ПАО «НК «Роснефть» Результаты по МСФО за 1 кв. 2019 г.
13 мая 2019 г.
Важное замечание Информация, содержащаяся в данной презентации, была подготовлена Компанией. Представленные здесь заключения основаны на общей информации, собранной на момент подготовки материала, и могут быть изменены без дополнительного извещения. Компания полагается на информацию, полученную из источников, которые она полагает надежными; тем не менее, она не гарантирует ее точность или полноту. Данные материалы содержат заявления относительно будущих событий и пояснения, представляющие собой прогноз таких событий. Любые утверждения в данных материалах, не являющиеся констатацией исторических фактов, являются прогнозными заявлениями, сопряженные с известными и не известными рисками, неопределенностями и прочими факторами, в связи с которыми наши фактические результаты, итоги и достижения могут существенно отличаться от любых будущих результатов, итогов или достижений, отраженных в или предполагаемых такими прогнозными заявлениями. Мы не принимаем на себя никаких обязательств по обновлению любых содержащихся здесь прогнозных заявлений с тем, чтобы они отражали бы фактические результаты, изменения в допущениях либо изменения в факторах, повлиявших на такие заявления. Настоящая презентация не представляет собой предложение продажи, или же поощрение любого предложения подписки на, или покупки любых ценных бумаг. Понимается, что ни одно положение данного отчета/презентации не создает основу какого-либо контракта либо обязательства любого характера. Информация, содержащаяся в настоящей презентации, не должна ни в каких целях полагаться полной, точной или беспристрастной. Информация данной презентации подлежит проверке, окончательному оформлению и изменению. Содержание настоящей презентации Компанией не выверялось. Соответственно, мы не давали и не даем от имени Компании, ее акционеров, директоров, должностных лиц или служащих, или любых иных лиц, никаких заверений или гарантий, как ясно выраженных, так и подразумеваемых, в отношении точности, полноты или объективности содержащейся в ней информации или мнений. Ни один из директоров Компании, ее акционеров, должностных лиц или служащих, или любых иных лиц, не принимает на себя никакой ответственности за любые потери любого рода, которые могут быть понесены в результате любого использования данной презентации или ее содержания, или же иным образом в связи с этой презентацией.
2
Управление добычей в рамках Соглашений ОПЕК+ Добыча нефти и газового конденсата в России 5,0
всего в РФ (справа)
млн. барр./сут.
11,6
Цена на нефть марки Брент 90
долл./барр.
тыс. руб./барр.
6
руб. долл.
Роснефть (слева) базовый уровень для снижения Компанией добычи 4,8
11,2
75
5
4,6
10,8
60
4
4,4
10,4
45
3
10,0
30
2
4,70
4,60
4,2
окт.16 янв.17 апр.17 июл.17 окт.17 янв.18 апр.18 июл.18 окт.18 янв.19
окт.16 янв.17 апр.17 июл.17 окт.17 янв.18 апр.18 июл.18 окт.18 янв.19
В рамках выполнения договоренностей по Соглашению ОПЕК+ сокращение добычи нефти и газового конденсата Компании до 1 июля 2019 г. составит около 2% (90 тыс. барр./сут) к уровню октября 2018 г.
По итогам марта 2019 г. суточная добыча Компании в РФ составила 4,65 млн барр. (снижение более 1% к уровню октября 2018 г.). Доля Роснефти в общем объеме сокращения Россией составила около 46%. Источник: Добыча – ЦДУ ТЭК, данные Компании; Цены – данные Bloomberg
3
Динамика добычи
Добыча углеводородов 1 кв. 2019 к 1 кв. 2018 тыс. б.н.э./сут. (12) 56 31 34 36
Активное развитие новых проектов
49
(Кондинское, Среднеботуобинское, Юрубчено-Тохомское месторождения)
Достижение высоких показателей 5 902
+3,4% 5 708
производства на Юганскнефтегазе, наращивание объемов на других зрелых активах (Самаранефтегаз, Няганьнефтегаз, Варьеганнефтегаз)
Опережающее освоение месторождения Зохр на шельфе Египта
1 кв. 2018
РН-Нягань Конданефть
ВСНК
Таас-Юрях
Зохр
Прочие
1 кв. 2019
4
Оптимизация переработки в России Объем переработки на НПЗ в РФ и за рубежом переработка за рубежом переработка в РФ
млн т
Уменьшение загрузки установок в условиях текущего спроса на нефтепродукты
Проведение ремонтных и восстановительных работ
2,7
2,9
Итоги 1 кв. 2019 г.
2,4
на нефтеперерабатывающих заводах в Германии
На Уфимской группе НПЗ с марта 2019 г. 26,8
24,7
24,5
организовано промышленное производство автомобильного бензина АИ-100-К5
На Рязанской НПК завершилась модернизация установки каталитического риформинга, что способствовало: 1 кв. 2018
4 кв. 2018
1 кв. 2019
Основные показатели нефтепереработки в РФ Выход светлых
компонента автобензина
осуществлению перевода установки на 3-летний межремонтный пробег
Глубина переработки 75,2%
75,1%
74,4%
56,6%
58,4%
58,1%
58,2%
2016
2017
2018
1 кв. 2019
72,0%
увеличению октанового числа получаемого
5
Фокус на высокомаржинальных каналах сбыта Нетбэки основных каналов монетизации нефти Нетбэк экспорта в направлении Азии
Нетбэк экспорта в направлении Европы
Нетбэк переработка
Нетбэк вн.рынок
Каналы монетизации нефти млн т
55,4
61,1
Экспорт Запад
25%
24%
Экспорт Азия
24%
26%
60,0
450
$/т
400
27%
350 300 250
1 кв.18
2 кв.18
3 кв.18
4 кв.18
26%
1 кв.19
Компания продолжает успешно диверсифицировать
Экспорт СНГ Вн. рынок
4% 3%
4% 2%
Переработка в РФ
44%
44%
1 кв. 2018
4 кв. 2018
зарубежные каналы поставок нефти. В 1 кв. 2019 г. поставки сырья в восточном направлении достигли 15,9 млн т, что составляет 46,6% от общего объема реализации нефти за рубежом
В 1 кв. 2019 г. реализация моторных топлив на внутреннем рынке составила 7,2 млн т, что ниже уровня 4 кв. на 1,4% и выше уровня 1 кв. 2018 г. на 10,8%
4% 2%
41%
В отчетном квартале Компания перевыполнила норматив биржевой реализации по автомобильным бензинам более чем в 2,5 раза, а по дизельному топливу – примерно в 2 раза 1 кв. 2019
6
Постоянный контроль над расходами Динамика расходов на добычу руб./б.н.э.
Квартал
Среднее за 12 мес.
Динамика расходов на переработку в РФ % год к году
руб./барр.
Квартал
Среднее за 12 мес.
196 185
195
205
193
192
188 168
172
215 183
180 12,0%
10,1% 3,8%
8,9%
5,4%
3,0%
2,1%
% год к году
0,6%
0,0% -4,4%
1 кв. 18
2 кв. 18
3 кв. 18
4 кв. 18
1 кв. 19
Динамика общехоз. и админ. расходов1 руб./б.н.э.
Квартал
Среднее за 12 мес.
1 кв. 18
2 кв. 18
3 кв. 18
4 кв. 18
1 кв. 19
Индекс цен производителя в годовом выражении
% год к году
84
98 81
79 72
16,1%
76
15,3%
17,4%
12,2%
9,7% 5,6%
10,0%
-2,7% -10,1%
1 кв. 18
2 кв. 18
3 кв. 18
Примечание: (1) без учета резервов
4 кв. 18
5,2%
1 кв. 19
1 кв. 18
2 кв. 18
3 кв. 18
4 кв. 18
1 кв. 19
7
Рост прибыли EBITDA 1 кв. 2019 к 4 кв. 2018 млрд руб. (4)
(1)
(9)
(40)
488
4 кв. 2018
77
(9)
13
(5)
Эффект завершения налогового манёвра и внедрение НДД
Изменение цены
(11)
4
(1)
(1)
Внутренние и сезонные факторы: +39 млрд руб.; +8,0%
Внешние факторы: +21 млрд руб.; +4,3%
Изменение курса
14
33
Доход от ассоциированных компаний и СП
Лаг по пошлине
Прочие налоги
Кол-во суток периода
Индексация транспортных тарифов
Изменение ставок акцизов; механизм "обратного акциза"
Изменение объемов
Изменение внутригрупповых остатков
Общехозяйственные расходы
ОРЕХ
ГРР и прочее
548
1 кв. 2019
Чистая прибыль 1 кв. 2019 к 4 кв. 2018 млрд руб. (11)
(6)
16
2 (49)
60
12
25
23
109
Прибыль акционеров Роснефти за 4 кв. 2018
156
132
Неконтролирующие доли
4 кв. 2018
Изменение EBITDA
Изменение амортизации
Изменение налога на прибыль
Финансовые расходы (нетто)
Прочие доходы
Прочие расходы
Изменение курсовых разниц
1 кв. 2019
131
Неконтролирующие доли
Прибыль акционеров Роснефти за 1 кв. 2019
8
Капитальные затраты Динамика капитальных затрат
Капитальные вложения за 1 кв. 2019 г. составили 214 млрд руб., практически сохранившись на уровне 1 кв. 2018 (-4% г/г)
млрд руб.
Приоритеты инвестиционной программы ПАО «НК «Роснефть»:
922
поддержание стабильного уровня добычи на зрелых активах
936
за счет бурения и ввода новых скважин, геолого-технических мероприятий (ГТМ) при сохранении высокой инвестиционной эффективности
реализацию высокоэффективных крупных и новых проектов разведки и добычи нефти и газа для их последовательного запуска и вывода на полку добычи
191
2017
2018
2019 Прогноз
223
214
проекты на НПЗ по строительству и реконструкции технологических установок и комплексов для повышения глубины переработки и выхода светлых нефтепродуктов
1 кв. 2017 1 кв. 2018 1 кв. 2019
развитие собственного сервиса
Структура инвестиционной программы в 2019 г. 30% Зрелые РиД 9% Зрелые РиД
25% Крупные и новые проекты РиД 6% Газовые проекты
1% Газовые проекты
7% Международные проекты 3% Проекты ГРР и разработки шельфа
19%
81%
5% ПКиЛ
3% Нефтесервисы 3% Прочее
6% ПКиЛ 1% Прочие РиД Развитие
Поддержание
9
Генерация устойчивого свободного денежного потока Свободный денежный поток (LTM) млрд руб.
1 133
1 188
916
За последние 12 мес. Компания сгенерировала свыше 18 млрд долл. свободного денежного потока
422
Роснефть – один из лидеров отрасли по данному показателю
286
1 кв. 18
2 кв. 18
3 кв. 18
4 кв. 18
1 кв. 19
Расчет свободного денежного потока (1 кв. 2019 г.) млрд руб.
33
21
15
(39)
41 92
(214) 411
248
Чистые денежные Погашение средства от предоплат по операционной договорам деятельности поставки нефти (ист. курс)
Зачет предоплат по договорам поставки нефти (по среднему курсу) 166 млрд руб. Погашение прочих финансовых обязательств
Эффект изменения курса
Проценты по предоплатам
Финансирование Погашение Скорр. в счет будущих финансирования операционный поставок поставками денежный поток нефти
197
Капитальные затраты
Свободный денежный поток
10
Финансовая стабильность Динамика долга
Погашения полученных предоплат
Денежные средства, их эквиваленты и прочие ликвидные финансовые активы
млрд $
Чистый долг
млрд $
Рекласс.
Эффект МСФО 16
Осн. сумма
Чистый долг / EBITDA
2,1
1,7
1,5
1,1
1,4
71,9 15,5
69,7 59,7 16,7
57,6
+2,0
1,3
1,2 63,2
59,4
19,6
44,8
22,1
15,5
32,0
28,0
29,3
28,7
26,9
22,4
56,4
50,1
43,0 22,4 2013
30,5
2014
2015
29,6 2016
2017
41,1
43,91
2018
1 кв. 2019
31.дек.17
Сокращение краткосрочной задолженности Долгосрочная задолженность
млрд $
30.июн.18
30.сен.18
31.дек.18
63,2
Рекласс.
млрд $
Курдистан PDVSA
2,1
59,4
2,1
44%
2,1
2,5 3,0
49,1
78%
47,5
56% 14,1
2017
2018
22%
11,9 1 кв. 2019
-1,82
80%
4,6 38,7
31.мар.19
Погашение выданных предоплат
Краткосрочная задолженность
69,7
31,0
31.мар.18
25,0
1,4 4,0
3,6
3,1
2,3
1,8
20% 31.дек.17
31.мар.18
30.июн.18
30.сен.18
31.дек.18
31.мар.19
Примечание: (1) Включает единовременное увеличение внеоборотных активов и финансовых обязательств в результате отражения на балансе операционной аренды в 11 размере 103 млрд. руб. в соответствии с IAS 16 «Аренда», (2) Вклад Компании в СП – оператор инфраструктурного проекта по эксплуатации нефтепровода в Курдистане
Приложение
Ключевые производственные показатели Показатель Добыча углеводородов, в т.ч. тыс. б.н.э./сут
Добыча нефти и ЖУВ, тыс. барр./сут
Добыча газа, тыс. б.н.э./сут
Переработка нефти, млн т
Выпуск нефтепродуктов в РФ млн т
1 кв. 19
4 кв. 18
%
1 кв. 19
1 кв. 18
%
5 902
5 938
(0,6)%
5 902
5 708
3,4%
4 744
4 792
(1,0)%
4 744
4 566
3,9%
1 158
1 146
1,0%
1 158
1 142
1,4%
26,87
29,53
(9,0)%
26,87
27,57
(2,5)%
23,67
25,80
(8,3)%
23,67
23,89
(0,9)%
13
Ключевые финансовые показатели Показатель
1 кв. 19
4 кв. 18
%
1 кв. 19
1 кв. 18
%
EBITDA, млрд руб.
548
488
12,3%
548
385
42,3%
Чистая прибыль, млрд руб.
131
109
20,2%
131
81
61,7%
242
185
30,9%
242
123
96,1%
Скорректированный операционный денежный поток2, млрд руб.
411
518
(20,7)%
411
365
12,6%
Капитальные затраты, млрд руб.
214
257
(16,7)%
214
223
(4,0)%
Cвободный денежный поток, млрд руб.
197
261
(24,5)%
197
142
38,7%
EBITDA, млрд долл.
8,3
7,4
12,2%
8,3
6,8
22,1%
Чистая прибыль, млрд долл.
1,9
1,6
18,8%
1,9
1,5
26,7%
3,7
2,8
31,6%
3,7
2,2
68,7%
Скорректированный операционный денежный поток, млрд долл.
6,2
7,9
(21,5)%
6,2
6,4
(3,1)%
Капитальные затраты, млрд долл.
3,2
3,9
(17,9)%
3,2
3,9
(17,9)%
Cвободный денежный поток, млрд долл.
3,0
4,0
(25,0)%
3,0
2,5
20,0%
Цена на нефть Юралс, тыс руб./барр.
4,18
4,48
(6,6)%
4,18
3,71
12,7%
относящаяся к акционерам Роснефти
Скорректированная чистая прибыль1, млрд руб. относящаяся к акционерам Роснефти
относящаяся к акционерам Роснефти
Скорректированная чистая прибыль1, млрд долл. относящаяся к акционерам Роснефти
Примечание: (1) Корректировка на курсовые разницы и прочие единоразовые эффекты; (2) Корректировка на предоплаты по долгосрочным договорам поставки нефти, включая начисленные процентные платежи по ним, а также операции с торговыми ценными бумагами (рублевый эквивалент)
14
Ответственность бизнеса – ключевая ценность Компании Участник Глобального договора ООН
Стратегия «Роснефть-2022»: войти в 1-й квартиль межд. нефтегазовых компаний по ПБОТОС
Программа энергосбережения выполняется с 2009 г.
в течение 10 лет
Лидерство в снижении удельных выбросов парниковых газов
9,3 млрд руб. экономия энергии в 2018 г., (+3,3% г/г)
В 2018 г. на АЗС «Роснефти» началась реализация новых видов топлива с улучшенными характеристиками «Евро-6» и Pulsar 100. Розничная сеть Компании является перспективной площадкой для развития зарядной инфраструктуры для электромобилей
Программа инновационного развития, инвестиции в 2018г.
Стратегия «Роснефть-2022»: повышенное внимание
53,9 млрд руб., (+9,6% г/г)
Образование, развитие человеческого потенциала, социальные проекты
Инвестиции в социальную сферу в 2018 г.
45,7 млрд руб., (+16% г/г)
«Роснефть» и детский образовательно-игровой парк «Кидзания» провели экскурсию для детей из реабилитационных центров и детских домов
15
Повышение инвестиционной привлекательности с помощью эффективной коммуникации ESG данных 20 декабря 2018 г. – Совет директоров одобрил стратегию «Роснефти» в части приверженности 17 целям ООН в области устойчивого развития1 «Роснефть» определила пять приоритетных целей, достижению которых Компания способствует в ходе своей основной деятельности
Публичная позиция «Роснефть: вклад в реализацию целей ООН в области устойчивого развития» соответствует принципам открытости, прозрачности и информирования акционеров, инвесторов и прочих заинтересованных сторон
Примечание: (1) Публичная позиция «Роснефть: вклад в реализацию целей ООН в области устойчивого развития» обновлена с учетом данных за 2018 г. в апреле 2019 г. https://www.rosneft.com/Investors/Rosneft_contributing_to_implementation_of_UN
16
Новые проекты, введенные в 2016-2017 гг. Показатель
Сузунское
Восточная Мессояха2
Местоположение
Красноярский край
ЯНАО
Запасы 3Р PRMS1
82 млн т н.э./ 623 млн б.н.э.
248 млн т н.э./ 1 707 млн б.н.э.
2016
2016
Добыча за 2018 г. / 1 кв. 2019 г.
4,1 / 0,6 млн т
4,5 / 1,2 млн т
Полка добычи
~4,5 млн т/год
~6,0 млн т/год
2019
2021
Юрубчено-Тохомское
Кондинское
Местоположение
Красноярский край
ХМАО
Запасы 3Р PRMS1
309 млн т н.э./ 2 368 млн б.н.э.3
142 млн т н. э./ 1 034 млн б.н.э.
2017
2017
Добыча за 2018 г. / 1 кв. 2019 г.
2,3 / 1 млн т
1,6 / 0,6 млн т
Полка добычи
~5 млн т/год
>2 млн т/год
2019
2019
Год ввода
Год выхода на полку4
Показатель
Год ввода
Год выхода на полку4
Примечание: (1) По состоянию на 31.12.2018; (2) Лицензия на месторождение принадлежит ЗАО «Мессояханефтегаз», СП с Газпромнефть (50%/50%), данные представлены как 100%; (3) Данные по Юрубченскому блоку; (4) Данные о достижении полки добычи указаны без учета влияния Соглашения ОПЕК+
17
Новые проекты, введенные в 2018 г. Показатель
Тагульское
Таас-Юрях (Среднеботуобинское, 2 очередь)
Местоположение
Красноярский край
Республика Саха (Якутия)
Запасы 3Р PRMS1
456 млн т н.э./ 3 251 млн б.н.э.
281 млн т н.э./ 2 053 млн б.н.э.
4 кв. 2018
4 кв. 2018
Добыча за 2018 г. / 1 кв. 2109 г.
1,3 / 0,3 млн т
2,9 / 0,9 млн т
Полка добычи
>4,5 млн т/год
~5 млн т/год
2022+
2021+
Русское
Куюмбинское3,4
Местоположение
ЯНАО
Красноярский край
Запасы 3Р PRMS1
416 млн т н.э./ 2 799 млн б.н.э.
285 млн т н.э./ 2 176 млн б.н.э.
4 кв. 20182
4 кв. 2018
Добыча за 2018 г. / 1 кв. 2019 г.
0,3 / 0,2 млн т
0,5 / 0,2 млн т
Полка добычи
>6,5 млн т/год
>3 млн т/год
2022+
2021+
Год ввода
Год выхода на полку
Показатель
Год ввода
Год выхода на полку
Примечание: (1) По состоянию на 31.12.2018; (2) Обеспечена добыча в соответствии с проектной документацией; (3) Лицензия на Куюмбинское месторождение принадлежит ООО «Славнефть-Красноярскнефтегаз», СП с Газпромнефть, данные представлены как 100%; (4) Данные по году ввода, полке добычи и году выхода на полку первого пускового комплекса Куюмбинского м/р
18
Прогресс в реализации ключевых проектов: Роспан ПРОЕКТ ОБЕСПЕЧИТ НАИБОЛЬШИЙ ПРИРОСТ ДОБЫЧИ КОМПАНИИ В БЛИЖАЙШЕЙ ПЕРСПЕКТИВЕ Наименование показателя 3Р запасы (PRMS) Добыча за 2018 г. Добыча и производство, в год
Значение 891 млрд куб. м газа 207 млн т ГК, ПБТ и нефти 6,63 млрд куб м газа 1,39 млн т жидких УВ В перспективе: > 21 млрд куб м газа > 5 млн т жидких УВ до 1,3 млн т ПБТ
Запуск проекта
2019 г.
Текущий статус и результаты 1 кв. 2019 г.: В активной фазе строительство ключевых производственных объектов обустройства:
УКПГиК Восточно – Уренгойского ЛУ: ведется монтаж трубопроводов подключения к площадке УКПГиК, выполнен запуск котельной. Запущена в работу система теплоснабжения газотурбинной электростанции Восточно-Уренгойского ЛУ
Наливной ж/д терминал на станции Коротчаево: продолжается монтаж металлоконструкций и нанесение антикоррозийной защиты на эстакады, завершен монтаж и термообработка шаровых резервуаров. Проводятся индивидуальные испытания оборудования
На объектах обустройства продолжается монтаж технологических трубопроводов, кабеленесущих систем
Продолжается строительство магистральных и внутрипромысловых трубопроводов, объектов энергообеспечения
19
Разработка новых месторождений: Харампурское месторождение НАИБОЛЕЕ ЗНАЧИМЫЙ ПОСЛЕ РОСПАНА ПРОЕКТ КОМПАНИИ С ТОЧКИ ЗРЕНИЯ ПРИРОСТА ДОБЫЧИ ГАЗА1 Наименование показателя 3Р запасы (PRMS), газ Полка добычи газа: 1-я очередь (Сеноман)
Значение 650 млрд куб. м2
~11 млрд куб. м/год3
Запуск проекта
2020 г.
Текущий статус и результаты 1 кв. 2019 г.:
Завершаются проектно-изыскательские работы. Ведется инженерная подготовка кустовых площадок и автодорог, строительство газосборных сетей, высоковольтных линий электропередач.
Пробурено 48 из 61 скважин, в том числе 5 скважин – в 1 кв. 2019 г. Газопровод внешнего транспорта: ведутся строительно-монтажные работы, произведена укладка 44 км из 156 км линейного трубопровода
Площадочные объекты: завершена инженерная подготовка подъездной автодороги, площадки вахтового жилого комплекса и Установки комплексной подготовки газа. Продолжается устройство свайных оснований на объектах УКПГ
Примечание: (1) Проект реализуется с участием партнера – компании ВР, (2) Без учета растворенного в нефти газа, с учетом запасов Туронской залежи, (3) С потенциалом дальнейшего роста до 24 млрд куб. м в год за счет полномасштабного освоения Туронской залежи
20
Расчет скорректированного операционного денежного потока Отчет о прибылях и убытках №
1
Показатель
Выручка, в т.ч. Зачет полученных предоплат и прочих финансовых обязательств
Отчет о движении денежных средств
1 кв. 2019, млрд долл.
1 кв. 2019, млрд долл. 2,3
31,9 3,6 2,5 (1,9)
2
Затраты и расходы, в т.ч.
(26,2) (0,6)
Зачет выданных предоплат
3
Операционная прибыль (1+2)
(0,6)
5,7
0,6 (1,5) (0,3)
4
Расходы до налога на прибыль
(2,8) (0,6)
5
Прибыль до налога на прибыль (3+4)
6
Налог на прибыль
7
Чистая прибыль (5+6)
2,9
(0,6)
2,3
3,8 0,2
Показатель Чистая прибыль Корректировки для сопоставления чистой прибыли с денежными средствами, полученными от основной деятельности, в т.ч. Зачет полученных предоплат по долгосрочным договорам поставок нефти и нефтепродуктов Зачет прочих финансовых обязательств Зачет выданных предоплат по долгосрочным договорам поставок нефти и нефтепродуктов Изменения в операционных активах и обязательствах, в т.ч. Проценты за пользование денежными средствами по долгосрочным поставкам Платежи по налогу на прибыль, проценты и дивиденды полученные Чистые денежные средства от операционной деятельности (1+2+3+4) Финансирование в счет будущих поставок
№ 1
2
3
4 5 6
2,2
Эффект от предоплат
7
6,2
Скорректированный операционный денежный поток (5+6+7)
8
21
Финансовые расходы, млрд руб. Показатель
1 кв. 19
4 кв. 18
%
1 кв. 19
1 кв. 18
%
1.
Начисленные проценты1
74
73
1,4%
74
65
13,8%
2.
Уплаченные проценты2
73
82
(11,0)%
73
61
19,7%
3.
Изменение процентов к уплате (1-2)
1
(9)
–
1
4
(75,0)%
4.
Капитализированные проценты3
41
39
5,1%
41
33
24,2%
5.
Чистый убыток от операций с производными финансовыми инструментами4
–
3
(100,0)%
–
–
–
6.
Увеличение резервов в результате течения времени
5
5
–
5
5
–
7.
Проценты за пользование денежными средствами в рамках договоров предоплаты
21
24
(12,5)%
21
20
5,0%
8.
Изменение справедливой стоимости финансовых активов
–
3
(100,0)%
–
–
–
9.
Увеличение резервов под ожидаемые кредитные убытки по долговым финансовым активам
1
1
–
1
–
–
10.
Прочие финансовые расходы
4
3
33,3%
4
3
33,3%
Итого финансовые расходы (1-4+5+6+7+8+9+10)
64
73
(12,3)%
64
60
6,7%
Примечание: (1) Проценты, начисленные по кредитам и займам и прочим финансовым обязательствам (2) Уплата процентов осуществляется в соответствии с плановыми сроками, (3) Капитализация процентных расходов производится согласно стандарту IAS 23 «Затраты по займам». Ставка капитализации рассчитывается путем деления процентных расходов по займам, связанным с капитальными расходами, на средний остаток по данным займам. Сумма капитализированных процентов рассчитывается путем умножения среднего остатка по незавершенному строительству на ставку капитализации, (4) Динамика нетто-эффекта по операциям с ПФИ вызвана колебанием валютной составляющей сделок с валютно-процентными свопами.
22
Минимальный эффект от МСФО 16 «Аренда» С 1 января 2019 г. вступил в силу новый стандарт МСФО 16 «Аренда», согласно которому на балансе отражается не только финансовая, но и операционная аренда, ранее признававшаяся расходом в отчете о прибылях и убытках Влияние стандарта МСФО 16 «Аренда» на показатель чистого долга нефтегазовых компаний (1 кв. 2019 г.) млрд $
Эффект от МСФО 16 Чистый долг до применения МСФО 16
95,5
Эффект в %
72,4
71,1 55,4
43,9
67%
34,9
51%
41%
39% 29% 23%
19%
16,3
14,0
4%
23
Анализ чувствительности
Чувствительность EBITDA чистой прибыли за 1 кв. 2019 г. к изменению цены Юралс на 10%
Чувствительность EBITDA чистой прибыли за 1 кв. 2019 г. к изменению курса долл. на 10%
млрд руб.
млрд руб.
EBITDA
EBITDA
(83)
83
Чистая прибыль (67)
-10%
Источник: Данные Компании
93
Чистая прибыль
67
63,2 долл./барр.
(93)
+10%
(75)
-10%
75
66,1 руб./долл.
+10%
24
Вопросы и ответы