ПАО «Транснефть». Ежеквартальные отчёты за 2012 год

Доля подконтрольной организации в уставном капитале эмитента, %: 0
Доля обыкновенных акций эмитента, принадлежащих подконтрольной организации, %: 0
Описание основного вида деятельности общества:
- основной вид деятельности общества: выполнение функций заказчика-застройщика
трубопроводной системы ВСТО
- описание значения такого общества для деятельности эмитента: организация строительства
трубопроводной системы «Восточная Сибирь- Тихий океан».

Состав совета директоров (наблюдательного совета) общества

ФИО

Доля

участия лица

в уставном

капитале

эмитента, %

Доля

принадлежа

щих лицу

обыкновенн

ых акций

эмитента, %

Сапсай Алексей Николаевич (председатель) 0

Соболев Михаил Иванович 0

Погребняк Борис Михайлович 0

Проценко Александр Иванович 0

Маризов Александр Петрович 0

Единоличный исполнительный орган общества

ФИО

Доля

участия лица

в уставном

капитале

эмитента, %

Доля

принадлежа

щих лицу

обыкновенн

ых акций

эмитента, %

Маризов Александр Петрович 0

Состав коллегиального исполнительного органа общества

ФИО

Доля

участия лица

в уставном

капитале

эмитента, %

Доля

принадлежа

щих лицу

обыкновенн

ых акций

эмитента, %

Маризов Александр Петрович (председатель) 0

Орлов Максим Петрович 0

Роджетдинов Олег Зуфарович 0

Калугин Александр Владимирович 0

Казаринов Виктор Иванович 0

Полное фирменное наименование: Общество с ограниченной ответственностью «Транснефть
Финанс»
Сокращенное фирменное наименование: ООО «Транснефть Финанс»

Место нахождения

119334 Россия, г. Москва, ул. Вавилова, 24 корп. 1

ИНН: 7736536770
ОГРН: 1067746400622

Состав совета директоров (наблюдательного совета) общества

ФИО

Доля

участия лица

в уставном

капитале

эмитента, %

Доля

принадлежа

щих лицу

обыкновенн

ых акций

эмитента, %

Кисенко Виталий Николаевич (председатель) 0

Гончарова Надежда Викторовна 0

Юдин Иван Евгеньевич 0

Кравцов Валерий Алексеевич 0

Русских Маргарита Владимировна 0

Единоличный исполнительный орган общества

ФИО

Доля

участия лица

в уставном

капитале

эмитента, %

Доля

принадлежа

щих лицу

обыкновенн

ых акций

эмитента, %

Русских Маргарита Владимировна 0

Состав коллегиального исполнительного органа общества

Коллегиальный исполнительный орган не предусмотрен

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

Место нахождения

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

ИНН: 7706061801
ОГРН: 1092724004581

Основание (основания), в силу которого эмитент осуществляет контроль над подконтрольной

организацией (участие в подконтрольной эмитенту организации, заключение договора доверительного
управления имуществом, заключение договора простого товарищества, заключение договора поручения,
заключение акционерного соглашения, заключение иного соглашения, предметом которого является
осуществление прав, удостоверенных акциями (долями) подконтрольной эмитенту организации):
Владение ОАО "АК "Транснефть 100% долей общества.
Признак осуществления эмитентом контроля над организацией, в отношении которой он является
контролирующим лицом: Владение ОАО "АК "Транснефть 100% долей общества.
Вид контроля: прямой контроль
Доля эмитента в уставном капитале подконтрольной организации, %: 100
Доля подконтрольной организации в уставном капитале эмитента, %: 0
Доля обыкновенных акций эмитента, принадлежащих подконтрольной организации, %: 0
Описание основного вида деятельности общества:
- основной вид деятельности общества: выполнение функций заказчика-застройщика
трубопроводной системы ВСТО-2
- описание значения такого общества для деятельности эмитента: организация строительства
трубопроводной системы «Восточная Сибирь- Тихий океан - 2».

Состав совета директоров (наблюдательного совета) общества

ФИО

Доля

участия лица

в уставном

капитале

эмитента, %

Доля

принадлежа

щих лицу

обыкновенн

ых акций

эмитента, %

Сапсай Алексей Николаевич (председатель) 0

Погребняк Борис Михайлович 0

Горичкин Сергей Викторович 0

Дмитриева Светлана Станиславовна 0

Кудояров Рустем Уралович 0

Единоличный исполнительный орган общества

ФИО

Доля

участия лица

в уставном

капитале

эмитента, %

Доля

принадлежа

щих лицу

обыкновенн

ых акций

эмитента, %

Кудояров Рустем Уралович 0

Состав коллегиального исполнительного органа общества

ФИО

Доля

участия лица

в уставном

капитале

эмитента, %

Доля

принадлежа

щих лицу

обыкновенн

ых акций

эмитента, %

Кудояров Рустем Уралович (председатель) 0

Цуриков Вадим Викторович 0

Волков Владимир Евдокимович 0

Кобзев Александр Семенович 0

Фатыхов Рустем Фаритович 0

Ильин Олег Викторович 0

Парфенов Сергей Сергеевич 0

Петров Антон Сергеевич 0

Пукалов Сергей Сергеевич 0

Полное фирменное наименование: Общество с ограниченной ответственностью «Восточно-
Сибирские магистральные нефтепроводы»
Сокращенное фирменное наименование: ООО «Востокнефтепровод»

Место нахождения

665734 Россия, Иркутская область, г. Братск, ж.р. Энергетик,, Олимпийская 14

ИНН: 3801079671
ОГРН: 1063801003617

Основание (основания), в силу которого эмитент осуществляет контроль над подконтрольной
организацией (участие в подконтрольной эмитенту организации, заключение договора доверительного
управления имуществом, заключение договора простого товарищества, заключение договора поручения,
заключение акционерного соглашения, заключение иного соглашения, предметом которого является
осуществление прав, удостоверенных акциями (долями) подконтрольной эмитенту организации):
Владение ОАО "АК "Транснефть" более 50 % акций/долей участников общества.
Признак осуществления эмитентом контроля над организацией, в отношении которой он является
контролирующим лицом: Владение ОАО "АК "Транснефть" более 50 % акций/долей участников
общества.
Вид контроля: косвенный контроль
все подконтрольные эмитенту организации (цепочка организаций, находящихся под прямым или
косвенным контролем эмитента), через которых эмитент осуществляет косвенный контроль над
организацией, в отношении которой он является контролирующим лицом:
1. Общество с ограниченной ответственностью «Балтийские магистральные нефтепроводы»,
место нахождения:188910, Ленинградская область, Выборгский район, г. Приморск, ИНН
4704041900, ОГРН 1024700871711, размер доли - 17,4945%, основной вид деятельности -
транспортировка нефти по магистральным нефтепроводам.
2. Открытое акционерное общество «Северо-западные магистральные нефтепроводы», место
нахождения:420061, Республика Татарстан, г. Казань, ул. Н. Ершова, д. 26а, ИНН 1645000340, ОГРН
1021601763820, размер доли - 5,3303%, основной вид деятельности -  транспортировка нефти по
магистральным нефтепроводам.
3. Открытое акционерное общество «Урало-Сибирские магистральные нефтепроводы имени Д.А.
Черняева», место нахождения: 450077, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Крупской, д. 10, ИНН
0278039018, ОГРН 1020203226230, размер доли - 0,0004%, основной вид деятельности  -
транспортировка нефти по магистральным нефтепроводам.
4. Открытое акционерное общество «Приволжские магистральные нефтепроводы», место
нахождения: 443020, Россия, г. Самара, ул. Ленинская, д. 100, ИНН 6317024749, ОГРН 1026301416371,
размер доли - 27,5642%, основной вид деятельности  - транспортировка нефти по магистральным
нефтепроводам.
5. Открытое акционерное общество «Транссибирские магистральные нефтепроводы», место
нахождения: 644033, Россия, г. Омск, ул. Красный Путь, д. 111, к. 1, ИНН 5502020634, ОГРН
1025500514489, размер доли - 33,5824%, основной вид деятельности -  транспортировка нефти по
магистральным нефтепроводам.
6. Открытое акционерное общество «Сибнефтепровод», место нахождения: 625048, Россия, г.
Тюмень, ул. Республики, д. 139, ИНН 7201000726, ОГРН 1027200789220, размер доли - 1,4138%,
основной вид деятельности -  транспортировка нефти по магистральным нефтепроводам.
7. Открытое акционерное общество «Магистральные нефтепроводы «Дружба», место нахождения:
241020, Россия, г. Брянск, ул. Уральская, д. 113, ИНН 3235002178, ОГРН 1023202736754, размер доли -
11,3862%, основной вид деятельности  - транспортировка нефти по магистральным
нефтепроводам.
8. Открытое акционерное общество «Магистральные нефтепроводы Центральной Сибири», место
нахождения: 634050, Россия, г. Томск, ул. Набережная реки Ушайки, д. 24, ИНН 7017004366, ОГРН
1027000867101, размер доли - 0,4313%, основной вид деятельности -  транспортировка нефти по
магистральным нефтепроводам.
9. Открытое акционерное общество «Черноморские магистральные нефтепроводы», место
нахождения: 353911, Россия, Краснодарский край, г. Новороссийск, Шесхарис, ИНН 2315072242,
ОГРН 1022302384136, размер доли - 0,7077%, основной вид деятельности  - транспортировка нефти

по магистральным нефтепроводам.
10. Открытое акционерное общество «Верхневолжские магистральные нефтепроводы», место
нахождения: 603600, Россия, г. Н. Новгород, Гранитный пер., д. 4/1, ИНН 5260900725, ОГРН
1025203014748, размер доли - 0,0004%, основной вид деятельности -  транспортировка нефти по
магистральным нефтепроводам.
11. Открытое акционерное общество «Северные магистральные нефтепроводы», место
нахождения: 169300, Россия, Республика Коми, г. Ухта, проспект А.И. Зерюнова, д. 2/1, ИНН
1102016594, ОГРН 1021100730353, размер доли - 1,2006%, основной вид деятельности  -
транспортировка нефти по магистральным нефтепроводам.
12. Открытое акционерное общество «Центр технической диагностики», место нахождения:
140501, Россия, Московская область, г. Луховицы, ул. Куйбышева, д. 7, ИНН 5072703668, ОГРН
1025007389527, размер доли - 0,6436%, основной вид деятельности -  диагностика магистральных
нефтепроводов.
13. Открытое акционерное общество «Связь объектов транспорта и добычи нефти», место
нахождения: 117420, Россия, г. Москва, ул. Наметкина, д. 12, ИНН 7723011906, ОГРН 1027739420961,
размер доли - 0,2446%, основной вид деятельности  - обеспечение технологической связью объектов
магистральных нефтепроводов.
Доля подконтрольной организации в уставном капитале эмитента, %: 0
Доля обыкновенных акций эмитента, принадлежащих подконтрольной организации, %: 0
Описание основного вида деятельности общества:
- основной вид деятельности общества: транспортировка нефти по магистральным
нефтепроводам
- значение такого общества для деятельности эмитента: перекачка, координация и управление
транспортировкой нефти по магистральным нефтепроводам.

Состав совета директоров (наблюдательного совета) общества

ФИО

Доля

участия лица

в уставном

капитале

эмитента, %

Доля

принадлежа

щих лицу

обыкновенн

ых акций

эмитента, %

Звездин Вячеслав Сергеевич (председатель) 0

Комаров Андрей Иванович 0

Проценко Александр Иванович 0

Юдин Иван Евгеньевич 0

Бронников Виктор Александрович 0

Единоличный исполнительный орган общества

ФИО

Доля

участия лица

в уставном

капитале

эмитента, %

Доля

принадлежа

щих лицу

обыкновенн

ых акций

эмитента, %

Бронников Виктор Александрович 0

Состав коллегиального исполнительного органа общества

ФИО

Доля

участия лица

в уставном

капитале

эмитента, %

Доля

принадлежа

щих лицу

обыкновенн

ых акций

эмитента, %

Бронников Виктор Александрович (председатель) 0

Кравченко Анатолий Анатольевич 0

Аширова Татьяна Геннадьевна 0

Жердев Александр Петрович 0

Чердак Андрей Александрович 0

Пузиков Александр Федорович 0

Григорьев Александр Алексеевич 0

Жуков Виталий Владимирович 0

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

3.6.1. Основные средства

За 2011 г.

Единица измерения: тыс. руб.

Наименование группы объектов основных средств

Первоначальн

ая

(восстановите

льная)

стоимость

Сумма

начисленной
амортизации

Здания

4 369 843

860 785

Сооружения

34 054 708

9 370 804

Машины и оборудование

13 407 849

7 530 855

Транспортные средства

280 016

144 779

Производственный и хозяйственный инвентарь

318 050

216 962

Прочие основные средства

1 061 202

55 633

ИТОГО

53 491 668

18 179 818

Сведения о способах начисления амортизационных отчислений по группам объектов основных средств:
Начисление амортизации по основным средствам, введенным в эксплуатацию до 01.01.2002,
производится линейным способом по нормам, установленным постановлением Совета
Министров СССР от 22.10.1990 № 1072 «О единых нормах амортизационных отчислений на
полное восстановление фондов народного хозяйства СССР», по объектам основных средств,
введенным в эксплуатацию, начиная с 01.01.2002 – по нормам, исчисленным исходя из сроков
полезного использования, установленных постановлением Правительства РФ от 01.01.2002 №1 «О
классификации основных средств, включаемых в амортизационные группы», постановлением
Правительства РФ от 01.01.2002 №1 «О классификации основных средств, включаемых в
амортизационные группы».
Отчетная дата: 31.12.2011

На дату окончания отчетного квартала

Единица измерения: тыс. руб.

Наименование группы объектов основных средств

Первоначальн

ая

(восстановите

льная)

стоимость

Сумма

начисленной
амортизации

Здания

2 181 897

283 594

Сооружения

7 701 080

1 722 948

Машины и оборудование

7 015 410

3 364 296

Транспортные средства 110

332

562

Производственный и хозяйственный инвентарь

267 251

188 514

Прочие основные средства 79

013

779

ИТОГО

17 354 983

5 605 693

Результаты последней переоценки основных средств и долгосрочно арендуемых основных средств,
осуществленной в течение последнего завершенного финансового года, с указанием даты проведения
переоценки, полной и остаточной (за вычетом амортизации) балансовой стоимости основных средств до
переоценки и полной и остаточной (за вычетом амортизации) восстановительной стоимости основных
средств с учетом этой переоценки. Указанная информация приводится по группам объектов основных
средств. Указываются сведения о способах начисления амортизационных отчислений по группам
объектов основных средств.

Единица измерения: тыс. руб.

Наименование группы

основных средств

Полная

стоимость до

проведения
переоценки

Остаточная

(за вычетом

амортизации)

стоимость до

проведения
переоценки

Дата

проведения
переоценки

Полная

восстановите

льная

стоимость

после

проведения
переоценки

Остаточная (за

вычетом

амортизации)

восстановител

ьная стоимость

после

проведения
переоценки

Здания

4 080 647

3 266 554

31.12.2011

4 369 843

3 509 058

Сооружения

28 107 121

19 311 204

31.12.2011

34 054 708

24 683 904

Машины и оборудование 12 181 565

5 315 599

31.12.2011

13 407 849

5 876 994

Транспортные средства

268 356

131 542

31.12.2011

280 016

135 237

Производственный и
хозяйственный
инвентарь

287 263

93 523

31.12.2011

318 050

101 088

Прочие основные
средства

1 042 858

1 005 572

31.12.2011

1 061 202

1 005 569

Указывается способ проведения переоценки основных средств (по коэффициентам федерального органа
исполнительной власти по статистике, по рыночной стоимости соответствующих основных средств,
подтвержденной документами или экспертными заключениями. При наличии экспертного заключения
необходимо указать методику оценки):
Переоценка на 31.12.2011 была произведена по рыночной стоимости соответствующих основных
средств, подтвержденной экспертным заключением.
Методика оценки основана на использовании при расчете полной восстановительной стоимости
объектов оценки трех групп методов: метод инфляционного анализа, метод определения
восстановительной стоимости объекта на основе современной стоимости затрат на его создание
и метод рыночных аналогов.

Указываются сведения о планах по приобретению, замене, выбытию основных средств, стоимость
которых составляет 10 и более процентов стоимости основных средств эмитента, и иных основных
средств по усмотрению эмитента, а также сведения обо всех фактах обременения основных средств
эмитента (с указанием характера обременения, даты возникновения обременения, срока его действия и
иных условий по усмотрению эмитента).:
В январе 2012 года Компания вносит дополнительный вклад в форме имущества в уставный

капитал ООО «Балтнефтепровод», что влечет за собой уменьшение остаточной стоимости
доходных вложений в материальные ценности на 23 079 320 тыс. руб.
Фактов обременения основных средств ОАО «АК «Транснефть» по состоянию на 31.12.2011 не
имеется.

IV. Сведения о финансово-хозяйственной деятельности эмитента

4.1. Результаты финансово-хозяйственной деятельности эмитента

Динамика показателей, характеризующих результаты финансово-хозяйственной деятельности эмитента, в
том числе ее прибыльность и убыточность, рассчитанных на основе данных бухгалтерской (финансовой)
отчетности

Стандарт (правила), в соответствии с которыми составлена бухгалтерская (финансовая) отчетность,
на основании которой рассчитаны показатели: РСБУ
Единица измерения для суммы непокрытого убытка: тыс. руб.

Наименование показателя 2011

2012,

мес.

Норма чистой прибыли, %

1.76

1.47

Коэффициент оборачиваемости активов,
раз

0.69

0.19

Рентабельность активов, %

1.22

0.28

Рентабельность собственного капитала,
%

8.14

1.8

Сумма непокрытого убытка на отчетную
дату

Соотношение непокрытого убытка на
отчетную дату и балансовой стоимости
активов, %

Наименование показателя:
Выручка, тыс. руб. - 632 780 132 (за 2011 год), - 171 086 165 (за 1 кв. 2012 года).
Валовая прибыль, тыс. руб. - 75 934 727 (за 2011 год), -

29 459 632 (за 1 кв. 2012 года).

Чистая прибыль (нераспределенная прибыль (непокрытый убыток), тыс. руб. - 11 141 791 (за 2011
год), - 2 512 070 (за 1 кв. 2012 года).

В 2011 году выручка от продаж по сравнению с 2010 годом увеличилась на 59,2%.
Изменение выручки от продажи товаров (работ, услуг) Компании в 2011 году по сравнению с 2010
годом произошло, в основном, в результате:
роста выручки по транспортировке нефти, что обусловлено изменением тарифов на услуги по
транспортировке нефти и увеличением объема оказанных услуг (грузооборота);
возникновения новых видов деятельности: реализация нефти на экспорт в соответствии с
условиями договора, заключенного в обеспечение кредитного договора с Банком развития Китая, на
поставку с 01 января 2011 года сырой нефти в КНР и оказание услуг по транспортировке
нефтепродуктов.

В 2011 году валовая прибыль по сравнению с 2010 годом увеличилась в 5,1 раза, что, в основном,
обусловлено:
перенесением таможенной пошлины по реализации нефти на экспорт из себестоимости в состав
коммерческих расходов;
снижением валовой прибыли по транспортировке нефти в связи с потребностью дочерних обществ
Компании в источниках финансирования Инвестиционной программы и других капитальных
вложений.
Чистая прибыль выросла в 2,3 раза. Увеличение чистой прибыли в 2011 году по сравнению с 2010
годом связано, в основном, с ростом процентного дохода по размещенным денежным средствам, а
также с влиянием положительных курсовых разниц.

В 1 квартале 2012 года выручка от реализации услуг по сравнению с аналогичным периодом 2011 года

выросла на 13,7%, что связано с изменением тарифов на услуги по транспортировке нефти и
ростом грузооборота.
Себестоимость услуг в 1 квартале 2012 года по сравнению с 1 кварталом 2011 года выросла на 2,5%.
Валовая прибыль выросла в 2,4 раза.
Чистая прибыль увеличилась в 3,8 раза, что обусловлено опережением роста выручки от оказания
услуг по транспортировке нефти при незначительном росте затрат на транспортировку нефти.
Все показатели рассчитаны на основе рекомендуемых методик расчетов: Нет
Экономический анализ прибыльности/убыточности эмитента, исходя из динамики приведенных
показателей, а также причины, которые, по мнению органов управления, привели к убыткам/прибыли
эмитента, отраженным в бухгалтерской (финансовой) отчетности:

Мнения органов управления эмитента относительно причин или степени их влияния на результаты
финансово-хозяйственной деятельности эмитента не совпадают: Нет
Член совета директоров (наблюдательного совета) эмитента или член коллегиального исполнительного
органа эмитента имеет особое мнение относительно упомянутых причин и/или степени их влияния на
результаты финансово-хозяйственной деятельности эмитента, отраженное в протоколе собрания
(заседания) совета директоров (наблюдательного совета) эмитента или коллегиального исполнительного
органа, на котором рассматривались соответствующие вопросы, и настаивает на отражении такого мнения
в ежеквартальном отчете: Нет

4.2. Ликвидность эмитента, достаточность капитала и оборотных средств

Динамика показателей, характеризующих ликвидность эмитента, рассчитанных на основе данных
бухгалтерской (финансовой) отчетности

Стандарт (правила), в соответствии с которыми составлена бухгалтерская (финансовая) отчетность,
на основании которой рассчитаны показатели: РСБУ
Единица измерения для показателя 'чистый оборотный капитал': тыс. руб.

Наименование показателя 2011

2012,

мес.

Чистый оборотный капитал

58 811 105

57 316 064

Коэффициент текущей ликвидности 1.27

1.23

Коэффициент быстрой ликвидности 1.23

1.19

По усмотрению эмитента дополнительно приводится динамика показателей, характеризующих
ликвидность эмитента, рассчитанных на основе данных сводной бухгалтерской (консолидированной
финансовой) отчетности эмитента, включаемой в состав ежеквартального отчета: Нет

Все показатели рассчитаны на основе рекомендуемых методик расчетов: Да
Экономический анализ ликвидности и платежеспособности эмитента, достаточности собственного
капитала эмитента для исполнения краткосрочных обязательств и покрытия текущих операционных
расходов на основе экономического анализа динамики приведенных показателей с описанием факторов,
которые, по мнению органов управления эмитента, оказали наиболее существенное влияние на
ликвидность и платежеспособность эмитента:
Снижение коэффициентов ликвидности вызвано опережающим темпом роста краткосрочных
обязательств по сравнению с ростом оборотных активов.
Мнения органов управления эмитента относительно причин или степени их влияния на результаты
финансово-хозяйственной деятельности эмитента не совпадают: Нет
Член совета директоров (наблюдательного совета) эмитента или член коллегиального исполнительного
органа эмитента имеет особое мнение относительно упомянутых причин и/или степени их влияния на
результаты финансово-хозяйственной деятельности эмитента, отраженное в протоколе собрания
(заседания) совета директоров (наблюдательного совета) эмитента или коллегиального исполнительного
органа, на котором рассматривались соответствующие вопросы, и настаивает на отражении такого мнения
в ежеквартальном отчете: Нет

4.3. Финансовые вложения эмитента

За 2011 г.

Перечень финансовых вложений эмитента, которые составляют 5 и более процентов всех его
финансовых вложений на дату окончания отчетного периода

Вложения в эмиссионные ценные бумаги

Вид ценных бумаг: акции
Полное фирменное наименование эмитента: Открытое акционерное общество «Акционерная
компания трубопроводного транспорта нефтепродуктов «Транснефтепродукт»
Сокращенное фирменное наименование эмитента: ОАО «АК «Транснефтепродукт»
Место нахождения эмитента: 193318, Россия, г. Санкт -Петербург, ул. Коллонтай, д. 14, корп. 1
ИНН: 7709027196
ОГРН: 1027700054140

Дата

государственной

регистрации

выпуска

(выпусков)

Регистрационный номер

Регистрирующий орган

11.02.2007 1-01-00745-А

ФСФР России

Количество ценных бумаг, находящихся в собственности эмитента: 1 263 952 668
Общая номинальная стоимость ценных бумаг, находящихся в собственности эмитента: 1 263 952 668
RUR x 1
Общая балансовая стоимость ценных бумаг, находящихся в собственности эмитента: 52 553 995
377.400002
Единица измерения: руб.
Эмитент ценных бумаг является дочерним и (или) зависимым обществом по отношению к
эмитенту, составившему настоящий ежеквартальный отчет
Дивиденды по обыкновенным акциям не начислялись.
Дополнительная информация:

Вложения в неэмиссионные ценные бумаги

Вложений в неэмиссионные ценные бумаги, составляющих 5 и более процентов всех финансовых
вложений, нет

Иные финансовые вложения

Объект финансового вложения: Долгосрочный займ
Размер вложения в денежном выражении: 165 229 210
Единица измерения: тыс. руб.
размер дохода от объекта финансового вложения или порядок его определения, срок выплаты:
Размер дохода 9 122 289 тыс. рублей.
Срок погашения займа не позднее 01.01.2021.
Дополнительная информация:
Доля от общей суммы финансовых вложений - 27 %.

Объект финансового вложения: Долгосрочный займ
Размер вложения в денежном выражении: 39 842 057
Единица измерения: тыс. руб.
размер дохода от объекта финансового вложения или порядок его определения, срок выплаты:
Размер дохода 1 484 868 тыс. рублей.
Срок погашения займа не позднее 31.10.2021.
Дополнительная информация:
Доля от общей суммы финансовых вложений - 6 %.

Объект финансового вложения: Долгосрочный займ
Размер вложения в денежном выражении: 63 409 792
Единица измерения: тыс. руб.

размер дохода от объекта финансового вложения или порядок его определения, срок выплаты:
Размер дохода 5 782 902 тыс. рублей.
Срок погашения займа не позднее 31.12.2019.
Дополнительная информация:
Доля от общей суммы финансовых вложений - 10 %.

Объект финансового вложения: Долгосрочный займ
Размер вложения в денежном выражении: 121 838 170
Единица измерения: тыс. руб.
размер дохода от объекта финансового вложения или порядок его определения, срок выплаты:
Размер дохода 5 024 303 тыс. рублей.
Срок погашения займа не позднее 31.08.2029.
Дополнительная информация:
Доля от общей суммы финансовых вложений - 20 %.

Информация о величине потенциальных убытков, связанных с банкротством организаций
(предприятий), в которые были произведены инвестиции, по каждому виду указанных инвестиций:

Информация об убытках предоставляется в оценке эмитента по финансовым вложениям, отраженным в
бухгалтерской отчетности эмитента за период с начала отчетного года до даты окончания последнего
отчетного квартала

Стандарты (правила) бухгалтерской отчетности, в соответствии с которыми эмитент произвел расчеты,
отраженные в настоящем пункте ежеквартального отчета:

На дату окончания отчетного квартала

Вложения в эмиссионные ценные бумаги

Дата

государственной

регистрации

выпуска

(выпусков)

Регистрационный номер

Регистрирующий орган

11.02.2007 1-01-00745-А

ФСФР России

Дополнительная информация:

Вложения в неэмиссионные ценные бумаги

Вложений в неэмиссионные ценные бумаги, составляющих 5 и более процентов всех финансовых
вложений, нет

Иные финансовые вложения

Объект финансового вложения: Долгосрочный займ
Размер вложения в денежном выражении: 152 941 201
Единица измерения: тыс. руб.
размер дохода от объекта финансового вложения или порядок его определения, срок выплаты:
Размер дохода 2 261 605 тыс. рублей.
Срок погашения займа не позднее 01.01.2021.
Дополнительная информация:
Доля от общей суммы финансовых вложений - 24 %.

Объект финансового вложения: Долгосрочный займ
Размер вложения в денежном выражении: 39 301 554
Единица измерения: тыс. руб.
размер дохода от объекта финансового вложения или порядок его определения, срок выплаты:
Размер дохода 469 464 тыс. рублей.
Срок погашения займа не позднее 31.10.2021.
Дополнительная информация:
Доля от общей суммы финансовых вложений - 6 %.

Объект финансового вложения: Долгосрочный займ
Размер вложения в денежном выражении: 64 066 290
Единица измерения: тыс. руб.
размер дохода от объекта финансового вложения или порядок его определения, срок выплаты:
Размер дохода 1 594 471 тыс. рублей.
Срок погашения займа не позднее 31.12.2019.
Дополнительная информация:
Доля от общей суммы финансовых вложений - 10 %.

Объект финансового вложения: Долгосрочный займ
Размер вложения в денежном выражении: 110 781 401
Единица измерения: тыс. руб.
размер дохода от объекта финансового вложения или порядок его определения, срок выплаты:
Размер дохода 1 162 837 тыс. рублей.
Срок погашения займа не позднее 31.08.2029.
Дополнительная информация:
Доля от общей суммы финансовых вложений - 18 %.

Объект финансового вложения: Долгосрочный займ
Размер вложения в денежном выражении: 35 518 093
Единица измерения: тыс. руб.
размер дохода от объекта финансового вложения или порядок его определения, срок выплаты:
Размер дохода 679 тыс. рублей.
Срок погашения займа не позднее 31.12.2029.
Дополнительная информация:
Доля от общей суммы финансовых вложений - 6 %.

Информация об убытках предоставляется в оценке эмитента по финансовым вложениям, отраженным в
бухгалтерской отчетности эмитента за период с начала отчетного года до даты окончания последнего
отчетного квартала

4.4. Нематериальные активы эмитента

За 2011 г.

Единица измерения: тыс. руб.

Наименование группы объектов нематериальных активов

Первоначальная

(восстановительная)

стоимость

Сумма начисленной

амортизации

Исключительные права на изобретение, промышленный
образец, полезную модель

1 618

Авторские права на программы ЭВМ, базы данных и др.

31 704

19 600

Патенты, свидетельства, товарные знаки 310

Прочие нематериальные активы 772

ИТОГО

34 404

19 633

Стандарты (правила) бухгалтерского учета, в соответствии с которыми эмитент представляет
информацию о своих нематериальных активах:
Информация о нематериальных активах представлена в соответствии с нормативными
документами по бухгалтерскому учету, действовавшими в соответствующем году.
Отчетная дата: 31.12.2011

На дату окончания отчетного квартала

Единица измерения: руб.

Наименование группы объектов нематериальных активов

Первоначальная

(восстановительная)

стоимость

Сумма начисленной

амортизации

Исключительные права на изобретение, промышленный
образец, полезную модель

1 618

Авторские права на программы ЭВМ, базы данных и др.

32 297

20 590

Патенты, свидетельства, товарные знаки 310

Прочие нематериальные активы 772

ИТОГО

34 997

20 631

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

В течение 2011 года ОАО «АК «Транснефть» обеспечило выполнение Сводного плана НИОКР
Компании. Сводный план НИОКР ОАО «АК «Транснефть» и ОСТ на 2011 год состоял из тематик
инновационного характера и тематик прикладного характера. Тематики инновационного

характера сконцентрированы по следующим основным направлениям: разработка комплекса
высокоточных внутритрубных диагностических приборов; разработка системы обнаружения
утечек и контроля активности температурного и виброакустического принципа действия;
разработка и внедрение системы мониторинга технического состояния магистральных
трубопроводов ТС ВСТО; разработка высоконадежного оборудования; создание единой системы
управления (ЕСУ) магистральным нефтепроводом; создание системы мониторинга
автотранспорта на базе ГЛОНАСС с реализацией и адаптацией на конкретных объектах;
повышение производительности перекачки снижением гидравлического сопротивления в
магистральных нефте - нефтепродуктопроводах; разработка и внедрение комплексной системы
управления проектным производством; перспективное развитие технологий и системы
магистральных нефтепроводов.
Тематики прикладного характера Тематики НИОКР классифицированы по 13 разделам:
надежность и эксплуатация линейной части магистральных нефтепроводов и резервуарных парков;
надежность и эксплуатация механо-технологического оборудования; энергетическое оборудование;
КИП, автоматика и телемеханика; экологическая безопасность нефтепроводов; пожарная и
промышленная безопасность нефтепроводов; товарно-транспортная работа; метрологическое
обеспечение; нормативно-техническое обеспечение; управление персоналом; производственная
деятельность; стратегическое развитие; тематики по планам ОСТ.
В реализации плана участвовали ведущие отечественные организации отраслевой науки, ВУЗы,
производственные предприятия в т.ч. ООО «НИИ ТНН», ОАО «Гипротрубопровод», ОАО «Красный
пролетарий», ГУП «ИПТЭР», РГУ нефти и газа, МГТУ им. Баумана, ЗАО ЦМО, ГК
«Ростехнологии», ФГУП «ГНПП «Сплав», ОАО «НПО «Гидромаш», ЗАО «Омега», ЗАО «НПО
«Гидроаппарат», ООО «ГУСАР», НПО «Энергомаш», ФГУП «Турбонасос», ЗАО «НПФ «ЦКБА» и др.
В течение 2011 года по тематикам выполнения Сводного плана НИОКР Компанией было выплачено
40 031,47 тыс. руб. за счет собственных средств.
В 2011 году по научно-технической деятельности действовали патенты Компании:
1. Патент на полезную модель «Регулятор Давления», дата государственной регистрации 27.12.2006
г., номер государственной регистрации № 59762.
2. Патент на полезную модель «Система охраны и мониторинга протяженных объектов, не
подключенных к сетям питания», дата государственной регистрации 27.08.2007 г., номер
государственной регистрации № 66094.
3. Патент на полезную модель «Внутритрубный дефектоскоп», дата государственной регистрации
10.09.2007 г., номер государственной регистрации № 66479.
4. Патент на полезную модель «Скребок внутритрубный», дата государственной регистрации
10.09.2007 г., номер государственной регистрации № 66240.

В течение 1-го квартала 2012 года ОАО «АК «Транснефть» обеспечивало выполнение Сводного плана
НИОКР ОАО «АК «Транснефть» и ОСТ на 2012 год. Сводный план НИОКР ОАО «АК «Транснефть»
на 2012 год состоит тематик НИОКР и инновационных проектов. Инновационные проекты
реализуются по следующим направлениям: разработка комплекса высокоточных внутритрубных
диагностических приборов; разработка системы обнаружения утечек и контроля активности
температурного и виброакустического принципа действия; разработка и внедрение системы
мониторинга технического состояния магистральных трубопроводов ТС ВСТО; создание единой
системы управления (ЕСУ) магистральным нефтепроводом; создание системы мониторинга
автотранспорта на базе ГЛОНАСС с реализацией и адаптацией на конкретных объектах;
разработка и внедрение комплексной системы управления проектным производством.
Тематики НИОКР классифицированы по 12 разделам: надежность и эксплуатация линейной части
магистральных нефтепроводов и резервуарных парков; энергетическое оборудование; надежность и
эксплуатация механо-технологического оборудования; КИП, автоматика и телемеханика;
производственная деятельность; пожарная и промышленная безопасность нефтепроводов;
экологическая безопасность нефтепроводов, товаро-транспортная работа, метрологическое
обеспечение, перспективное развитие, управление персоналом, нормативно-техническое
обеспечение.
В реализации плана участвуют ведущие отечественные организации отраслевой науки, ВУЗы,
производственные предприятия в т.ч. ООО «НИИ ТНН», ОАО «Гипротрубопровод», ОАО
«ЦНИИПСК», ГК «Ростехнологии», РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, МГТУ им. Н.Э. Баумана,
Уфимский государственный нефтяной технический институт, ОАО «НПО «Гидромаш», ЗАО
«НПО «Гидроаппарат», ЗАО «НПФ «ЦКБА», ООО «РОСЭЛПРОМ», ОАО «НПО «Элсиб», ИПНГ СО
РАН и др.
В течение 1-го квартала по тематике выполнения Сводного плана НИОКР Компанией было
выплачено 2 799,24 тыс. руб. за счет собственных средств.
В настоящее время по научно-технической деятельности действуют патенты Компании:
1. Патент на полезную модель «Регулятор Давления», дата государственной регистрации 27.12.2006
г., номер государственной регистрации № 59762.

2. Патент на полезную модель «Система охраны и мониторинга протяженных объектов, не
подключенных к сетям питания», дата государственной регистрации 27.08.2007 г., номер
государственной регистрации № 66094.
3. Патент на полезную модель «Внутритрубный дефектоскоп», дата государственной регистрации
10.09.2007 г., номер государственной регистрации № 66479.
4. Патент на полезную модель «Скребок внутритрубный», дата государственной регистрации
10.09.2007 г., номер государственной регистрации № 66240.

4.6. Анализ тенденций развития в сфере основной деятельности эмитента

Основные тенденции развития трубопроводного транспорта нефти направлены на  обеспечение
надежности и безопасности эксплуатации на основе Комплексной программы диагностики,
технического перевооружения, реконструкции и капитального ремонта объектов магистральных
нефтепроводов, а так же строительства новых объектов, увеличивающих пропускную способность
нефтепроводов и открывающих новых экспортные направления.

Балтийская трубопроводная система-2

Проект Балтийской трубопроводной системы-2 реализуется на основании распоряжения
Правительства Российской Федерации от 26.11.2008 №1754-р с целью обеспечения надежных
поставок нефти в европейском направлении. В рамках проекта БТС-2 выполнено строительство
магистрального трубопровода диаметром 1020/1067 мм, общей протяженностью 1000 км
мощностью 30 млн.тонн нефти в год, 2 НПС, реконструкция действующих НПС  № 1 «Унеча», № 5
«Андреаполь», строительство нефтебазы «Усть-Луга» (резервуарный парк 8 х 50 тыс.куб м.)
Трасса нефтепроводной системы проходит по территории Брянской, Смоленской, Тверской,
Новгородской, Ленинградской областей.
В марте 2012 года БТС-2 введена в эксплуатацию, что на 6 месяцев раньше установленных
Правительством РФ сроков (3 квартал 2012 года).

Нефтепроводная система «Восточная Сибирь – Тихий океан»

Реализация проекта нефтепроводной системы «Восточная Сибирь - Тихий океан» осуществляется
на основании распоряжения Правительства Российской Федерации от 31.12.2004 №1737-р с целью
транспортировки нефти месторождений Восточной Сибири на НПЗ России и на экспорт в страны
Азиатско-Тихоокеанского региона через порт «Козьмино» и в Китайскую Народную Республику.
Учитывая объем строительства, а также освоение и обустройство новых восточно-сибирских
месторождений нефти, реализация проекта в соответствии с приказом Минэнерго России от
26.04.2005 №91 осуществляется поэтапно.
Первый этап ВСТО  (магистральный нефтепровод на участке г. Тайшет - г. Сковородино
протяженностью 2694 км мощностью 30 млн. тонн нефти в год, 7 НПС, СМНП «Козьмино»)
завершен строительством и введен в эксплуатацию в  декабре 2009 года.
Вторым этапом ВСТО предусмотрено строительство магистрального нефтепровода на участке
г.Сковородино - СМНП «Козьмино» (ВСТО-2).
Мощность ВСТО-2 составит 50 млн.тонн с выделением первой очереди мощностью 30 млн.тонн
нефти в год. В рамках первой очереди ВСТО-2 выполняется строительство нефтепровода общей
протяженностью 2046 км по маршруту г.Сковородино (Амурская область) - г.Благовещенск -
г.Биробиджан (Еврейская автономная область) - г.Хабаровск (Хабаровский край) - СМНП
«Козьмино» (Приморский край), 8 НПС, расширение НПС «Сковородино», а также расширение
СМНП «Козьмино».
Реализация проекта ВСТО-2 осуществляется на основании «Сетевого графика», утвержденного
Минэнерго России 04.03.2010.
В настоящее время завершены сварка линейной части и гидравлические испытания построенных
участков магистрального нефтепровода, строительная готовность НПС составила 85 %.
С целью обеспечения транспортировки нефти на участке Сковородино - Козьмино выполняется
расширение ВСТО-1 - строительство 5 новых нефтеперекачивающих станций, резервных ниток
подводных переходов магистрального нефтепровода через р.Ангара, Усть-Илимское водохранилище,
р.Лена, р.Алдан, объектов внешнего электроснабжения, объектов технологической связи.
ППМН через р. Лена введен в эксплуатацию в 2011 году, по остальным объектам в 1 квартале 2012
года велись строительно-монтажные работы, готовность НПС составляет 80 %.

Трубопроводная система «Заполярье – Пурпе - Самотлор»

Реализация проекта трубопроводной системы «Заполярье - Пурпе - Самотлор» осуществляется в
соответствии с распоряжением Правительства Российской Федерации от 22.04.2010 № 635-р
последовательно в два этапа по мере развития и обустройства новых месторождений:
проектирование и строительство нефтепроводов «Пурпе - Самотлор» и «Заполярье - Пурпе».
Целью проекта является транспортировка нефти из районов Ямало-Ненецкого автономного округа
и севера Красноярского края, в том числе Ванкорского месторождения, как на российские
нефтеперерабатывающие предприятия, так и на экспорт.
Трасса нефтепровода проходит по территории Ямало-Ненецкого и Ханты-Мансийского (Югры)
автономных округов Тюменской области.
Первый этап - магистральный нефтепровод «ПурПе» - «Самотлор» введен в эксплуатацию в 2011
году и включает линейную часть мощностью 25 млн. тонн нефти в год общей протяженностью 429
км диаметром 1020 мм, реконструкцию 2 НПС: «Пур-Пе» и «Самотлор», строительство
промежуточной НПС Вынгапур».
В целях дальнейшего развития трубопроводной системы «Заполярье - Пурпе - Самотлор» ОАО «АК
«Транснефть» приступило к разработке второго этапа - проекта магистрального нефтепровода
«Заполярье - Пурпе», что потребует строительства линейной части протяженностью около 490
км диаметром 1020/720 мм.
Предусматривается последовательное строительство и ввод в эксплуатацию очередей проекта по
мере готовности нефтяных компаний к сдаче подготовленной нефти в систему магистральных
трубопроводов ОАО «АК «Транснефть».
По итогам 1 квартала 2012 года по первой очереди завершены основные подготовительные работы,
построено 2,7 км линейной части, по второй и третьей очередям выполнялась разработка
проектной документации.

Нефтепровод «Сковородино – граница КНР»

Строительство нефтепровода «Сковородино - граница КНР» выполнено в соответствии с
Межправительственным Соглашением, заключенным между Российской Федерацией и Китайской
Народной Республикой.
Проектом предусмотрено сооружение на территории России линейной части мощностью 15
млн.тонн нефти в год, диаметром 720 мм, протяженностью 64 км, подводного перехода через реку
Амур диаметром 820 мм, протяженностью 1,1 км, приемо-сдаточного пункта на левом берегу реки
Амур в районе поселка Джалинда.
В сентябре 2010 года завершено строительство нефтепровода на территории Российской
Федерации и Китайской Народной Республики.

Каспийский трубопроводный консорциум (КТК)

В соответствии с договором от 22 июня 2007 года № 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 года № 01-13/530/565/18/09
доверительным управляющим находящихся в федеральной собственности 100 % акций компании
«КТК Компании» и «КТК Инвестментс Компании» (владеют 7 % акций ЗАО «КТК-Р» и АО «КТК-
К»).
Протяженность трубопроводной системы КТК составляет 1 510 км. Пропускная способность
действующей системы КТК - 28,2 млн. тонн нефти в год.
15 декабря 2010 года органами управления КТК было 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 в течение 2011-2015 гг. с текущих 28,2 млн. тонн нефти в
год (ММТГ) до 67 ММТГ (с использованием антифрикционных присадок – до 76 ММТГ).
Бюджет проекта расширения определен в размере 5,6 млрд. долл. США, включая 0,55 млрд. долл.
США уже понесенных расходов за 2004-2010 гг. на проектирование и авансирование производителей
оборудования длительного срока изготовления.
Финансирование проекта расширения будет осуществляться преимущественно за счет
собственных средств КТК, поступление которых гарантированно приостановкой погашения перед
акционерами задолженности по займам, поэтапным вводом в эксплуатацию объектов расширения и
применением принципа «качай или плати». Договор о принципах «качай или плати» подписан всеми
акционерами – добывающими компаниями.

ПАО «Транснефть». Ежеквартальные отчёты за 2012 год - часть 5