  -  обеспечение  приема  в  систему  магистральных  нефтепроводов  нефти  новых 
месторождений  районов  Ямало-Ненецкого  автономного  округа  и  севера  Красноярского  края, 
Уренгойской  группы  месторождений  ОАО  «Газпром»,  Сузунского,  Тагульского,  Русского,  Русско  - 
Реченского  месторождений  ОАО  «НК  «Роснефть»,  Мессояхского  и  Восточно  -  Мессояхского 
месторождений  (ОАО  «НК  «Роснефть»,  ОАО  «Газпром  нефть»)  Пякяхинского  месторождения 
(ОАО «Лукойл») для дальнейшей поставки на НПЗ Российской Федерации, а также на экспорт. 
Основание  реализации  –  Распоряжение  Правительства  Российской  Федерации  от  22.04.2010  № 
635-р  «О  проектировании  и  строительстве  магистрального  нефтепровода  «Заполярье  –  Пур-Пе  – 
Самотлор», в редакции распоряжений Правительства Российской Федерации от 28 октября 2010 г.   
№  1884-р,  от  18  ноября  2011  г.  №  2068-р,  от  24  ноября  2014  г.  №2345-р,  предусматривающие 
строительство  нефтепровода,  последовательно  в  два  этапа,  по  мере  развития  и  обустройства 
новых месторождений.   

28 

Первый  этап,  предусматривает  строительство  магистрального  нефтепровода  «Пур-Пе  - 
Самотлор» мощностью 25 млн. тонн нефти в год и протяженностью 429 км, с расширением 2-х 
НПС  и  строительством  1-й  НПС.  Данный  этап  завершен  строительством,  объекты  введены  в 
эксплуатацию в 2011 году. 
Второй  этап,  предусматривает  строительство  магистрального  нефтепровода  «Заполярье  - 
Пур-Пе»  мощностью  32  млн.  тонн  нефти  в  год  и  протяженностью  485  км,  строительство  2-х 
НПС, расширение 1-й НПС, строительство объектов эксплуатации. 
Трасса  проходит  по  территории  Ямало-Ненецкого  и  Ханты-Мансийского  автономных  округов 
Тюменской области. 
По итогам 4 квартала 2015 года выполнено следующее. 
По  первой  очереди  –  в  полном  объеме  завершены  работы  по  строительству  нефтепровода  (134,4 
км),  проведены  гидравлические  испытания,  внутритрубная  диагностика,  смонтирована 
вдольтрассовая линия электропередач и связи, выполнены пуско-наладочные работы. 
По  второй  очереди  -  в  полном  объеме  завершены  работы  по  сварке  212  км  трубопровода  (в  том 
числе  14  км  резервной  нитки  ППМН  р.  Пур),  завершены  работы  по  монтажу  опор  ВЛ-10  кВ, 
проводятся работы по инженерной защите участков трубопровода. На НПС №2 завершен монтаж 
металлоконструкций  10-ти  резервуаров  РВСП-20000  м3,  технологических  трубопроводов, 
производится  монтаж  инженерных  сетей,  в  зданиях  и  сооружениях  выполняются  отделочные 
работы.   
По третьей очереди – завершены работы по сварке в нитку линейной части нефтепровода (178 км), 
выполнены  гидравлические  испытания,  проведена  внутритрубная  диагностика,  завершается 
монтаж  опор  вдольтрассовой  линии  ВЛ-10  кВ.  На  ГНПС  №  1  завершен  монтаж 
металлоконструкций  8-ми  резервуаров  РВСП-20000  м3,  технологических  трубопроводов, 
выполняется монтаж несущих и ограждающих конструкций зданий  и сооружений,  производятся 
работы по монтажу инженерных сетей.   
Ввод в эксплуатацию: 
В  соответствии  с  Распоряжением  Правительства  Российской  Федерации  №2345-р  от  24.11.2014 
ввод в эксплуатацию объектов МН «Заполярье – Пур-Пе» предусмотрен в 4 квартале 2016 года. 
 
Магистральный нефтепровод «Куюмба – Тайшет» 
Цель  проекта  -  обеспечение  приема  в  систему  магистральных  нефтепроводов  ОАО  «АК 
«Транснефть»  нефти  новых  месторождений  Красноярского  края:  Куюмбинского  (ОАО  «НК 
«Роснефть»,  ОАО  «Газпромнефть»)  и  Юрубчено-Тохомского  (ОАО  «НК  «Роснефть»)  для 
дальнейшей поставки на НПЗ Российской Федерации и на экспорт.   
Основание реализации - распоряжения Правительства Российской Федерации от 17.04.2012 № 532-р 
«О  проектировании  и  строительстве  магистрального  нефтепровода  от  Куюмбинского  и 
Юрубчено-Тохомского месторождений по маршруту пос. Куюмба - ГНПС «Тайшет» ТС ВСТО».   
Трасса  проходит  по  территории  Эвенкийского,  Богучанского  и  Нижнеингашского  районов 
Красноярского края, Тайшетского района Иркутской области.   
Производительность  нефтепровода  «Куюмба  -  Тайшет»  -  до  15  млн.  тонн  в  год.  Предусмотрено 
выделение двух этапов:   

-  строительство линейной части протяженностью ≈700 км, 2-х НПС с вводом в эксплуатацию в 
2016 году; 

-  дальнейшее развитие со строительством 2-х НПС с вводом в эксплуатацию в 2023 году.   
По  итогам  4  квартала  2015  года  на  объектах  линейной  части  в  полном  объеме  завершены 
сварочно-монтажные  работы, гидравлические испытания  и внутритрубная диагностика  - 700 км 
(100%).  Производятся  работы  по  строительству  вдольтрассовой  ВЛ  10  кВ,  обустройству  узлов 
запорной арматуры и КПП СОД. 
На  площадочных  объектах  ГНПС  №1,  НПС  №2  выполнен  монтаж  зданий  и  сооружений, 
завершается  монтаж  технологических  трубопроводов  и  кабельной  эстакады,  ведутся  работы  по 
прокладке кабельной продукции, внутренней отделке зданий и благоустройству территорий.   
 
Трубопроводная система «Восточная Сибирь – Тихий океан» (ВСТО) 
Цель  проекта  -  обеспечение транспортировки нефти месторождений Восточной Сибири на НПЗ 
России, и на экспорт в страны АТР через СМНП «Козьмино» и в Китайскую Народную Республику.   
Основание  реализации  -  распоряжение  Правительства  Российской  Федерации  от  31.12.2004  № 
1737-р в редакции распоряжений Правительства Российской Федерации от 05.09.2006 № 1246-р, от 
27.02.2008 №231-р, Постановления Правительства Российской Федерации от 10.03.2009 № 219.   

29 

Первый этап, предусматривает строительство магистрального нефтепровода ВСТО-1 на участке 
Тайшет  –  Сковородино  мощностью  до  30  млн.  тонн  нефти  в  год  и  протяженностью  2694  км  со 
строительством  7-и  НПС,  нефтеналивного  порта  в  бухте  «Козьмино».  Данный  этап  завершен 
строительством и введен в эксплуатацию в 2009 году. 
Второй этап, предусматривает строительство магистрального нефтепровода ВСТО-2 на участке 
Сковородино  –  Козьмино  мощностью  30  млн.  тонн  нефти  в  год  и  протяженностью  2046  км  со 
строительством 8-ми НПС – введен в эксплуатацию в 2012 году. 
С  целью  обеспечения  увеличения  поставок  нефти  на  российские  НПЗ  и  на  экспорт осуществлено 
поэтапное развитие мощности ВСТО-1 до 50 млн. тонн в год, предусматривающее строительство 
5-ти  новых  НПС  –  объекты  введены  в  эксплуатацию  в  2012  году  и  до  58  млн.  тонн  в  год, 
предусматривающее строительство 3-х новых НПС – объекты введены в эксплуатацию в 2014 году. 
С целью дальнейшего увеличения пропускной способности ВСТО-1 до 80 млн. тонн в год, ВСТО-2 до 
50 млн. тонн в год и реконструкции магистральных нефтепроводов,  по которым осуществляется 
транспортировка  нефти  из  Западной  Сибири  в  направлении  г.  Тайшет,  предусмотрено 
строительство 10-ти новых НПС, реконструкция существующих НПС, расширение резервуарного 
парка  на  150  тыс.  м3.  Разработана  проектная  документация  по  4-м  НПС  (№  3,  6,  9,  29), 
выполняются проектные работы по 4-м НПС (№ 7, 23, 26, 32). 
На  площадках  строительства  НПС  №№  3,  6,  9  ТС  ВСТО-1  выполняется  устройство  временных 
зданий и сооружений, начаты работы расчистке и планировке площадок строительства. 
На площадке строительства НПС №29 выполняются работы нулевого цикла. 

 
Основные проекты по программе развития магистральных нефтепродуктопроводов 

 
Проект «ЮГ». 1 этап. Реконструкция магистральных трубопроводов «Тихорецк - Новороссийск» 
Цель проекта – обеспечение поставок дизельного топлива на участке «Тихорецк – Новороссийск» на 
внутренний рынок Краснодарского края в объеме до 1 млн. тонн в год и на экспорт в страны Европы 
через порт Новороссийск в объеме до 5 млн. тонн в год.   
Основание  реализации  –  Генеральная  схема  развития  нефтяной  отрасли  до  2020  года, 
утвержденная приказом Минэнерго РФ №212 от 06.06.2011, Программа стратегического развития 
ОАО  «АК  «Транснефть»  на  период  до  2020  года,  утвержденная  Советом  директоров  ОАО  «АК 
«Транснефть».   
Мощность  трубопроводов  «Тихорецк  –  Новороссийск»  по  перекачке  дизельного топлива  составит 
до 6 млн. тонн в год. Проектом предусматривается соединение существующих лупингов «Тихорецк 
– Новороссийск – 2» со строительством 90 км линейной части и реконструкция 4-х станций.   
Ввод в эксплуатацию предусмотрен в 2017 году.   
По площадочным объектам  НПС «Нововеличковская», площадка «Грушовая», НПС-4 «Крымская», 
ПНБ  «Тихорецкая»  разработана  проектная  и  рабочая  документация,  ведутся  работы 
подготовительного периода. 
По  объектам  линейной  части  разработана  проектная  и  рабочая  документация.  Ведутся 
строительно-монтажные работы: сварено 84 км из 90 км трубопроводов. 

 
Проект «ЮГ». 2 этап. Строительство МНПП «Волгоград - Тихорецк»   
Цель  проекта  –  обеспечение  поставок  дизельного  топлива  трубопроводным  транспортом  на 
участке  «Волгоград  –  Тихорецк»  до  6  млн.  тонн  в  год,  в  том  числе  до  1  млн.  тонн  в  год  на 
внутренние  рынки  Волгоградской  и  Ростовской  областей  с  дальнейшей  поставкой  на  экспорт  в 
страны Европы через порт Новороссийск.   
 
Основание  реализации  –  Генеральная  схема  развития  нефтяной  отрасли  до  2020  года, 
утвержденная приказом Минэнерго РФ №212 от 06.06.2011, Программа стратегического развития 
ОАО  «АК  «Транснефть»  на  период  до  2020  года,  утвержденная  Советом  директоров  ОАО  «АК 
«Транснефть».   
Проектом  предусматривается  строительство  железнодорожной  эстакады,  2-х  перекачивающих 
станций, линейной части протяжённостью 495 км.   
Ввод в эксплуатацию: линейной части с головной перекачивающей станцией – в 2017 году, сливной 
железнодорожной эстакады – в 2018 году, промежуточной перекачивающей станции – в 2020 году. 
По  линейной  части  и  перекачивающим  станциям  МНПП  «Волгоград-Тихорецк»  проектная 
документация  разработана,  получено  положительное  заключение  государственной  экспертизы. 
Рабочая документация утверждена «в производство работ». 

30 

Планируемый срок начала строительно-монтажных работ по головной перекачивающей станции 
– 1 квартал 2016 г. 
По объектам линейной части сварено 23 км из 495 км трубопровода. 

 

 
Развитие  системы  магистральных  трубопроводов  для  увеличения  поставок  нефтепродуктов  в 
порт Приморск до 25 млн. тонн в год. (Проект «Север»)   
Цель  1  этапа  –  увеличение  экспорта  дизельного  топлива  с  8,5  млн.  тонн  до  15  млн.  тонн  в  год  в 
направлении порта Приморск до конца 2016 года. 
Основание  реализации  –  Генеральная  схема  развития  нефтяной  отрасли  до  2020  года, 
утвержденная приказом Минэнерго РФ №212 от 06.06.2011, Программа стратегического развития 
ОАО  «АК  «Транснефть»  на  период  до  2020  года,  утвержденная  Советом  директоров  ОАО  «АК 
«Транснефть».   
В  рамках  проекта  предусматривается  строительство  новых  нефтепродуктопроводов  общей 
протяженностью  15  км,  строительство  4-х  перекачивающих  станций,  реконструкция  20-ти 
существующих перекачивающих станций.   
Ввод в эксплуатацию предусмотрен в 2016 году. 
Введены  в  эксплуатацию  пять  объектов:  реконструкция  четырех  перекачивающих  станций, 
строительство  15  км  лупинга.  Выполнен  перевод  участков  магистральных  нефтепроводов 
«Ярославль  -  Кириши-2»  и  «Кириши  -  Приморск»  для  перекачки  дизельного  топлива  (280  км). 
Завершены работы по переводу двух резервуаров РВСП-50000 под хранение дизельного топлива. 
Выполняются работы по: 

-  строительству четырех перекачивающих станций;   

-  реконструкции четырех перекачивающих станций, объектов системы связи;   

-  переводу 525 км нефтепровода «Ярославль - Кириши-2» для перекачки дизельного топлива. 

 
Цель  2  этапа  –  увеличение  экспорта  дизельного  топлива  с  15  млн.  тонн  до  25  млн.  тонн  в  год  в 
направлении порта Приморск до конца 2018 года.   
Основание реализации  –  Энергетическая стратегия  России на период  до 2030 года, утвержденная 
Распоряжением Правительства Российской Федерации от 13.11.2009 №1715-р. 
В  рамках  проекта  предусматривается  строительство  новых  нефтепродуктопроводов  общей 
протяженностью  138  км,  строительство  3-х  перекачивающих  станций,  реконструкция  11-и 
существующих  перекачивающих  станций,  строительство  2-х  резервуаров  (V  =  10  тыс.  м3), 
реконструкция 10-ти резервуаров (V = 150 тыс. м3). 
Ввод в эксплуатацию предусмотрен в 2018 году.   
По  объектам  2  этапа  выполняются  проектно-изыскательские  работы,  по  объектам  с 
завершенными  этапами  проектирования  выполнен  ввод  в  эксплуатацию  построенного  участка 
трубопровода  протяженностью  67  км  и  установки  ввода  противотурбулентной  присадки, 
выполняется очистка трубопровода протяженностью 258 км. 
 

 
Реконструкция системы магистральных трубопроводов для увеличения объемов транспортировки 
нефтепродуктов в Московский регион. 
Цель  проекта  –  увеличение  объемов  транспортировки  светлых  нефтепродуктов  (автобензин, 
дизельное топливо, авиакеросин) для потребителей Московского региона.   
Реализация проекта позволит: 

-  диверсифицировать  поставки  трубопроводным  транспортом  нефтепродуктов  на  московский 
рынок  с  нефтеперерабатывающих  заводов  Центрального,  Южного  и  Приволжского  федеральных 
округов; 
- разгрузить Московский транспортный узел (железнодорожные пути и автодороги). 
Основание реализации – Генеральная схема развития нефтяной отрасли Российской Федерации до 
2020 года, утвержденная 06.06.2011 приказом Министерства энергетики Российской Федерации № 
212;  Программа  стратегического  развития  ОАО  «АК  «Транснефть»  на  период  до  2020  года, 
утвержденная Советом директоров ОАО «АК «Транснефть» 02.02.2012 (протокол № 2).   
Проектом  предусматривается  строительство  линейной  части,  протяженностью  ≈77  км, 
строительство  одной  перекачивающей  станции,  реконструкция  семи  перекачивающих  станций, 
строительство  резервуаров  общей  емкостью  330  тыс.куб.м,  строительство  сливной 

31 

железнодорожной эстакады. 
Ввод в эксплуатацию предусмотрен поэтапно, с завершением полного комплекса работ в 2018 году.   
По  объектам  реконструкции  перекачивающих  станций  выполняются  проектно-изыскательские 
работы. 
Выполняется  строительство  10  новых  резервуаров  общей  емкостью  60  тыс.куб.м.,  по  объекту 
строительства линейной части сварено 12 км из 77 км трубопровода. 
 
Каспийский трубопроводный консорциум (далее – КТК) 
В  соответствии  с  договором  от  22  июня  2007  г.  №  1/251/01/07  ОАО  «АК  «Транснефть»  является 
доверительным управляющим находящихся в федеральной собственности 24 % акций ЗАО «КТК-Р» 
и  АО  «КТК-К»  и  в  соответствии  с  договором  от  09  декабря  2009  г.  №  01-13/530/565/18/09 
доверительным  управляющим  находящихся  в  федеральной  собственности  100  %  акций  компаний 
«КТК Компани» (владеет 7 % акций ЗАО «КТК-Р» и АО «КТК-К») и «КТК Инвестментс Компани» 
(является кредитором ЗАО «КТК-Р»). 
Трубопроводная  система  КТК  –  один  из  крупнейших  инвестиционных  проектов  в  энергетической 
сфере  с  участием  иностранного  капитала  на  территории  СНГ.  Протяженность  трубопровода 
Тенгиз-Новороссийск,  соединившего  нефтяные  месторождения  Западного  Казахстана  с  морским 
терминалом в Новороссийске, составляет 1 511 км. 
Расчетная  пропускная  способность  системы  КТК,  предусмотренная  проектом  первоначального 
строительства, составляла 28,2 млн. тонн нефти в год (ММТГ). 
15  декабря  2010  г.  органами  управления  КТК  принято  окончательное  решение  об  инвестициях  по 
проекту  увеличения  пропускной  способности  нефтепровода  «Тенгиз-Новороссийск»  и  подписан 
договор «О внесении изменений и дополнений в договор акционеров от 1996 года».   
Мощность  нефтепровода  будет  увеличена  до  67  ММТГ  (с  использованием  антифрикционных 
присадок – до 76 ММТГ). Бюджет проекта расширения определен в размере 5,6 млрд. долл. США. В 
соответствии  с  графиком  работ ред.  15  срок  завершения  Проекта  расширения  КТК  определен  31 
декабря 2016 года.   
С  учетом  достаточности  средств  для  финансирования  реализации  Проекта  расширения 
Каспийского  трубопроводного  консорциума  с  9  апреля  2015  года  КТК  приступил  к  погашению 
задолженности перед акционерами. В рамках первого транша всем акционерам выплачено 600 млн. 
долл.  США,  в  том  числе  Российской  Федерации  –  84,42  млн.  долл.  США,  «КТК  Инвестментс 
Компани», которая также принадлежит государству, 47,21 млн. долл. США. 
В сентябре 2015 года акционерами КТК подписан Второй отказ от прав по договору акционеров от 
1996  г.  (касательно  приоритетности  выплаты  задолженности),  предусматривающий 
осуществление  следующих  траншей  в  погашение  долга  КТК  перед  акционерами  в  конце  3  и  4 
кварталов 2015 года, в то время как ранее предусматривалось возобновление выплат не ранее конца 
4  квартала  2015  года.  Кроме  того,  Второй  отказ  от  прав  предусматривает  увеличение  выплат 
акционерам по итогам 2015 года на 450 млн. долл. США до 1 500 млн. долл. США.   
30  сентября  2015  г.  КТК  произвел  второй  в  2015  году  платеж  в  рамках  процедуры  погашения 
задолженности  перед  акционерами.  В  рамках  второго  транша  выплаты  в  пользу  Российской 
Федерации  составили  63,4  млн.  долл.  США,  в  пользу  «КТК  Инвестментс  Компани»  распределено 
35,4 млн. долл. 
29  декабря  2015  г.  КТК  произвел  третий  платеж  в  рамках  процедуры  погашения  задолженности 
перед  акционерами.  В  рамках  третьего  транша  выплаты  акционерам  составили  450    млн.  долл. 
США, в том числе в пользу Российской Федерации выплачено 63,8 млн. долл. США, в пользу «КТК 
Инвестментс Компани» выплачено 33,03 млн. долл. США. 
 
В  продолжение  утвержденной  Концепции  развития  в  2014  году  менеджментом  Компании 
разработана  Долгосрочная  программа  развития  ПАО  «НМТП»  и  группы  компаний  до  2020  года 
(ДПР).  Долгосрочна  программа  развития  прошла  согласование  в  Минтрансе  РФ,  МЭРТ  РФ, 
получила заключение Открытого правительства и в соответствии с поручениями Президента РФ 
была рассмотрена на Правительственной комиссии. Дата утверждения ДПР Советом директоров: 
15.01.2015 года 
 
Основные цели и задачи ДПР: 
Увеличение прибыли компании и рост стоимости акционерного капитала: 
-Модернизацию  существующих  производственных  фондов  и  увеличение  объемов  перевалки  на 
действующем производстве. 
-Расширение  существующих  портовых  мощностей  и  строительство  новых  перевалочных 
комплексов.   
-Проведение  стабильной  дивидендной  политики  на  уровне  привлекательном  для  инвесторов  и 
акционеров. 
-Фокус  на  операциях  с  высокодоходными  грузами  при  сохранении  общей  универсальности  активов 

32 

компании. 
-Обеспечение высокого уровня рентабельности инвестиций. 
Снижение издержек и эффективность производства: 
-Учет затрат, снижение себестоимости и оптимизацию технологических линий. 
-Внедрение средств автоматизации. 
-Повышение интенсивности грузовых операций. 
-Обеспечение максимальной эффективности использования существующих активов. 
-Извлечение выгоды из стратегических преимуществ порта.   
Инновационное развитие: 
-Применение машин и механизмов с использованием инновационных технологий   
-Построение энергоэффективного производства.     
-Развитие новых технологий, совершенствование производственных и управленческих процессов. 
-Реализация планов НИОКР и Программы инновационного развития. 
Клиентоориентированность и социальная ответственность бизнеса:   
-Выстраивание  отношений  с  партнерами  на  основе  коммерческой  привлекательности  для 
клиента. 
-Своевременное реагирование на изменения рынка. 
-Взвешенная кадровая политика, нацеленная на    высококвалифицированных специалистов. 
-Обеспечение  ответственного отношения  к  вопросам  охраны окружающей  среды,  охраны труда  и 
промышленной безопасности. 
-Формирование высокого уровня социальной ответственности в регионах присутствия. 
Планируемые сроки реализации ДПР с 2015 по 2020 год. 
 
В рамках разработанной Долгосрочной программы развития  ПАО  «НМТП» и группы компаний  до 
2020  года  (ДПР)  и  утверждённой  Советом  директоров  15.01.2015  г.,  в  2015  году  была  выполнена 
работа  по  разработке  предпроектных  предложений  и  Ходатайства  (Декларации)  о  намерениях 
инвестирования  в  строительство  объекта  «Единой  схемы  развития  группы  НМТП»  в  рамках 
соглашения  с  ФГУП  «Росморпорт»  по  объекту  «Реконструкция  и  модернизация  Новороссийского 
морского порта».   
 
Основой  развития  ПАО  «НМТП»  в  среднесрочной  и  долгосрочной  перспективе  остается  группа 
центральных инвестиционных проектов: 
-Реконструкция  специализированного  контейнерного  терминала  ПАО  «НМТП»  с  увеличением 
пропускной способности до 300 тыс. TEU в год. 
-Строительство  терминала  по  перевалке  минеральных  удобрений  на  Восточном  пирсе  ПАО 
«НМТП» с проектной мощностью до 5 млн. тонн в год. 
-Реконструкция  специализированного  терминального  комплекса  перевалки  зерна:  реконструкция 
пристани  №3  с  увеличением  грузооборота  на  5  млн.  тонн  в  год  (с  учетом  реконструкции  ОАО   
«НЗТ»    с увеличением грузооборота на 2 млн. тонн в год и расширения ОАО «НКХП» на 3 млн.т.).   
-Строительство терминала генеральных грузов ПАО «НМТП». 
-Реконструкция Нефтерайона «Шесхарис». 
-Развитие  действующего  производства.  Краткосрочные  проекты  на  базе  действующего 
производства (дополнительная перевалка 5 млн тонн грузов на базе действующего производства за 
счет оптимизации). 
 
Так же в 2015 году была разработана Программа инновационного развития (ПИР) ПАО «НМТП» до 
2020 года. 
По  состоянию  на  31.12.2015  год  на  разработку  предпроектных  предложений  и  Ходатайства 
(Декларации)  о  намерениях  инвестирования  в  строительство  объекта  «Единой  схемы  развития 
группы  НМТП»  в  рамках  соглашения  с  ФГУП  «Росморпорт»  по  объекту  «Реконструкция  и 
модернизация Новороссийского морского порта» было освоено 37 292 тыс. рублей с НДС, из них на 
объекты ПАО «НМТП» 16 532 тыс. рублей с НДС. 
По  состоянию  на  31.12.2015  год  на разработку  Программы  инновационного  развития  до  2020  года 
было освоено 5 310 тыс. рублей с НДС. 
Затраты,  планируемые  в  2016  году  на  разработку  проектной  документации  в  рамках  «Единой 
схемы развития группы НМТП» по объектам ПАО «НМТП» составят 228 784 тыс. рублей с НДС. 
За четыре квартала 2015 года: 
1.на развитие проекта "Реконструкция Нефтерайона "Шесхарис" потрачено 635 548 тыс. рублей с 
НДС. 
2.на развитие  действующего  производства,  в том  числе,  на  закупку техники  потрачено  3  263 846 
тыс. рублей с НДС, включая расходы: 
-на приобретение перегрузочной техники в лизимнг - 609 217 тыс. руб.; 
-на приобретение серверного оборудования и лицензий - 136 006 тыс. руб.; 

 

 

 

 

 

 

 

содержание      ..     31      32      33      34     ..