Оглавление (стр. 3 )

5.  Качественные изменения в организации работы
«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 «Транснефтепродукт» завершило необходимые мероприятия, направленные на транспортировку дополнительных объемов дизельного топлива в направлении порта Приморск от Ярославского, Рязанского и Нижегородского НПЗ.

В 2009 году «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 «Транснефтепродукт» проводит комплекс мероприятий, направленный на обеспечение технической возможности приёма и транспортировки дизельного топлива ЕВРО-5 от НПЗ -НК» и от строящегося Комплекса нефтеперерабатывающих и нефтехимических
заводов 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, «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 «Роснефть» о начале транспортировки автобензина Регуляр-92 от Самарских и Сызранского НПЗ на сбытовые предприятия Самарской, Тамбовской и Воронежская обл." href="/text/category/voronezhskaya_obl_/" rel="bookmark">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 «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 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» () с 25000 тн/сут. до 29500 тн/сут. На участке МНПП Омск-Петропавловск МНПП «Уфа-Омск» () с 8000 тн/сут., до 9500 тн/сут., на МНПП «Красный Бор – Морской Порт» () с 4800 тн/сут. до 7140 тн/сут., на МНПП «8Н-Дисна» (-Запад транснефтепродукт») с 9600 тн/сут. до 17000 тн/сут.

Применение насосов нового поколения

С 2008 года на ЛПДС «Сызрань» -Запад транснефтепродукт» эксплуатируется магистральный насос №1 НММ (наработка на ) и с 2009 года - магистральный насос №4 НММ (наработка - 2435 часов), разработанные и изготовленные в России, 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 на выемную часть НММ 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.

6.  Основные финансово-экономические показатели
«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 «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 «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 «Транснефтепродукт» провело централизацию договорной работы в части указанных услуг. Данный фактор привел к снижению выручки, получаемой трубопроводными дочерними обществами «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 смлн. рублей по состоянию на начало года домлн. 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 «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	2
в том числе: расчеты с покупателями и заказчиками	3 989	41 118
авансы выданные		50 898
расчеты по налогам и сборам	1
прочая	1	2

В состав прочей краткосрочной дебиторской задолженности включено:

тыс. руб.

Показатель	На 01.01.2009	На 31.12.2009
Займы беспроцентные дочерним предприятиям	1	1 875 322
Дебиторская задолженность по агентским договорам	6 174
Проценты по займу, выданному		66 489
Прочее	12 683	5 397
Итого	1	2

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

тыс. руб.

Показатель	На 01.01.2009	На 31.12.2009
-Волжский транснефтепродукт»	1	1 646 000
-Запад транснефтепродукт»		100 000
-Кавказский транснефтепродукт»	71 322	64 322
	-	55 000
		-
Нефтепродуктпроект»	-	10 000
Итого	1	1

Долгосрочная дебиторская задолженность

тыс. руб.

Показатель	На 01.01.2009	На 31.12.2009
Всего		76 200
расчеты с покупателями и заказчиками	-	-
авансы выданные	-	-
прочая		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		63 591
Ссуды сотрудникам	14 350	12 609
Итого		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 01.01.2 871 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		-
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		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	5
расчеты с поставщиками и подрядчиками		1
авансы полученные	1	2
расчеты по налогам и сборам	1 010	36 477
кредиты	7
займы	-	-
прочая
Долгосрочная кредиторская задолженность	16	14
кредиты	16	14
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 тыс. руб. и 1 тыс. руб. по состоянию на 31.12.2009 и 01.01.2009 соответственно, за минусом НДС с авансов, полученных от покупателей, который составилтыс. 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
Возмещение расходов по перевалке нефтепродуктов в порту «Приморск»	-
Прочие кредиторы	2 047
Итого

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	33
Инвестиции в зависимые общества	1 375	1 375
Финансовые вложения в акции, котирующиеся на фондовой бирже, в том числе:	41 900	80 281
	5 533	10 450
ЕЭС»	3 331	8 638
МРСК	2 117	8 455
	12 970	7 392
	3 038	7 305
	1 200	6 146
РАО ЕЭС»	703	5 358
прочие	13 008	26 537
ОВГВЗ	45 480	49 399
Предоставленный заем	2
Вклады в уставные капиталы прочих организаций	75 050	75 050
Резерв под обесценение финансовых вложений	-	(1 060)
Итого	36	34

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.	%
	г. Самара	1 473	100	1 473	100
	г. Рязань		100		100
	г. Санкт-Петербург		100		100
«Нефтепродукт- Проект»	г. Волгоград	1 840	100	1 840	100
-Кавказский транснефтепродукт»	г. Армавир	18 517	100	18 517	100
	г. Москва		100		100
	Московская обл." href="/text/category/moskovskaya_obl_/" rel="bookmark">Московская обл., г. Люберцы		100		100
	Респ. Башкортостан (Башкирия)" href="/text/category/bashkortostan__bashkiriya_/" rel="bookmark">Башкортостан г. Уфа		86,2		86,2
-Запад транснефтепродукт»	г. Самара	2	100	2	100
	г. Омск	78 324	100	78 324	100
-волжский транснефтепродукт»	Респ. Татарстан" href="/text/category/tatarstan/" rel="bookmark">Татарстан, г. Казань	3	100	3	100
дом «Транснефтепродукт»	г. Москва	1 999	99,95	1 999	99,95
«Спецтранснефтепродукт»	г. Москва	7 992	99,9	7 992	99,9
	Ленинградская обл." href="/text/category/leningradskaya_obl_/" rel="bookmark">Ленинградская обл., п. Красный Бор	26	91,9	26	91,9
-транс»	г. Москва	39 000	64,96	39 000	64,96
Итого:		33		33

Зависимые общества

Наименование Общества	Место нахождения Общества	Доля участия
На 01.01.2009	На 31.12.2009
%	тыс. руб.	%	тыс. руб.
	Латвия	34%	365	34%	365
	Российская Федерация	25%	1 010	25%	1 010

В рамках реализации проекта «Север» Компания в период с 2006 по 2007 годы предоставило ООО «БалттрансСервис», заказчику строительства морского терминала «Приморск», серию долгосрочных займов на общую сумму 3 732 333 тыс. руб. Погашение займов в соответствии с условиями договоров производится двадцатью равными полугодовыми платежами, последний платеж производится 10.01.2019. В течение 2009 года было погашено 2 347 302 тыс. руб. (в 2008 – тыс. руб.). Долгосрочная часть задолженности перед Компанией по состоянию на 31.12.2009 и 01.01.2009 составила 636 713 тыс. руб. и 2 902 363 тыс. руб. соответственно.

В составе долгосрочных финансовых вложений по состоянию на 31.12.2009 отражены облигации внутреннего государственного валютного займа 7 транша (ОВГВЗ), выпущенные 14.05.1996, на сумму тыс. руб. (1 633 321 долларов США) (на 01.01.2 480 тыс. руб. (1 547 975 долларов США)). Купонный доход по ОВГВЗ составляет 3 % годовых. Облигации подлежат погашению 14.05.2011 по номиналу. Указанные облигации отражены в отчетности по стоимости приобретения с учетом накопленного дисконта
.

Краткосрочные финансовые вложения

В составе краткосрочных финансовых вложений на 31.12.2009 отражены депозиты в ВТБ»: на 31.12.2009 в рублях на сумму 1 875 000 тыс. руб. и в валюте на сумму 1 134 158 тыс. руб. тыс. долларов США); на 01.01.2009 - в валюте на сумму 2 144 770 тыс. руб. тыс. долларов США). По строке 250 «Краткосрочные финансовые вложения» бухгалтерского баланса (форма № 1) также отражена краткосрочная часть займа, выданного в рамках проекта «Север»: по состоянию на 01.01.2009 на сумму 161 242 тыс. руб. со сроками погашения 10.01.2009 и 10.07.2009 и по состоянию на 31.12.2009 на сумму 79 589 тыс. руб. со сроками погашения 10.01.2010 и 10.07.2010.