«Транснефть»: результаты и обновление трубопроводной системы

Результаты первого полугодия

Чистая прибыль группы «Транснефть» по международным стандартам финансовой отчётности за первое полугодие 2026 года составила 148,3 млрд рублей, снизившись на 3,3%. Во втором квартале прибыль выросла на 3%, до 75,3 млрд рублей. Консенсус аналитиков, составленный Интерфаксом, предполагал соответственно 141 млрд и 68 млрд рублей. Ближе всего оказались прогнозы «Т-Инвестиций» и «БКС Мир инвестиций»: 145 млрд и 72 млрд рублей.

Полугодовая выручка достигла 740 млрд рублей, увеличившись на 3%; квартальная — 378,8 млрд рублей, на 5,8% больше год к году. Прибыль до процентов, налога и амортизации за полугодие снизилась на 4%, до 295 млрд рублей, за квартал — на 6%, до 140,1 млрд рублей. Расходы по налогу на прибыль составили 92 млрд рублей при ставке 40%. Компания связала снижение прибыли с динамикой операционного результата и процентных доходов, а давление на расходы — с инфляцией. По её оценке, действующая индексация тарифов не полностью покрывала увеличение операционных и капитальных затрат.

Предшествующий год и обесценение активов

За 2025 год чистая прибыль «Транснефти» по МСФО составила 226,1 млрд рублей — на 21,4% меньше результата предыдущего года. Аналитический консенсус Интерфакса предполагал снижение примерно на 2%, до 282 млрд рублей. Эти годовые показатели предшествовали результатам января–июня 2026 года и относятся к отдельному отчётному периоду.

На 31.12.2025 группа признала дополнительный убыток от обесценения активов, генерирующих денежные потоки от транспортировки нефти и нефтепродуктов, в размере 104 млрд рублей. Годом ранее соответствующая сумма составляла 27,7 млрд рублей. При проведении проверки компания учитывала снижение грузооборота, высокую ключевую ставку Банка России и увеличение ставки налога на прибыль с 20% до 40% на 2025–2030 годы.

Индексация транспортных тарифов

С 01.01.2025 тарифы «Транснефти» на прокачку нефти повысились в среднем на 9,9%. Приказ Федеральной антимонопольной службы зарегистрировал Минюст 28 декабря. Первоначальное решение предусматривало индексацию на 5,8%, однако затем регулятор согласовал дополнительное разовое повышение. ФАС объяснила его необходимостью обеспечить операционные расходы, инвестиционные программы и реконструкцию магистральных трубопроводов.

Без НДС ставка по маршруту Ярославль-3 — Приморск увеличилась с 886,61 до 974,38 рубля за тонну. По системе Восточная Сибирь — Тихий океан для экспорта в Китай и через порт Козьмино тариф вырос с 3372,98 до 3706,91 рубля за тонну. На направлении Тайшет — Мегет / Ангарская нефтехимическая компания ставка изменилась с 439,13 до 482,60 рубля. По маршруту Клин — Усть-Луга она повысилась с 1028,98 до 1130,85 рубля. В 2024 году тарифы индексировались на 7,2%, в 2023-м — на 5,99%. ФАС тогда заявляла о сохранении принципа индексации «инфляция минус» в 2026–2029 годах.

Исторический инвестиционный план

В ноябре 2024 года «Транснефть» обратилась с просьбой о повышении тарифов. В письме вице-премьеру Александру Новаку компания связывала обращение с повышением налоговой нагрузки и риском нехватки ликвидности. Это была её оценка на тот момент: последующее решение об индексации на 9,9% стало отдельным регуляторным событием. По расчётам компании, за 2020–2024 годы тарифы выросли на 27% при фактической инфляции 46,7%.

Тогдашний объём капитальных затрат до 2029 года оценивался примерно в 2,2 трлн рублей. Шесть реализуемых инвестиционных проектов имели общую стоимость 250 млрд рублей. Для третьего этапа проекта «Юг» планировалось построить нефтепродуктопровод Самара — Волгоград протяжённостью около 750 км и мощностью 5,2 млн тонн в год, а также расширить участок Волгоград — Новороссийск. Стоимость оценивалась в 120 млрд рублей. Ещё один намеченный этап предусматривал 27 резервуаров с инвестициями 54 млрд рублей. Эти суммы относились к объявленным проектам и их бюджетам, а не к подтверждённым расходам 2026 года или уже введённым мощностям.

Резервуарный парк: программа 2023 года

В декабре 2023 года «Транснефть» описывала программу строительства 19 резервуаров общей вместимостью 710 тыс. кубометров с завершением в 2025 году. Первые шесть ёмкостей суммарным объёмом 300 тыс. кубометров уже ввели в эксплуатацию. По два резервуара вместимостью 50 тыс. кубометров построили на НПС №34 в Хабаровском крае и НПС №21 «Сковородино» в Амурской области. Ещё две такие ёмкости появились на линейной производственно-диспетчерской станции «Унеча».

Начальник профильного отдела строительства Андрей Таликин отмечал сложные условия устройства фундаментов: заболоченную местность на двух площадках и гористый рельеф на третьей. Для новых объектов использовали более 2,5 тыс. свай и доставили свыше 200 тыс. кубометров грунта. Ввод следующих четырёх резервуаров суммарной вместимостью 200 тыс. кубометров планировался на 2024 год. Среди площадок назывались НПС №41 в Приморье, «Ярославль-3» и нефтебаза «Усть-Луга». Такие сроки характеризовали состояние программы в декабре 2023 года; сами по себе они не подтверждают последующее завершение каждого объекта.

Реконструкция перевалочного комплекса

На черноморском перевалочном комплексе «Шесхарис» масштабная реконструкция велась с 2012 года. Промышленные площадки «Грушовая» и «Шесхарис» разделены Маркотхским хребтом; через него проложили тоннель длиной свыше 3,2 км. Железобетонные резервуары демонтировали, заменяя их вертикальными стальными ёмкостями с понтонами. Подземные технологические трубопроводы заменили надземными с учётом сейсмичности района и задач обслуживания оборудования.

Система контроля сейсмического воздействия непрерывно классифицировала события и передавала сигнал в автоматику резервуарных парков при интенсивности, эквивалентной шести баллам по шкале МСК-64. На комплексе обновили электро- и теплоснабжение, усилили пожаротушение, устроили противопожарный запас воды. Реку Богаго на площадке «Грушовая» заключили в бетонный лоток; для отвода паводковых вод использовали коллекторы и транзитные трубопроводы. В ноябре 2024 года генеральный директор «Черномортранснефти» Александр Зленко рассчитывал закончить работы в 2025 году. Тогда резервуарный парк вмещал 1,6 млн кубометров нефти и нефтепродуктов; после реконструкции он должен был достичь 1,8 млн кубометров. Последняя величина оставалась проектной целью.

Нефтепродукты и расширение направлений

В июне 2025 года вице-президент «Транснефти» Сергей Андронов оценивал ожидаемую транспортировку нефтепродуктов за год в 45 млн тонн. Для сравнения он приводил 38 млн тонн в 2019 году. Рост связывался с увеличением приёма дизельного топлива от российских производителей. Андронов считал имеющийся технический резерв достаточным и указывал на расширение магистралей для основных рынков потребления с учётом возможного увеличения спроса.

Вице-президент Сергей Шоцкий сообщил, что расширение нефтепроводов к порту Приморск завершили в 2024 году, почти на год раньше первоначального срока. Для приёма дизельного топлива от НПЗ Беларуси увеличили пропускную способность участка Стальной Конь — Рязань — Второво. Участок Альметьевск — Нижний Новгород расширили для увеличения приёма дизельного топлива заводов ТАИФ и ТАНЕКО. Дополнительно увеличили пропускную способность нефтепродуктопроводов к Приморску. Показатель 45 млн тонн был прогнозом перевозки нефтепродуктов за 2025 год; завершение отдельных проектов расширения характеризовало состояние соответствующих объектов.

Линейные объекты «Транснефти — Дружбы»

За 2025 год «Транснефть — Дружба» реконструировала и ввела в эксплуатацию 68 км магистральных нефте- и нефтепродуктопроводов. Работы проходили на направлениях Уфа — Западное направление, Куйбышев — Брянск, Куйбышев — Унеча-2 и Унеча — Мозырь-2. Крупнейший участок, Журавлинская — Никулино, имел протяжённость около 40 км. Новые линии строили параллельно действующим, сохраняя транспортировку нефти и дизельного топлива.

На двух подводных переходах заменили свыше 5700 метров труб в русловой и пойменной частях: резервную нитку через Десну в Брянской области и основную через П. Воронеж в Тамбовской области. После строительства выполняли внутритрубную инспекцию, гидравлические испытания и профилеметрию. На станции «Прибой» модернизировали технологические трубопроводы насосного зала и резервуарного парка. Три магистральных насоса заменили на станциях «Кузнецк» и «Аксинино»; агрегаты изготовило предприятие «Транснефть Нефтяные Насосы». На наливном пункте «Брянск» смонтировали два наливных насоса. Для «Аксинино» также оборудовали отдельное здание новой системы маслоснабжения магистральной насосной.

Диагностика и оборудование северных магистралей

«Транснефть — Север» в 2025 году ввела 13 реконструированных объектов линейной части общей протяжённостью 57 км. Они включали переходы через Вычегду, Виледь, Северную Двину, Уфтюгу, Сухону и Волгу. Девять участков длиной более 25 км прошли гидравлические испытания. Программа обслуживала инфраструктуру магистралей Уса — Ухта и Ухта — Ярославль. Внутритрубная диагностика охватила около 2 тыс. км; по её результатам при плановом ремонте устранили 470 дефектов.

На нефтеперекачивающих станциях заменили 26 и отремонтировали 18 единиц запорной арматуры. На «Чикшино» обновили технологические трубопроводы и магистральный насос, на станциях «Уса», «Ухта-1» и «Грязовец» капитально отремонтировали электродвигатели насосных агрегатов. На «Урдоме» и «Приводино» ввели очистные сооружения, а на приёмо-сдаточном пункте «Ухта» модернизировали систему измерений количества и показателей качества нефти. Для станции «Синдор» в Коми построили вахтовый жилой комплекс на 75 работников. В течение года предприятие приобрело 62 автомобиля и единицы специальной техники для обслуживания объектов. Эти результаты относились к северному дочернему обществу, а не ко всей группе.

Собственная база производственного обслуживания

Центральная база производственного обслуживания «Транснефти — Приволги» выпустила за 2025 год 54 103 единицы специализированной продукции и отремонтировала либо обслужила около 290 единиц оборудования. Заказчиками стали 18 организаций системы «Транснефть». Номенклатура включала 294 позиции: пять модификаций машин безогневой резки труб «Волжанка», ледорезные установки, боновые заграждения и другую технику для ремонта и строительства трубопроводов.

В линейку добавили устройства подачи и выпуска газовоздушной смеси диаметрами ДУ 50 и 80 для заполнения нефтепровода после ремонтных работ, а также резинотехнические изделия торцевых уплотнений насосов. Специалисты пересмотрели 91 технологический процесс серийных изделий, ориентируясь на повышение производительности. На самой базе капитально отремонтировали газопровод и козловой кран, испытали приспособления для работы с газовоздушной смесью. Среди задач на 2026 год назывались замена стендового оборудования и подготовка производства ручного трубореза для вырезки вантузов. Обучение включало повышение квалификации и получение второй профессии; подготовка преимущественно проходила в аккредитованных корпоративных учебных центрах.

Великолукское оборудование для трубопроводов

Великолукский завод «Транснефтемаш», филиал «Транснефти — Верхней Волги», изготовил в 2025 году 10,2 тыс. единиц продукции. Его номенклатура охватывала более 2,9 тыс. наименований технологического, метрологического, теплотехнического, пожарного оборудования и систем автоматизации. Предприятие сообщало, что доля отечественных комплектующих в изделиях составляла не менее 97%. Этот показатель характеризовал заявленный состав продукции завода, а не локализацию всей трубопроводной группы.

За год предприятие освоило серию мобильных блоков СИКН, начало серийный выпуск передвижных насосных установок ПНУ-2М и изготовило первый специализированный блок-контейнер для микропроцессорных систем. Горелочное устройство мощностью 4 МВт прошло путь от разработки до опытно-промышленных испытаний на площадке партнёра. Выпуск включал 33 блок-контейнера пунктов контроля управления, 19 установок ввода противотурбулентных присадок, 25 технологических блоков СИКН и 3,2 тыс. единиц пожарного оборудования. Завод также изготовил 54 детали для «Русских электрических двигателей» и 175 деталей для «Транснефти Нефтяных Насосов». Эти позиции входили в работу предприятия по снабжению организаций системы оборудованием и комплектующими.

Лаборатории и учёт качества

Испытательные лаборатории «Транснефти — Прикамья» выполнили за 2025 год 94 783 исследования качества нефти и нефтепродуктов. На производственных объектах действовали десять лабораторий: восемь контролировали нефть, две — нефтепродукты. Результаты поступали в Единую лабораторную информационную систему, где обрабатывались автоматически. По соглашению «Транснефти» с Федеральной службой по аккредитации протоколы испытаний интегрировали с федеральной государственной информационной системой Росаккредитации.

За год приборный парк пополнили 34 единицы оборудования. Для лабораторий приобрели:

• Плотномеры, лабораторный влагомер и аппарат определения механических примесей.
• Анализаторы серы и хлорорганических соединений.
• Холодильник для проб нефтепродуктов, колбонагреватели и термостаты.

Одна аккредитованная лаборатория нефти прошла подтверждение компетентности, две лаборатории нефтепродуктов — оценку состояния измерений. Профессиональную подготовку и переподготовку прошли 15 работников. Компания связывала развитие информационной системы с сокращением времени испытаний, улучшением планирования и контроля. Число исследований относилось к деятельности лабораторий за год и не означало количество перевезённых партий либо объём транспортировки.

Промышленные испытания насосного агрегата

В январе 2026 года на НПС-7 Каспийского трубопроводного консорциума в Краснодарском крае установили промышленный образец магистрального насосного агрегата «Уральских динамических машин». Его подключили к управлению и энергоснабжению совместно со специалистами «Транснефти» и подрядчиками. Программа испытаний должна была занять несколько месяцев; после неё агрегат планировали использовать на НПС «Кропоткинская». Начало испытаний не означало завершения опытной эксплуатации.

Проект входил в программу внешнего энергоснабжения КТК, предусматривавшую замену импортных насосных агрегатов с газотурбинным приводом на отечественные с электродвигателями. На российской территории она охватывала А-НПС-4А, «Комсомольскую» и «Кропоткинскую». Для двух станций предусматривались линии и подстанции напряжением 110 кВ: протяжённость линий для А-НПС-4А и «Кропоткинской» оценивалась соответственно в 55 и 11 км. В опытный образец входили насос НМ 4500-650 и асинхронный электродвигатель мощностью 8,3 МВт. Магистраль Тенгиз — Новороссийск длиной 1511 км транспортировала нефть месторождений Казахстана и российское сырьё, в том числе с каспийских месторождений.

Контракт и план поставок

В феврале 2026 года генеральный директор управляющей компании предприятия «Русские электрические двигатели» Дмитрий Туманов сообщил о плане поставить КТК четыре магистральных насосных агрегата в течение года. Общий контракт охватывал 12 агрегатов. Первый уже изготовили и передали в опытно-промышленную эксплуатацию, ещё 11 находились в производстве со сроками поставки в 2026–2027 годах.

КТК планировал в 2026–2028 годах заменить насосы с газотурбинными установками электроприводным оборудованием на ряде станций. Консорциум объединял участников из России, Казахстана и других стран и эксплуатировал маршрут от западноказахстанских месторождений к морскому терминалу Новороссийска. Названные Тумановым четыре агрегата представляли план поставок на 2026 год в рамках более крупного контракта. Подтверждения завершения всех этих поставок приведённое сообщение не содержало.

Теплотехническое производство и организация сборки

К 21.04.2026 центральная база производственного обслуживания «Транснефти — Дружбы» изготовила и отправила заказчикам три блочно-модульные котельные и десять блочных тепловых пунктов. Последних выпустили на шесть больше, чем в первом квартале 2025 года. Для нефтеперекачивающей станции «Урдома» впервые отправили оборудование в Архангельскую область. По данным предприятия, изготовление этой котельной заняло два месяца вместо исходных четырёх с половиной.

Сборку разделили на четыре такта с постоянными рабочими местами и зонами временного хранения комплектующих. За каждым видом работ закрепили постоянные бригады; всего в процессе участвовали 14 бригад. Для головной станции «Альметьевск» в Татарстане изготовили котельную мощностью 4 МВт и три тепловых пункта. Сборную котельную доставили четырьмя блоками. Предприятие связывало изменение организации производства с уменьшением трудоёмкости и себестоимости. Среди дальнейших планов назывались модернизация конструкций и разработка котельных крышного исполнения. Основные части изделий, включая горелки и шкафы автоматизации, выпускали предприятия системы «Транснефть»; новые конструктивные решения оставались направлениями дальнейшей работы базы.

Заявки нефтяных компаний и экспорт

В мае 2026 года президент «Транснефти» Николай Токарев оценивал экспорт нефти по системе как стабильный. Объёмы 2025 и 2024 годов он называл сопоставимыми, с отклонением примерно в пределах 10 млн тонн. На 2026 год Токарев ожидал близкого уровня, исходя из заявок нефтяных компаний.

Руководитель связывал возможные отклонения грузооборота с решениями ОПЕК+ и внешними воздействиями. Это было ожидание по заявкам и оценка устойчивости экспортного потока, а не опубликованный итог транспортировки за весь 2026 год. Приведённый диапазон отклонений также не задавал точного объёма экспорта: конкретного годового тоннажа Токарев в этом сообщении не назвал.