Geum.ru

Всоставе краткосрочных финансовых вложений на 31. 12. 2009 отражены депозиты в ОАО «Банк втб»: на 31. 12. 2009 в рублях на сумму 1 875 000 тыс руб

Вид материалаДокументы
4.2 Взаимоотношения с нефтедобывающими предприятиями и компаниями при транспортировке нефтепродуктов
Таблица 4.2.2 Сдача нефтепродуктов, в том числе по направлениям (пунктам назначения) в сравнении с уровнем 2008 года
4.2.3 Проблемы в части транспортировки нефтепродуктов в 2009 году.
4.2.4 Основные задачи в части транспортировки нефтепродуктов в 2010 году
4.2.5 Договоры купли/продажи долей, акций паев хозяйственных товариществ и обществ
5.1 Взаимоотношения с нефтедобывающими предприятиями и компаниями при транспортировке нефтепродуктов
5.2 Выполнение объемов «Комплексной программы диагностики, технического перевооружения, капитального ремонта и развития объектов
5.3 Технологии и материалы
Наименование показателя
Себестоимость услуг по видам выручки, млн. руб
Долгосрочная кредиторская задолженность
Оао «интер рао еэс»
Подобный материал:
1   2   3   4   5   6   7

4.2 Взаимоотношения с нефтедобывающими предприятиями и компаниями при транспортировке нефтепродуктов


Таблица 4.2.1 Прием нефтепродуктов в систему за 2009 год в сравнении с 2008 годом.






тыс.тонн

Показатели
2008 год
2009 год
% к 2008 году

Прием нефтепродуктов:

в т.ч. ресурсы производства НПЗ

29 787,51
28 467,10
95,6

Ачинский
9,97
0,29
2,9

Киришинефтеоргсинтез
3 033,24
2 751,57
90,7

Куйбышевский НПЗ
2 026,11
1 932,17
95,4

Лукойл-НОРСИ
1 681,54
2 302,84
136,9

«Лукойл Пермьнефтепродукт» ОАО
6,04
0
-

Мозырский
86,30
85,03
98,5

Московский
2 610,65
2 733,25
104,7

Ново-Куйбышевский
1 686,99
1 292,97
76,6

Ново-Уфимский
1 410,71
1 546,53
109,6

Омский
4 300,82
3 937,49
91,6

Рязанский
2 828,53
2 803,68
99,1

Салаватнефтеоргсинтез
1 936,39
1 473,31
76,1

Славнефть-ЯНОС
1 456,67
1 910,66
131,2

Сторонние
31,76
46,35
145,9

Сызранский
1 217,73
758,89
62,3

ТАИФ-НК
787,46
837,59
106,4

Уфанефтехим
2 891,22
2 413,70
83,5

Уфимский
1 785,34
1 640,82
91,9


Таблица 4.2.2 Сдача нефтепродуктов, в том числе по направлениям (пунктам назначения) в сравнении с уровнем 2008 года










тыс. тонн

Показатели
2008 год
2009 год
% к 2008 году

Сдача по направлениям, всего

в т.ч.
29 073,2
28 410,5
97,7

Для российских потребителей

11 185,3
8 787,4
78,6

На экспорт всего:

в т.ч. по направлениям
17 887,9
19 623,1
109,7

Скрудалиена (Латвия)
5 057,6
3 844,2
76,0

Ньирбогдань (Венгрия)
673,6
656,6
97,5

НБ Украины
251,0
119,1
47,5

С-Петербург (Морпорт)
2 593,5
2 442,5
94,2

Приморск (Морской терминал)
1 688,1
4 224,7
250,3

Нафтан (Белоруссия)
178,4
275,1
154,2

НБ Камбарка



435,3



НБ Промнефтьсервис



16,0



Брянск ж\д налив
619,5
690,2
111,4

Никольское ж\д налив
3 218,8
4 109,4
127,7

Гомель ж\д налив

1 616,1
1 716,7
106,2

Новоград-Волынский ж\д налив
1 357,9
642,1
47,3

Петропавловск ж\д налив
450,0
401,9
89,3

Челябинск ж\д (Казахстан)
183,4
49,3
26,9

До 2009 года производимое на российских НПЗ дизельное топливо Л-0,2-62 с фактическим содержанием серы до 2000 ppm, поставляемое на экспорт, использовалось на европейских НПЗ как сырьё для последующего производства дизельного топлива стандарта ЕВРО-5 для потребителей стран Евросоюза или в качестве печного топлива на промышленных предприятиях. С 1 января 2009 года в странах Евросоюза был введен запрет на использование в качестве печного топлива продукта с содержанием серы выше 1000 ppm. При этом на внешних рынках (Северо-Западной Европы и Средиземноморском) дизельное топливо с содержанием серы 1000 ppm торговалось с премией относительно дизельного топлива Л-0,2-62 с содержанием серы 2000 ppm.

Учитывая эти факторы, с целью достижения максимальной эффективности от экспорта дизельного топлива, а также принимая во внимание требования технического регламента, основные НПЗ Российской Федерации в 2009 году переориентировались на производство дизельного топлива Л-0,2-62 по ГОСТ 305-62 с фактическим содержанием серы до 1000 ppm в качестве экспортного продукта.

Вместе с нефтяными компаниями, НПЗ которых подключены к системе магистральных нефтепродуктопроводов, ОАО «АК «Транснефтепродукт» в мае – августе 2009 года осуществило плановый переход на транспортировку по системе магистральных нефтепродуктопроводов дизельного топлива Л-0,2-62 с фактическим содержанием серы до 1000 ppm.

При этом со стороны нефтяных компаний наметилась тенденция переориентации экспортных потоков в сторону российских морских портов и снижения объемов транспортировки в направлении портов прибалтийских государств. Так, в 2009 году существенно увеличились по сравнению с 2008 годом объемы транспортировки ДТ на экспорт в направлении НП «Никольское» (далее – порт Новороссийск) - на 0,9 млн. тонн и уменьшились в направлении НПС «Скрудалиена» (далее – порт Вентспилс) – на 1,2 млн. тонн.

На фоне снижения ресурсной базы дизельного топлива Л - 0,2 - 62 на подключенных НПЗ (Рязанская НПК, Уфимские НПЗ) в счет увеличения производства низкосернистого ДТ с содержанием серы не более 10 ppm произошло увеличение объемов транспортировки в направлении порта Приморск - на 2,5 млн. тонн и НБ «Камбарка» (далее – железнодорожным транспортом в порт Высоцк) – на 0,4 млн. тонн.

Общее увеличение объемов транспортировки нефтепродуктов на экспорт в 2009 году составило 1,7 млн. тонн.

В 2009 году наблюдалось снижение объемов транспорта нефтепродуктов на внутренний рынок РФ (-2,4 млн. тонн) вследствие уменьшения спроса на нефтепродукты в целом, а также невозможности по технологическим причинам осуществлять одновременную транспортировку широкого спектра светлых нефтепродуктов (высокооктановых автомобильных бензинов и ДТ с меньшим содержанием серы, например, 500 ppm) по основной системе нефтепродуктопроводов.


4.2.3 Проблемы в части транспортировки нефтепродуктов в 2009 году.


В соответствии с техническим регламентом «О требованиях к автомобильному и авиационному бензину, дизельному и судовому топливу, топливу для реактивных двигателей и топочному мазуту» (утвержден постановлением Правительства РФ от 27 февраля 2008 года № 118) в 2009 году происходило изменение в структуре производства дизельных видов топлива на нефтеперерабатывающих предприятиях РФ.

Согласно требованиям технического регламента, с 1 января 2009 года не разрешен выпуск в оборот дизельного топлива ниже класса 2 (содержание серы не более 500 ppm) за исключением дизельного топлива с содержанием серы не более 2000 ppm, используемого для сельскохозяйственной и внедорожной техники, выпуск в оборот которого допускается в течение 3 лет со дня вступления в силу регламента.

Транспортировка ДТ с содержанием серы не более 500 ppm по основной системе нефтепродуктопроводов на внутренний рынок в 2009 году не осуществлялась вследствие невозможности по технологическим причинам осуществлять перекачку партий малых объемов.

В 2009 году транспортировка дизельного топлива с содержанием серы не более 500 ppm осуществлялась от «Киришинефтеоргсинтеза» до ЛПДС «Красный Бор», НБ «Ручьи» и морского порта Санкт-Петербург, от Омского НПЗ в восточном направлении, от Московского НПЗ в направлении ЛПДС «Володарская» и по Московскому кольцевому нефтепродуктопроводу.

Транспортировка дизельного топлива с содержанием серы 500 ppm по основным направлениям (в том числе на экспорт) будет возможна в случае, если все НПЗ, сдающие дизельное топливо по данным направлениям, будут готовы обеспечить сдачу в систему МНПП продукта соответствующего качества.

Вследствие существенного уменьшения производства на подключенных НПЗ автомобильного бензина АИ-80 (-1,80 млн. тонн по сравнению с 2008 годом) в счет увеличения производства высокооктановых бензинов АИ-92 и выше (+ 2 млн. тонн по сравнению с 2008 годом) и невозможности перекачки АИ-92 по технологическим причинам объем транспортировки автомобильного бензина в страны Таможенного союза и на внутренний рынок России снизился в 2009 году на 0,7 млн. тонн.

Транспортировка дизельного топлива с содержанием серы 500 ppm по основным направлениям (в том числе на экспорт) будет возможна в случае, если все НПЗ, сдающие дизельное топливо по данным направлениям, будут готовы обеспечить сдачу в систему МНПП ДТ соответствующего качества.


4.2.4 Основные задачи в части транспортировки нефтепродуктов в 2010 году


В 2010 году планируется увеличить объемы транспортировки ДТ на экспорт на следующих направлениях:

- морской порт Приморск (ДТ 10 ppm) – на 1,69 млн. тонн;

- НБ «Камбарка» (ДТ 10 ppm) – на 0,77 тыс. тонн.

Общее увеличение объемов транспортировки нефтепродуктов на экспорт в 2010 году планируется в объеме 0,6 млн. тонн.


4.2.5 Договоры купли/продажи долей, акций паев хозяйственных товариществ и обществ

Договоры купли/продажи долей, акций паев хозяйственных товариществ и обществ за отчетный период не заключались.

По состоянию на 31 декабря 2009 года стоимость долгосрочных финансовых вложений ОАО «АК «Транснефтепродукт» составила 34 544 630 тыс. рублей. Общая сумма вложений в уставные капиталы дочерних и зависимых обществ составила на конец отчетного года 33 704 247 тыс. руб. (на начало отчетного года – 33 704 247 тыс. руб.).

Текущая рыночная стоимость вложений в уставные капиталы прочих организаций, акции которых имеют рыночные котировки, составила на отчетную дату 80 280 тыс. руб. (на начало года их стоимость составляла 41 900 тыс. руб.).

Кроме акций и долей обществ, входящих в Группу компаний «Транснефтепродукт», Компании принадлежат государственные ценные бумаги и акции компаний, котирующихся на рынке. Облигации внутреннего государственного валютного займа (ОВГВЗ) по состоянию на начало года в сумме 45 480 тыс. руб. и на конец года в сумме 49 399 тыс. руб.


  1. Качественные изменения в организации работы
    ОАО «АК «Транснефтепродукт»


5.1 Взаимоотношения с нефтедобывающими предприятиями и компаниями при транспортировке нефтепродуктов


В настоящее время, в связи с действием на территории стран Европейского союза стандарта ЕВРО-5 и высокой дизелизацией европейского автомобильного парка, спрос на дизельное топливо ЕВРО-5 с содержанием серы не более 10 ppm неуклонно возрастает. Российские нефтеперерабатывающие предприятия, ориентированные на производство данного дизельного топлива, наращивают производственные мощности и увеличивают объёмы экспортных поставок.

В этой ситуации ОАО «АК «Транснефтепродукт» завершило необходимые мероприятия, направленные на транспортировку дополнительных объемов дизельного топлива в направлении порта Приморск от Ярославского, Рязанского и Нижегородского НПЗ.

В 2009 году ОАО «АК «Транснефтепродукт» начало осуществлять перекачку дизельного топлива ЕВРО-5 с содержанием серы не более 10 ppm производства Уфимских НПЗ в направлении НБ «Камбарка» (далее – транспортировка железнодорожным транспортом в направлении порта Высоцк).

Также ОАО «АК «Транснефтепродукт» проводит комплекс мероприятий, направленный на обеспечение технической возможности приёма и транспортировки дизельного топлива ЕВРО-5 от НПЗ ОАО «ТАИФ-НК» и от строящегося Комплекса нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводов ОАО «ТАНЕКО» в г. Нижнекамске.

Возросший спрос на внутреннем рынке РФ на высокооктановый бензин привел в 2009 году к резкому снижению производства низкооктановых автобензинов А-76 и Нормаль-80, производство автобензина Регуляр-92 существенно увеличилось.

С целью увеличения объёмов транспортировки и удовлетворения спроса, ОАО «АК «Транснефтепродукт» осуществляет транспортировку автобензина Регуляр-92, производимого на Башкирских НПЗ, в направлении Петропавловска и Челябинска, и производимого на Омском НПЗ по МНПП «Омск-Сокур», а также ведёт переговоры с ОАО «НК «Роснефть» о начале транспортировки автобензина Регуляр-92 от Самарских и Сызранского НПЗ на сбытовые предприятия Самарской, Тамбовской и Воронежской областей.


5.2 Выполнение объемов «Комплексной программы диагностики, технического перевооружения, капитального ремонта и развития объектов магистральных нефтепродуктопроводов»

В соответствии с утвержденной «Комплексной программой диагностики, технического перевооружения, капитального ремонта и развития объектов магистральных нефтепроводов на 2009 год» были выполнены объемы работ, обеспечившие транспортировку нефтепродуктов с НПЗ России и на экспорт в соответствии с заявками нефтяных компаний.

В ходе реализации Комплексной программы 2009 года выполнены следующие основные физические показатели:
  • Проведена Внутритрубная диагностика (ВТД) линейной части (ЛЧ) внутритрубными диагностическими приборами (ВИП) с указанием нефтепродуктопроводов и их участков протяженностью 1807 км или 88% от общей протяженности подлежащих ВТД;
  • Проведена Внутритрубная диагностика (ВТД) подводных переходов (ППМНПП) нефтепроводов внутритрубными диагностическими приборами (ВИП) с указанием нефтепродуктопроводов и их участков общим количеством - 79шт., протяженностью 178,4км;
  • Проведена диагностика технологических нефтепродуктопроводов на 15 НПС общей протяженностью 83,3 км;
  • Проведено 1504 устранений дефектов при капитальном ремонте с заменой труб линейной части;
  • Проведено 3396 устранений дефектов методом выборочного ремонта;
  • Устранено 10 соединительных деталей незаводского изготовления;
  • Обследовано 239 резервуаров общей емкостью 1 256 тыс. м3;
  • Осуществлен капитальный ремонт и реконструкция 10 резервуаров общей емкостью 45,2 тыс. м3;
  • Заменено 6 магистральных и подпорных (наливных) насосных агрегатов;
  • Выполнена диагностика с определением остаточного ресурса 34 магистральных и подпорных насосов;
  • Осуществлён капитальный ремонт 18 насосных агрегатов;
  • Заменено 17 задвижек;
  • Осуществлена реконструкция системы внешнего электроснабжения на 1 ЛПДС;
  • Осуществлен капитальный ремонт агрегатных задвижек на 1 ЛПДС;
  • Осуществлен капитальный ремонт ВЛ-6 кВ электроснабжения СКЗ ЭХЗ на 1 ЛПДС;
  • Проведено 14 капитальных ремонтов объектов ЭХЗ;
  • Выполнено 19 ремонтов объектов электротехнического оборудования;
  • Проведено 8 капитальных ремонтов электродвигателей, 6 капитальных ремонтов электрооборудования трансформаторных подстанций и ЩСУ;
  • Осуществлен ремонт 4 котлоагрегатов и 410 метров теплотрасс.


Всего по ОАО «АК «Транснефтепродукт» подлежало аттестации на предмет соответствия требованиям Правил устройства электроустановок, Правил технической эксплуатации электроустановок потребителей, Межотраслевых правил по охране труда (правил безопасности) при эксплуатации электроустановок потребителей, Правил устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов, Правил устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды, Правил технической эксплуатации тепловых энергоустановок, Правил техники безопасности при эксплуатации теплопотребляющих установок и тепловых сетей потребителей, действующих регламентов и Положений Компании и ОАО и возможной безопасной и безаварийной эксплуатации 142 объекта.

Аттестовано при первичной аттестации 108 объектов (в т.ч. 27 объектов электрохозяйства, 66 объектов линейной части, 15 объектов теплоэнергоустановок).

Аттестовано при повторной аттестации 34 объекта (в т.ч. 11 объектов электрохозяйства, 12 объектов линой части, 11 объектов теплоэнергоустановок).

Техническое обслуживание и ремонт линейного оборудования проведен полностью в соответствии с утвержденными планами-графиками планово-предупредительного ремонта 2009 года.

Ремонт и восстановление защитных сооружений, запланированные и включенные в график ТОР на 2009 год выполнены в полном объеме.

План капитального ремонта магистральных насосов выполнен в полном объеме.


5.3 Технологии и материалы

Противотурбулентные присадки

В связи с общим старением и наличием на отдельных направлениях лимитирующих по объемам перекачки участков МНПП, Компанией была проведена научная проработка и поиск соответствующих противотурбулентных присадок, которые предназначены либо для увеличения пропускной способности, либо для облегчения гидравлических нагрузок на трубопровод. При этом было установлено, что отечественные и импортные присадки применялись в России только на нефтепроводах и не имели необходимых разрешений для применения при перекачке моторных топлив.

После анализа технических предложений ряда фирм, работающих в области противотурбулентных присадок, было принято к рассмотрению предложение фирмы «Fortum Oil and Gas», Финляндия, (с февраля 2004 года – компания «M-I Finland Oy», США), присадка которой использовалась при перекачке дизельного топлива по блокировочным трубопроводам в Финляндии и подтвердила свою высокую эффективность.

Противотурбулентная присадка Necadd-447 (далее – присадка) представляет собой полученный на основе альфаолефинов высокомолекулярный сополимер в натуральном рапсовом масле. Присадка имеет сертификат соответствия, положительное санитарно-эпидемио-логическое заключение Государственной санэпидслужбы РФ, разрешение на применение Госгортехнадзора РФ, допуск к применению Межведомственной комиссии Госстандарта России.

В целях определения возможности применения присадки на нефтепродуктопроводах России и влияния ее на качественные показатели перекачиваемых нефтепродуктов были проведены испытания во ВНИИНП, на основании которых было получено заключение, что присадка влияет только на коэффициент фильтруемости дизельного топлива, а остальные паспортные показатели не изменяются.

В результате проведенных опытно-промышленных транспортировок выявлено:

1. Присадка существенно снижает давление, необходимое на перекачку, при условии поддержания постоянного максимального расхода в трубопроводе.

2. Присадка увеличивает пропускную способность участка продуктопровода при поддержании постоянного максимального давления.

3. При перекачке обработанного присадкой дизельного топлива по линейной части трубопровода на расстоянии более 320 км разрушения присадки не установлено, что позволяет использовать ее на участках большой протяженности, а также при транзитных перекачках минуя перекачивающие станции. При перекачках на участках МНПП, состоящих из нескольких перегонов, присадка вводилась на каждой перекачивающей станции, так как присадка практически полностью разбивается магистральными насосами.

4. Применение присадки позволяет обеспечить существенную экономию электроэнергии (при условии размещения ПС через 100-150 км).

С 2002 года в Компании начато промышленное применение противотурбулентной присадки на магистральных нефтепродуктопроводах, что позволило увеличить пропускную способность МНПП на отдельных направлениях по трубопроводам Dу=500 мм на 10-20% при средней концентрации вводимой присадки 5-15 г/тонну. По трубопроводу Dу=250 мм прирост производительности составляет 10-12% при средней концентрации вводимой присадки около 15 г/тонну.

Применение противотурбулентной присадки Necadd-447 позволило увеличить производительность: на МНПП «Уфа-Западное направление» (ОАО «Уралтранснефтепродукт») с 25000 тн/сут. до 29500 тн/сут. На участке МНПП Омск-Петропавловск МНПП «Уфа-Омск» (ОАО «Сибтранснефтепродукт») с 8000 тн/сут., до 9500 тн/сут., на МНПП «Красный Бор – Морской Порт» (ОАО «Петербургтранснефтепродукт») с 4800 тн/сут. до 7140 тн/сут., на МНПП «8Н-Дисна» (ОАО «Юго-Запад транснефтепродукт») с 9600 тн/сут. до 17000 тн/сут.


Применение насосов нового поколения

С 2008 года на ЛПДС «Сызрань» ОАО «Юго-Запад транснефтепродукт» эксплуатируется магистральный насос №1 НММ 1250-400-2 (наработка на 01.04.2010 - 4278 часов) и с 2009 года - магистральный насос №4 НММ 1250-260-2 (наработка- 2435 часов), разработанные и изготовленные в России, ЗАО «Гидромаш Холдинг». Эти насосы имеют существенные преимущества перед широко используемыми на нефтепродуктопроводах насосами типа НМ, производящимися на Украине (завод «Насосэнергомаш», г. Сумы), в том числе:
  • исключена потребность в использовании маслосистемы для смазки и охлаждения подшипников, которые смазываются и охлаждаются перекачиваемым нефтепродуктом;
  • повышена жесткость ротора, что способствует уменьшению величины его прогиба между опорами, снижены шум и вибрация при работе насоса;
  • увеличена надежность работы подшипниковых узлов, упрощено обслуживание;
  • КПД насоса увеличен на 4% за счет исключения потерь на трение масла в выносных опорах подшипниковых узлов, а также применения металлокерамических подшипников скольжения, обладающих высокой твердостью, износоустойчивостью и ударной вязкостью (коэффициент трения 0,003-0,008).

Новые насосы российского производства имеют те же посадочные размеры, что и насосы сумского завода при уменьшенных габаритах и массе. Это дает возможность свести к минимуму затраты при замене насосов, отработавших установленный ресурс, на новые без изменения конструкции фундамента. В декабре 2009 года на ЛПДС «Никольская» на насосном агрегате №4 произведена замена выемной части насоса НМ 1250-400 на выемную часть НММ 1250-400 без замены корпуса, что позволило улучшить насосные характеристики и отказаться от подачи масла для смазки подшипников из маслосистемы насоса, сократив тем самым общий расход масла. Наработка насоса с замененной выемной частью на 01.04.2010 составила 1140 часов. Замечаний по работе новых насосов НММ нет.
  1. Основные финансово-экономические показатели
    ОАО «АК «Транснефтепродукт»


Результаты деятельности за период


Наименование показателя
2008
2009
Изменение 2009 к 2008, %

Объем транспортировки, млн. тонн.
29,2
28,2
-3,5%

Тарифная выручка, млн. руб.
12 755
18 673
46,4%

Себестоимость продаж, млн. руб.
5 962
10 932
83,4%

Чистая прибыль, млн. руб.
839
3 499
316,8%

Рентабельность чистой прибыли
6,6%
18,7%
х

Стоимость чистых активов, млн. руб.
19 188
22 686
18,2%


В 2009 году выручка ОАО «АК «Транснефтепродукт» по сравнению с 2008 годом увеличилась на 46,4%, что явилось следствием:
  • увеличения среднего тарифа за услуги по транспортировке нефтепродуктов по МНПП, обусловленного изменением грузопотоков;
  • корректировки тарифов за услуги по транспортировке нефтепродуктов по МНПП;
  • увеличения объемов транспортировки на порт Приморск;
  • консолидации в ОАО «АК «Транснефтепродукт» поступления выручки от клиентов, ранее частично поступавшей непосредственно в дочерние общества, вследствие централизации договорной работы с клиентами.



Себестоимость продаж в 2009 году увеличилась по сравнению с 2008 годом на 83,4%.

Себестоимость продаж Компании – это затраты на оплату услуг трубопроводных дочерних компаний по договору на оказание услуг по транспортировке нефтепродуктов, которые формируются, исходя из внутреннего расчетного тарифа (ВРТ).



Себестоимость услуг по видам выручки, млн. руб
2008 год
2009 год
Изменение

%

Услуги по транспортировке нефтепродуктов (ВРТ)
5 960 
10 917
83,2

Прочие услуги
2

15
658,5

Итого
5 962
10 932
83,4



В соответствии с Методикой, утвержденной ФСТ РФ, Компания перечисляет средства трубопроводным компаниям Группы по внутреннему расчетному тарифу (ВРТ), исходя из принципа соответствия их плановых доходов и расходов от осуществления услуг по транспортировке нефтепродуктов с учетом прибыли, необходимой для осуществления инвестиций в объекты трубопроводной системы.

Существенный рост затрат на оплату услуг трубопроводных дочерних компаний обусловлен изменением политики Компании в части консолидации поступающей выручки от клиентов. Так, до 1 октября 2008 года трубопроводные дочерние общества самостоятельно заключали договоры с клиентами на услуги поставки и диспетчеризации нефтепродуктов на внутренний рынок. С 1 октября 2008 года ОАО «АК «Транснефтепродукт» провело централизацию договорной работы в части указанных услуг. Данный фактор привел к снижению выручки, получаемой трубопроводными дочерними обществами ОАО «АК «Транснефтепродукт» по самостоятельно заключаемым договорам, что привело к необходимости повышения ВРТ, т.к. операционные затраты дочерних обществ и их потребности в проведении технического перевооружения, капитального ремонта и развития объектов магистральных нефтепродуктопроводов остались на прежнем уровне.

Чистые активы Компании в 2009 году увеличились с 19 188 млн. рублей по состоянию на начало года до 22 686 млн. рублей по состоянию на конец года. Прирост значительный по сравнению с предыдущим годом, что связано с изменением курсовой разницы по привлеченным обязательствам.

Существенным фактором, повлиявшим на чистую прибыль, стали курсовые разницы, вызванные существенным изменением курса доллара США к рублю, что привело к изменениям в оценке как активов, выраженных в валюте, так и обязательств. Так, прибыль от продаж в 2008 году составляла 5 978 млн. рублей, в 2009 – 6 823 млн. рублей. При этом курсовой убыток в 2008 году составил 3 415 млн. рублей, в 2009 – 422 млн. руб.

Следует также отметить, что ОАО «АК «Транснефтепродукт» в 2009 году досрочно погашало кредитные обязательства. Это привело к снижению процентной нагрузки Компании, что, в свою очередь, положительно влияет на показатель чистой прибыли. Сумма досрочного погашения обязательств составила 7 014 млн. руб.


Краткосрочная дебиторская задолженность


Показатель
На 01.01.2009

На 31.12.2009

Всего, тыс. руб.
3 041 850

2 564 770

в том числе:
расчеты с покупателями и заказчиками
3 989

41 118

авансы выданные
198 347

50 898

расчеты по налогам и сборам
1 017 267

334 990

прочая
1 822 247

2 137 764


В состав прочей краткосрочной дебиторской задолженности включено:

тыс. руб.

Показатель
На 01.01.2009

На 31.12.2009

Займы беспроцентные дочерним предприятиям

1 686 322
1 875 322

Дебиторская задолженность по агентским договорам
6 174
190 556

Проценты по займу, выданному ООО «БалттрансСервис»

117 068
66 489

Прочее
12 683
5 397

Итого
1 822 247
2 137 764


В составе задолженности дочерних обществ по договорам беспроцентных займов отражена задолженность следующих обществ:

тыс. руб.

Показатель
На 01.01.2009
На 31.12.2009

ОАО «Средне-Волжский транснефтепродукт»

1 135 000
1 646 000

ОАО «Юго-Запад транснефтепродукт»
250 000
100 000

ОАО «Северо-Кавказский транснефтепродукт»
71 322
64 322

ОАО «Петербургтранснефтепродукт»

-
55 000

ОАО «Уралтранснефтепродукт»
230 000
 -

ОАО «Институт Нефтепродуктпроект»
-
10 000

Итого
1 686 322
1 875 322



Долгосрочная дебиторская задолженность

тыс. руб.

Показатель
На 01.01.2009

На 31.12.2009

Всего
560 118

76 200

расчеты с покупателями и заказчиками
-

-

авансы выданные
-

-

прочая
560 118

76 200


В состав долгосрочной дебиторской задолженности (платежи по которой ожидаются более чем через 12 месяцев после отчетной даты) в приложении к бухгалтерскому балансу (форме № 5) по строке 623 включено:


тыс. руб.

Показатель
На 01.01.2009

На 31.12.2009

Проценты по займам, выданным

ООО «Балттрансервис»
545 768
63 591

Ссуды сотрудникам
14 350
12 609

Итого
560 118
76 200

По состоянию на 31.12.2009 резерв по сомнительным долгам не создавался, как и на 31.12.2008, по причине отсутствия просроченной задолженности по реализации товаров, работ, услуг.

В составе дебиторской задолженности по налогам и сборам по состоянию на 31.12.2009 отражена задолженность бюджета перед Обществом по возмещению НДС, которая образовалась вследствие применения Обществом ставки НДС 0% по услугам транспортировки нефтепродуктов на экспорт и задержкой по возмещению НДС из бюджета, в сумме 333 289 тыс. руб. (на 01.01.2009 - 233 871 тыс. руб.).

По состоянию на 01.01.2009 в составе дебиторской задолженности отражена задолженность бюджета по налогу на прибыль в сумме 781 158 тыс. руб., которая была возвращена Обществу в течение 2009 года.


По статье покупатели и заказчики

тыс. руб.

Показатель
На 01.01.2009

На 31.12.2009

Дебиторская задолженность по консультационным договорам
3 026
20 351

Дебиторская задолженность по агентским договорам
733
20 148

Прочие
230
619

Итого
3 989
41 118


По статье покупатели и заказчики отсутствует просроченная задолженность, вся задолженность является текущей.


По выданным авансам

тыс. руб.

Показатель
На 01.01.2009

На 31.12.2009

Дебиторская задолженность по авансам выданным за услуги ДАО по перекачке нефтепродуктов

145 894
-

Дебиторская задолженность по авансам выданным за услуги Ульбино Консалтинг ИНК по аренде помещения
29 057
29 057

Дебиторская задолженность по авансам выданным за услуги по аренде помещения прочая
9 360
2 769

Дебиторская задолженность по авансам выданным за услуги по техподдержке и прочему программному обеспечению
1 456
6 611

Дебиторская задолженность по авансам выданным за услуги по страхованию
2 764
5 033

Прочие
9 816
7 428

Итого
198 347
50 898


В составе краткосрочной дебиторской задолженности в составе авансов, выданных под предстоящие поставки, работы, услуги, по состоянию на 31.12.2009 отражен аванс, выданный Ульбино Консалтинг ИНК в сумме 29 057 тыс. руб., по договору аренды имущества. Данные услуги не были оказаны Обществу, и возврат денежных средств не произведен контрагентом. В связи с этим Обществом подано исковое заявление в суд. Судебное заседание назначено на 22.03.2010.


Кредиторская задолжненность

тыс. руб
На 01.01.2009

На 31.12.2009

Краткосрочная кредиторская задолженость

9 594 481

5 718 937

расчеты с поставщиками и подрядчиками
337 906

1 792 403

авансы полученные
1 415 900

2 778 347

расчеты по налогам и сборам
1 010

36 477

кредиты
7 604 960

374 249

займы
-

-

прочая
234 705

737 461










Долгосрочная кредиторская задолженность
16 766 415

14 214 774

кредиты
16 766 415

14 214 774

займы
-

-

прочая
-

-


В составе краткосрочной кредиторской задолженности отражены:
  • задолженность перед дочерними предприятиями за услуги по выполнению планового задания по приему нефтепродуктов, доставке (перекачке) в пункты назначения, отгрузке в пункте назначения (строка 641 приложения к бухгалтерскому балансу (форма № 5) – 1 764 739 тыс. руб. и 330 404 тыс. руб. по состоянию на 31.12.2009 и 01.01.2009 соответственно;
  • авансы покупателей и заказчиков (строка 642 приложения к бухгалтерскому балансу (форма № 5) – 2 845 176 тыс. руб. и 1 530 362 тыс. руб. по состоянию на 31.12.2009 и 01.01.2009 соответственно, за минусом НДС с авансов, полученных от покупателей, который составил 66 829 тыс. руб. и 114 462 тыс. руб. по состоянию на 31.12.2009 и на 01.01.2009 соответственно.


Прочая кредиторская задолженность, тыс. руб

Показатель
На 01.01.2009

На 31.12.2009

Возмещение НДС из бюджета для перечисления клиентам по транспортировке
172 213
-

Возмещение расходов по транспортировке нефтепродуктов за пределами РФ
 60 445
349 026

Возмещение расходов по перевалке нефтепродуктов в порту «Приморск»
-
238 993

Прочие кредиторы
2 047
149 442

Итого
234 705
737 461



По задолженности перед бюджетом, тыс. руб.

Показатель
На 01.01.2009
На 31.12.2009

Кредиторская задолженность по налогу на прибыль
-
33 233

Кредиторская задолженность по НДС
-
-

Кредиторская задолженность по налогу на имущество
707
776

Кредиторская задолженность по транспортному налогу
286
569

Прочие
17
1 899

Итого
1 010
36 477


По задолженности перед бюджетом отсутствует просроченная задолженность, вся задолженность является текущей.


Долгосрочные и краткосрочные финансовые вложения.

Состав долгосрочных финансовых вложений.

тыс. руб.

Показатель
На 01.01.2009
На 31.12.2009

Инвестиции в дочерние общества
33 702 872
33 702 872

Инвестиции в зависимые общества
1 375
1 375

Финансовые вложения в акции, котирующиеся на фондовой бирже, в том числе:
41 900
80 281

ОАО «Русгидро»
5 533
10 450

ОАО «ФСК ЕЭС»
3 331
8 638

ОАО Холдинг МРСК
2 117
8 455

ОАО «Ростелеком»
12 970
7 392

ОАО «Сургутнефтегаз»
3 038
7 305

ОАО «Башкирэнерго»
1 200
6 146

ОАО «ИНТЕР РАО ЕЭС»
703
5 358

прочие
13 008
26 537

ОВГВЗ
45 480
49 399

Предоставленный заем ООО «БалттрансСервис»
2 902 363
636 713

Вклады в уставные капиталы прочих организаций
75 050
75 050

Резерв под обесценение финансовых вложений
-
(1 060)

Итого
36 769 040
34 544 630


Информация о финансовых вложениях в дочерние и зависимые организации Общества:


Дочерние общества

Наименование Общества
Место нахождения Общества
Доля участия

На 01.01.2009
На 31.12.2009

тыс. руб.
%
тыс. руб.
%

ОАО «Подводспецтранснефтепродукт»

г. Самара
1 473
100
1 473
100

ОАО «Рязаньтранснефтепродукт»
г. Рязань
651 254
100
651 254
100

ОАО «Петербургтранснефтепродукт»
г. Санкт-Петербург
374 480
100
374 480
100

ОАО «Институт «Нефтепродукт-

Проект»
г. Волгоград
1 840
100
1 840
100

ОАО «Северо-Кавказский транснефтепродукт»
г. Армавир
18 517
100
18 517
100

ОАО «Мостранснефтепродукт»
г. Москва
111 509
100
111 509
100

ОАО «Телекомнефтепродукт»
Московская обл.,

г. Люберцы
104 840
100
104 840
100

ОАО «Уралтранснефтепродукт»
Респ. Башкортостан

г. Уфа
131 456
86,2
131 456
86,2

ОАО «Юго-Запад транснефтепродукт»
г. Самара
2 061 722
100
2 061 722
100

ОАО «Сибтранснефтепродукт»
г. Омск
78 324
100
78 324
100

ОАО «Средне-волжский транснефтепродукт»
Респ.

Татарстан,

г. Казань
3 741 505
100
3 741 505
100

ОАО «Торговый дом «Транснефтепродукт»
г. Москва
1 999
99,95
1 999
99,95

ООО ЧОП «Спецтранснефтепродукт»
г. Москва
7 992
99,9
7 992
99,9

ООО «Балттранснефтепродукт»
Ленинградская обл., п. Красный Бор
26 376 961
91,9
26 376 961
91,9

ООО «Сот-транс»
г. Москва
39 000
64,96
39 000
64,96

Итого:



33 702 872



33 702 872