ФИНАНСОВЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ ПО МСФО ЗА 2 КВАРТАЛ 2018 ГОДА
30 августа 2018 года
Заявления относительно будущего
▪
Некоторые заявления в настоящей презентации не являются историческими фактами, а представляют собой заявления относительно будущего. К таким заявлениям относятся, помимо прочего
–
Планы или прогнозы в отношении доходов, прибыли (убытка), прибыли (убытка) на акцию, дивидендов, структуры капитала, иных финансовых показателей и соотношений;
–
Заявления относительно наших планов, целей или задач, в том числе относящихся к продукции и услугам
– –
Заявления относительно будущих экономических показателей; и Заявления относительно предпосылок, на которых основываются заявления
▪
Такие слова, как "полагает", "ожидает", "предполагает", "планирует", "намеревается" и "рассчитывает", а также аналогичные обороты, призваны обозначить перспективные заявления, но при этом не представляют собой исключительные варианты обозначения таких заявлений
▪
По своей природе заявления относительно будущего подразумевают некоторые неотъемлемые риски и неясные вопросы, как общие, так и конкретные, и существует риск того, что планы, ожидания, прогнозы и иные заявления относительно будущего не реализуются. Вам следует помнить о том, что в силу ряда важных факторов фактические результаты могут существенно отличаться от планов, целей, ожиданий, оценок и намерений, выраженных в таких заявлениях относительно будущего
▪
Если вы полагаетесь на заявления относительно будущего, вам следует тщательно проанализировать обозначенные выше факты и прочие вопросы и события, в которых отсутствует ясность, особенно в свете политической, экономической, социальной и правовой ситуации, в которой функционирует Компания. Такие перспективные заявления являются действительными только в дату их опубликования, и Компания не берет на себя обязательство по их обновлению или пересмотру, будь то при получении новой информации, при наступлении новых событий или по иной причине. Компания не делает никаких заявлений, не предоставляет никаких заверений и не публикует никаких прогнозов относительно того, что результаты, изложенные в таких заявлениях относительно будущего, будут достигнуты. Такие заявления относительно будущего представляют только один из возможных вариантов развития ситуации и не могут рассматриваться как наиболее вероятный или стандартный ход событий
2
Операционные результаты
Добыча углеводородов (без Западной Курны-2) тыс. барр. н.э. / сут +3,2%
Рост доли высокомаржинальных баррелей
Объем переработки на собственных НПЗ
Газ
тыс. барр. / сут +0,1%
2 217
2 287
2 286
2 289
436
524
523
526
1 763
1 763
1 763
+0,8%
1 320
1 330
+2,7%
1 312
1 348
Быстрый рост добычи газа в Узбекистане Развитие проектов на Каспии Увеличение объемов переработки
Жидкие 1 781 углеводороды
1П17 1П18
Высоко маржинальные баррели 19%
25%
1П17 1П18
1К18 2К18 24%
25%
Выход светлых
71%
71%
1К18 2К18 71%
71%
3
Макро экономика
Юралс
Средний курс,
долл./барр.
руб./долл.
68,8
Рост цен на нефть
65,2
72,5
58,0
50,2
59,4
56,9
61,8
Ослабление рубля 1П17 1П18 Снижение маржи переработки в России
Восстановление маржи переработки в Европе
1К18 2К18
Эталонная маржа переработки в России, долл.
1П17 1П18
Эталонная маржа переработки в Европе, долл. 7,6
5,0 2,0
1П17 1П18
2,4
1К18 2К18
7,0
7,7 6,2
1,6
1К18 2К18
1П17 1П18
1К18 2К18 4
Финансовые результаты Рекордные показатели EBITDA и СДП Сильные операционные результаты Рост цен на углеводороды Ослабление рубля Лаг по экспортной пошлине
Эффект входящих остатков Контроль над затратами
млрд руб.
1П18
1П17
%
26,1
Выручка
3 687
2 791
32,1
220
34,5
EBITDA
515
387
33,1
240
172
39,4
Разведка и добыча
412
241
70,5
72
47
52,9
Переработка, торговля и сбыт
118
133
(10,9)
167
109
53,4
Чистая прибыль акционерам
276
201
37,5
106
121 (12,6)
Капитальные затраты
227
255
(11,0)
Свободный денежный поток (СДП)
183
83
120,5
Скорректированный СДП*
244
129
89,5
Чистый долг
203
349 (41,9)
2К18
1К18
%
2 056
1 631
295
137
46
198,6
152
92
65,4
203
313 (35,0)
* Свободный денежный поток до изменения рабочего капитала, проекта Западная Курна-2 и налога на прибыль от продажи 100%-ной доли в АО «Архангельскгеолдобыча».
5
Растущий свободный денежный поток Сильная база
Скорректированный свободный денежный поток (до изменения рабочего капитала, проекта Западная Курна-2 и налога на прибыль от продажи АО «Архангельскгеолдобыча»)
млрд руб.
450
Сумма за последние 12 месяцев
Поквартально
400 350 300
Структурные улучшения
250 200
Сбалансированная программа инвестиций
152
150
92
100 59
Улучшение макроэкономики
50 0 2К16
3К16
4К16
1К17
2К17
3К17
4К17
1К18
2К18 6
Прогрессивная дивидендная политика
Приоритетность распределения денежного потока M&A Инвестиции
Стремление к ежегодному росту размера дивидендов на акцию не менее чем на уровень рублевой инфляции
▪
215 руб. на акцию +10% г/г в рублях +7% г/г в долларах (перевод по курсам на день объявления)
Приоритетность дивидендных выплат
Не менее 25% от прибыли по МСФО, которая может быть скорректирована на разовые доходы и расходы
Суммарный размер дивиденда за 2017 год
Дивиденды Финансовая стабильность
Дивидендная доходность Дивиденд на акцию за 2017 год к средней цене акций в 2017 году 8%
Дивиденды акциями
7%
6% 4% 2% 0%
Международные компании
Российские компании
7
Сбалансированное распределение дополнительного денежного потока акционерам
$80 млрд за 10 лет
Прогрессивная дивидендная политика: гарантированный растущий дивиденд с ежегодным ростом не менее рублевой инфляции
Политика сбалансированного распределения дополнительного денежного потока (например, при цене на нефть >$50/барр.)
Распределение акционерам
▪ Обратный выкуп акций
50:50
на горизонте стратегии
Реинвестирование
▪ Проекты органического роста - приоритет Операционный денежный поток
Инвестиции при $50/барр.
Свободный Гарантиро- Нераспреденежный ванный деленный поток дивиденд поток
▪ Тщательно подобранные M&A с консервативным подходом к оценке рисков
8
Разведка и добыча Рост доли высокомаржинальных баррелей
Быстрый рост добычи газа за рубежом Улучшение макроэкономики
9
Ключевые операционные показатели
Добыча углеводородов тыс. барр. н.э. / сут 3000 ЗК-2 Всего
Динамика добычи ▪ Рост доли высокомаржинальных баррелей ▪ Развитие газовых проектов ▪ Внешние ограничения по добыче жидких углеводородов в России (ОПЕК+)
Газ, Россия
Зрелые месторождения
34
2 217 292
1 528
29
2 287
2500
291
3000 34
24
2 286
2 289
294
288
2000
2000
1500
1500
1 459
1 463
1 456
1000
98
ТРИЗ
80
Новые проекты
317
500
438
Высоко маржинальные баррели
1П18
19%
25%
2К18 / 1К18
3,2%
0,1%
(0,5%)
(2,0%)
(4,5%)
(0,5%)
23,4%
(1,3%)
38,3%
4,0%
1000
99
98
430
447
0 1П17
2500
1П18 / 1П17
500
0 1К18
24%
2К18
25%
+6 п.п.
+1 п.п.
10
Цены и налоги
Чистая цена Юралс
1П18 / 1П17
2К18 / 1К18
37,2%
11,2%
39,3%
3,1%
51,8%
13,8%
$27
23,7%
13,8%
26,6%
23,6%
долл. / барр. $72 $69
$65 $17
Рост нетто-цены нефти ▪ Увеличение международной цены ▪ Ослабление курса рубля ▪ Значительный положительный эффект лага экспортной пошлины
$16 $16
Юралс
$50
Экспортная пошлина
$12
НДПИ
Чистая цена Юралс
$27
$29 $25
$18
$26
$24
1 526
1 371
1 695
1П17
1П18
1К18
2К18
Эффект лага экспортной пошлины
-$0,2
$0,9
$0,0
$1,7
-
-
Средний курс рубля к доллару
58,0
59,4
56,9
61,8
9%
2%
В рублях
$21 1 205
11
EBITDA: Разведка и добыча
млрд руб.
240 8,9
172
58,9
1К18
Россия
Россия ▪ кв./кв. и г./г.: рост цены на нефть (+), ослабление рубля (+), эффект лага экспортной пошлины (+), рост доли высокомаржинальных баррелей (+)
За рубежом
2К18
412 За рубежом ▪ кв./кв. и г./г.: рост добычи газа в Узбекистане (+), рост цен на нефть и газ (+), рост EBITDA проекта ЗК-2 (+), ослабление рубля (+)
29,8
241
140,4
1П17
Россия
За рубежом
1П18
12
Месторождение им. В.Филановского
Добыча
Преимущества
тыс. барр. н.э. / сут
▪ Высокомаржинальные баррели ▪ Короткое транспортное плечо,
Газ
Нефть
2ая очередь
146 138
108
113
13
15
95
98
19 119
136 18
низкие затраты на добычу, высокое качество нефти
19
Результаты 1П18
127
▪ Со второй платформы пробурены две добывающие скважины и одна нагнетательная – месторождение выведено на полку добычи
117
▪ На верфи завершено основание
Нетто-цена в 2018 году
третьей платформы, готовность верхнего строения >65%
при $50/барр., 60 руб./долл.
Экспортная пошлина
Планы на 2П18
НДПИ
▪ 2ая очередь: пробурить две скважины (одну многоствольную добывающую и одну нагнетательную)
85% Неттоцена
42% Стандартный Филановского режим
2К17
3К17
4К17
1К18
2К18
▪ 3ая очередь: строительство верхнего строения третьей платформы 13
Месторождение Ракушечное Объекты месторождения
Характеристики проекта
39
млн т
Начальные извлекаемые запасы нефти
Платформа жилого модуля
Ледостойкая стационарная платформа
2023
Г.
1,2 млн т
Нетто-цена в 2018 году
Начало промышленной добычи
Полка добычи нефти
при $50/барр., 60 руб./долл.
Экспортная пошлина
Преимущества проекта
НДПИ 85% Неттоцена
42% Стандартный режим
Ракушечное
▪ Высокомаржинальные баррели ▪ Синергия с существующей инфраструктурой ▪ Короткое транспортное плечо
14
ТРИЗ: тяжелая нефть
Добыча нефти
Преимущества
тыс. барр. / сут
▪ Высокомаржинальные баррели ▪ Существенный потенциал роста
Усинское
Ярегское
пермокарбоновая залежь
65
58
добычи
72
74
74
25
28
28
41
при $50/барр., 60 руб./долл.
43
47
46
46
Экспортная пошлина
▪ Усинское: 28 добывающих скважин, парогенерирующие мощности (20 т/час)
Планы 2П18
НДПИ Неттоцена
▪ Ярегское: 5 скважин SAGD, 81 подземная скважина, парогенерирующие мощности (125 т/час)
22
17
Нетто-цена в 2018 году
Результаты 1П18
▪ Ярегское: парогенерирующие
96%
мощности (50 т/час); мощности по утилизации пластовой воды
62% 42% Стандартный Усинское* режим
Ярегское
2К17
3К17
4К17
1К18
2К18
▪ Усинское: парогенерирующие мощности (40 т/час)
*пермокарбоновая залежь
15
ТРИЗ: низкая проницаемость
Добыча нефти
Преимущества
тыс. барр. / сут
▪ Высокомаржинальные баррели ▪ Существенный потенциал роста
Виноградова
Имилорское
добычи
21 18
20
20
20
6
7
7
7
▪ Имилорское: 32 добывающие
6
скважины
13 Нетто-цена в 2018 году
15 13
13
▪ Виноградова: 6 горизонтальных добывающих скважин
12
при $50/барр., 60 руб./долл.
Планы 2П18
Экспортная пошлина
▪ Имилорское: 43 добывающие скважины
НДПИ Неттоцена
Результаты 1П18
▪ Виноградова: 12 добывающих 42%
58%
Стандартный Имилорское*, режим Виноградова
скважин 2К17
3К17
4К17
1К18
2К18
* Льгота по НДПИ с 2019 года
16
Газовые проекты в Узбекистане
Добыча газа (доля ЛУКОЙЛа)
Преимущества
тыс. барр. н.э. /сут
▪ Накопленные компетенции работы в регионе
Кандым
Гиссар 203 182
77
191
▪ Потенциал роста добычи ▪ Продажа газа по международным ценам (экспорт в Китай)
67
72 Результаты 1П18
138
▪ Ввод в эксплуатацию Кандымского
73
136
105
ГПК
119 105
35
Планы 2П18 70
2К17
▪ Достижение проектного уровня
65
3К17
добычи в Узбекистане
4К17
1К18
2К18
17
Переработка, торговля и сбыт Рост объемов переработки
Положительный эффект входящих остатков Рост объемов реализации через премиальные каналы сбыта
18
Ценовое окружение
Маржа эталонного НПЗ, $ / барр. 8,0
7,7
Европа
6,2
Среднее MED/NWE
Европа ▪ Восстановление маржи на фоне сезонного роста потребления нефтепродуктов
6,7
Россия 2,4 1,6 2К17
3К17
4К17
1К18
2К18
Бензин
527
560
596
645
712
Дизельное топливо
450
488
556
592
658
Мазут
278
296
336
354
401
Цены Россия ▪ Снижение маржи из-за отставания динамики внутренних цен от экспортных нэтбэков
Европа, $ / т
Россия, тыс. руб. / т Бензин АИ-95
37,1
38,0
37,8
36,2
43,8
Дизельное топливо
31,9
33,0
36,8
36,8
41,5
Мазут
9,0
11,2
12,2
11,9
15,5 19
Ключевые операционные показатели
Объем переработки на собственных НПЗ тыс. барр. / сут 1П18 / 1П17
Европа
2К18 / 1К18
1 320
1 330
1 312
1 348
0,8%
2,7%
471
467
445
489
(1,0%)
9,9%
1,8%
(1,0%)
Рост объемов переработки ▪ кв./кв. – плановые ремонты на НПЗ в Болгарии и Италии в 1 кв. 2018 г.
Россия
849
864
868
859
1П17
1П18
1К18
2К18
Россия
68%
70%
71%
70%
2 п.п.
-1% п.п.
Европа
75%
72%
69%
72%
-3 п.п.
+3% п.п.
▪ г./г. – увеличение загрузки Волгоградского НПЗ Выход светлых
20
Приоритетные каналы сбыта 1П18 / 1П17
АЗС ▪ Рост продаж моторных топлив на 5% ▪ Рост объемов продаж топлив ЭКТО: ▪ В России на 6% ▪ За рубежом на 8% ▪ Рост валового дохода от продаж нетопливных товаров и услуг: ▪ В России на 23% ▪ За рубежом на 19% Масла ▪ Рост объемов продаж премиальных моторных и индустриальных масел на 3% Авиа ▪ Рост объемов реализации «в крыло» на 6% ▪ Завершение строительства ТЗК в Шереметьево Бункеровка ▪ Рост объемов реализации на 6%
21
Эффективное распределение российской нефти
Цены
Объемы
$/барр.
млн т
80 Brent 70
20,3
20,0
20,1
0,6
0,7
0,4
10,4
10,7
10,7
7,6
6,7
6,9
Реализация в России
60
Сохранение совокупной маржи кв./кв. (на фоне снижения эталонной маржи переработки и розничной маржи) благодаря высокому качеству корзины и росту в премиальных каналах сбыта Снижение совокупной маржи г./г. из-за снижения маржи эталонного НПЗ и розничной маржи
50 40
Поставки на собственные НПЗ в России
30 20 10
Нэтбэк при переработке на НПЗ в России*
Нэтбэк нефти при экспорте в дальнее зарубежье**
0 1К17
2К17
3К17
4К17
1К18
2К18
Экспорт
1,6
1,9
2,1
2К17
1К18
2К18
Прочее Пониженная ставка экспортной пошлины
* Включая чистую маржу реализации произведённых на НПЗ нефтепродуктов по всем каналам сбыта ** Западно-сибирская нефть, стандартный налоговый режим
22
EBITDA: Переработка, торговля и сбыт Россия ▪ кв./кв.: снижение маржи эталонного НПЗ (-), положительный эффект входящих запасов (+), сильные результаты в бункеровке, аэро, маслах (+), слабые результаты в рознице (-)
млрд руб.
72 14,4
47
10,4
1К18
Россия
За рубежом
2К18
▪ г./г.: снижение маржи эталонного НПЗ (-), положительный эффект входящих запасов (+), улучшение корзины (+), сильные результаты в нефтехимии (+), слабые результаты рознице (-)
За рубежом ▪ кв./кв.: рост маржи эталонного НПЗ (+), положительный эффект входящих запасов (+), сильные результаты в рознице (+) ▪ г./г.: положительный эффект входящих запасов (+), снижение маржи эталонного НПЗ (-), плановые ремонты (-), ухудшение результатов в трейдинге (-), разовые бухгалтерские факторы, относящиеся к трейдингу (-)
133
1,3 (15,9)
118
1П17
Россия
За рубежом
1П18
23
Финансы Рекордные результаты на фоне улучшения макроэкономики
24
Выручка
млрд руб.
2К18 / 1К18
4 184
Увеличение цен на углеводороды
26
18
(56)
124
Увеличение объемов трейдинга нефтью Снижение оптовых продаж нефтепродуктов за рубежом из-за увеличения продаж на внутреннем рынке и снижения объемов трейдинга нефтепродуктами
2 056
128
1 631
1К18
(5)
2
Нефть (Россия)
Фактор объема
Нефть (за рубежом)
Нефтепродукты (Россия)
Нефтепродукты (за рубежом)
Прочее
2К18
Фактор цены и структуры 25
Операционные расходы
Операционные расходы
Затраты на добычу в России
млрд руб.
руб. / бнэ
218 36 16 6 23
221
109
29
15
14 6 25 4
3 41
48
12
7 3 13
1
3 22
245
257
244
246
2К17
3К17
4К17
1К18
2К18
112 14
8 3
248
26
Прочее Электроэнергетика Нефтехимия Транспорт нефти до НПЗ Переработка на сторонних НПЗ Переработка на собственных НПЗ
Затраты на добычу ключевых дочерних обществ (2К18) руб. / бнэ 358
93
1П17
96
1П18
47
49
Затраты на добычу углеводородов (без ЗК-2)
256 165 88
L-Nizhnevolzhskneft
1К18
2К18
246
L-Perm
L-West Siberia
L-Komi
Average
ЛУКОЙЛ- ЛУКОЙЛ- ЛУКОЙЛ- ЛУКОЙЛ- Среднее Нижневол Пермь Западная Коми по жскнефть Сибирь России 26
EBITDA
млрд руб.
2К18 / 1К18 Рост цен на углеводороды (296,5)
Ослабление рубля
425,3
Положительный эффект лага по экспортной пошлине
(43,5)
(3,6)
(2,2)
(3,7)
(0,3)
Опера ционные расходы
Транспорт
SG&A
Геолого разведка
295
220 Положительный эффект входящих остатков в переработке и сбыте 1К18
Выручка
Закупки
Налоги и пошлины
2К18
27
Чистая прибыль
млрд руб.
2К18 / 1К18 Рост амортизации изза запуска новых производственных мощностей и эффекта запасов Положительный эффект курсовых разниц по причине ослабления курса рубля
(9,9)
23,8
(20,8)
Курсовые разницы
Налог на прибыль
167
(10,5)
75,6
109
1К18
EBITDA
Амортизация
Финансовые доходы / расходы и прочее
2К18
28
Капитальные затраты кв./кв. – снижение капитальных затрат в соответствии с графиком платежей поставщикам и подрядчикам
255 млрд руб.
(34,6)
227 6,5
1П17
121
3,8
Узбекистан
Прочее
1П18
(5,5)
(4,0) (0,9)
г./г. – сокращение инвестиций в газовые проекты в Узбекистане в связи с запуском основных производственных мощностей
(3,1) (0,8)
2,0 (6,0)
Россия
1К18
Каспий
Западная Сибирь
106
(1,3)
0,5
За рубежом
КЦ и прочее
За рубежом
Тимано Печора
Прочее Узбекистан
Разведка и добыча
ЗК-2
Прочее
Россия
2К18
Переработка, торговля и сбыт
29
Денежный поток
Скорректированный свободный денежный поток млрд руб.
152 92
2К18 / 1К18
45,6 14,5
(20,0) 1К18
(105,8)
Капитальные ОДП до затраты, кроме рабочего ЗК-2 капитала и ЗК-2
2К18
262,9 (116,8) 22,2
297
Денежные средства и их эквиваленты на начало 2К18
339
ОДП до рабочего капитала
Рабочий капитал
Капитальные Долг, проценты, затраты финансовые активы
Курсовые разницы
(0,1)
Прочее
Денежные средства и их эквиваленты на конец 2К18
30
Финансовое положение (на 30.06.2018) Чистый долг / EBITDA – 0,2
Общий долг
млрд руб.
График погашения долга
542 млрд руб. Кредитные линии*
155
Денежные средства и их эквиваленты
339
Чистый долг
203
194 48
57
86
2П 2018
2019
2020
Структура долга USD / EUR /
/ Фиксированная Fixed / Variable rate плавающая ставка Eurobonds (all in $) /
Еврооблигации (все в $) / Other debt прочий долг
2021
2022
2023 и далее
Кредитные рейтинги
USD / EUR / Прочее Other debt
Secured / Обеспечение есть / нет Unsecured debt
51
106
93%
13%
5%2%
Moody’s
Baa3
87%
54%
46%
S&P
BBB
53%
47%
Fitch
BBB+
* Резервные кредитные линии, по состоянию на отчетную дату не используются
31
Планы на 2018 год
Добыча
Запуск второй линии Кандымского ГПЗ Запуск второй очереди месторождения им. Ю. Корчагина Принятие FID по Ракушечному месторождению Старт эксплуатационного бурения на D41 Переход на стадию полного развития Имилорского месторождения ▪ Реализация программы бурения со второй платформы месторождения им. В. ▪
Филановского Рост добычи углеводородов на 3% (без учета Западной Курны-2)
Нефтепереработка
Завершение реконструкции производства полиэтилена на Ставролене ▪ Плановые ремонты на Бургасе и ISAB, а также в Нижнем Новгороде ▪ Сохранение объемов нефтепереработки и выхода светлых на уровне 2017 г.
Финансы
▪ Капитальные затраты ~500 млрд руб. (без учета Западной Курны-2): – Апстрим / Даунстрим – 85% / 15% – РФ / За рубежом – 80% / 20%
32
Q&A
33
Приложение
34
Ценовое и налоговое окружение Разведка и добыча
2К18
1К18
74,2
66,8
72,5
65,2
61,8
56,9
106
2
27,4
24,1
1,70
1,37
% Цены и курс валют
1П18
1П17
%
11,1 Брент, $/барр.
70,5
51,7
36,4
11,2 Юралс, $/барр.
68,8
50,2
37,2
59,4
58,0
2,3
52
-8
(750)
13,8 Нетто-цена, $/барр.
25,7
20,8
23,7
23,6 Нетто-цена, тыс. руб./барр.
1,53
1,21
26,6
16,3
11,7
39,1
7,0
5,0
42,4
8,6 Курс, руб./$
x53 Лаг по экспортной пошлине, руб./барр.
Налоги в России Экспортная пошлина 16,5
16,0
7,4
6,6
3,1 $/барр. 12,0 тыс. руб./т
НДПИ 28,5
25,1
13,8 $/барр.
26,9
17,7
51,8
12,9
10,4
23,7 тыс. руб./т
11,6
7,5
55,4
35
Ценовое и налоговое окружение Переработка, торговля и сбыт
2К18
1К18
% Цены
1П18
1П17
%
Россия, тыс. руб./т
41,5
36,8
12,6
Дизельное топливо
39,1
31,7
23,7
15,5
11,9
29,6
Мазут
13,7
9,4
46,4
43,8
36,2
21,0
Бензин АИ-95
40,0
36,2
10,6
Европа, $/т
658
592
11,2
Дизельное топливо
625
465
34,4
401
354
13,2
Мазут
377
284
32,7
712
645
10,5
Бензин
679
536
26,5
Налоги в России Экспортная пошлина, тыс. руб./т
2,2
2,0
12,0
Дизельное топливо
2,1
1,5
42,4
7,4
6,6
12,0
Мазут
7,0
5,0
42,4
Акцизы, тыс. руб./т
10,2
11,2
(8,8)
Бензин (Евро-5)
10,7
10,1
5,8
7,0
7,7
(8,6)
Дизельное топливо
7,3
6,8
7,9 36
млрд руб.
Финансовые результаты
2 056 1 359
1 483
2Q17
3Q17
1 662
1 631
4Q17
1Q18
+51,3% г./г.
Выручка 2Q18
295 179
221
224
220
3Q17
4Q17
1Q18
+64,9% г./г.
EBITDA
2Q17
2Q18
154 104
Чистая прибыль*
122
110
+101,0% г./г.
76
2Q17
3Q17
4Q17
1Q18
2К17
3К17
4К17
1К18
2Q18
2К18
* без учета эффекта по курсовым разницам, чистого обесценения активов и продажи АО «Архангельскгеолдобыча»
37
Выручка
млрд руб.
1П18 / 1П17 3 687 27
469 29
44
(126)
356
2 791 (1)
1П17
7
Нефть (Россия)
Фактор объема
90
Нефть (за рубежом)
Нефтепродукты (Россия)
Нефтепродукты (за рубежом)
Прочее
1П18
Фактор цены и структуры 38
EBITDA
млрд руб.
1П18 / 1П17
(635,6) 896,0
515
(135,1)
387
EBITDA 1П17
Выручка
Закупки
Налоги и пошлины
(2,8)
7,0
(1,6)
0,1
Опера ционные расходы
Транспорт
SG&A
Геолого разведка
EBITDA 1П18
39
Чистая прибыль
млрд руб.
(49,7)
(20,3)
1П18 / 1П17
(47,6) 128,0
(19,2) 36,7
10,1
276
201
Продажа АО «Архангельскгеолдобыча»
Чистая прибыль 1П17
EBITDA
Амортизация
Финансовые доходы / расходы и прочее
Курсовые разницы
Налог на прибыль
Чистая прибыль 1П18
40
Капитальные затраты
млрд руб.
Разведка и добыча
Переработка, торговля и сбыт
1П18 / 1П17 255
4,3
(7,1) (1,4)
1,9
(34,6)
227 3,3 (2,8)
Россия 1П17
Западная Сибирь (Ямал)
Каспий
1,0
7,3
За рубежом Прочее
ЗК-2
Узбекистан
Прочее
Россия
За рубежом
КЦ и прочее
1П18
41
Отчет о прибылях и убытках (в млн долл. по среднему курсу за период)
2К18 33 270
1К18 28 660
(1 816) (19 221) (1 104) (654) (1 579) (3 462) (2 233) (13) 3 197 75 (134) 99 362 (171) 3 428 (646) (63) (710) 2 718 (11)
(1 909) (15 667) (1 161) (646) (1 541) (3 281) (2 130) (8) 2 317 62 (129) 92 (25) 12 2 329 (321) (86) (406) 1 923 (6)
2 707
1 917
Выручка Выручка от реализации (включая акцизы и экспортные пошлины) Затраты и прочие расходы Операционные расходы Стоимость приобретённых нефти, газа и продуктов их переработки Транспортные расходы Коммерческие, общехозяйственные и административные расходы Износ и амортизация Налоги (кроме налога на прибыль) Акцизы и экспортные пошлины Затраты на геолого-разведочные работы Операционная прибыль Финансовые доходы Финансовые расходы Доля в прибыли компаний, учитываемых по методу долевого участия Прибыль (убыток) по курсовым разницам Прочие доходы (расходы) Прибыль до налога на прибыль Текущий налог на прибыль Отложенный налог на прибыль Итого расход по налогу на прибыль Чистая прибыль Чистая прибыль, относящаяся к неконтролирующим долям Чистая прибыль, относящаяся к акционерам ПАО «ЛУКОЙЛ»
1П18
1П17
62 067
48 117
(3 718) (35 005) (2 260) (1 299) (3 119) (6 745) (4 353) (22) 5 545 137 (263) 191 353 (166) 5 798 (980) (148) (1 128) 4 670 (18)
(3 760) (24 892) (2 435) (1 302) (2 844) (5 161) (3 875) (25) 3 823 110 (280) 133 (271) 782 4 297 (775) (49) (823) 3 474 (9)
4 653
3 465
42