ФИНАНСОВЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ ПО МСФО ЗА 3 КВАРТАЛ И 9 МЕСЯЦЕВ 2019 ГОДА
27 ноября 2019 года 1
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 +1,6%
Рост добычи углеводородов несмотря на внешние ограничения Улучшение структуры добычи
Объем переработки на собственных НПЗ
Газ
тыс. барр. / сут -0,7%
2 301
2 337
2 324
2 308
531
552
542
528
1 785
1 782
1 780
Жидкие 1 770 углеводороды
+7,3%
+2,8%
1 351
1 389
1 454 1 355
Увеличение объемов переработки Улучшение структуры выпуска нефтепродуктов
9М18 9М19 Высоко маржинальные баррели 26%
31%
9М18 9М19
2К19 3К19
31%
31%
2К19 3К19
Выход светлых
71%
72%
73%
73%
Выход мазута
11%
10%
12%
9%
3
Макро экономика
Urals
Цена и чистая цена Urals
долл./барр.
тыс. руб./барр.
-8,9%
70,6
-10,5%
64,3
68,5
4,34
4,19
4,42
61,3 -3,8%
1,59
Снижение чистой цены Urals в обоих периодах
Увеличение маржи переработки в России
9М18 9М19
2К19 3К19
Эталонная маржа переработки в Европе, долл./барр. -13,4%
7,3
-9,2%
1,53
9М18 9М19
1,42
2К19 3К19
+23,7% +45,2%
6,2
+25,0%
2,4
9М18 9М19
1,56
Эталонная маржа переработки в России, долл./барр.
7,7 6,3
3,96
2К19 3К19
3,0
9М18 9М19
4,5 3,1
2К19 3К19 4
Финансовые результаты
млрд руб.
9М19
9М18
%
(8,1)
Выручка
5 929
5 993
(1,1)
332
(1,3)
EBITDA
958
836
14,5
212
235
(9,8)
Разведка и добыча
682
680
0,3
116
93
24,9
Переработка, торговля и сбыт
289
201
44,3
Инвестиционная дисциплина
190
181
5,0
Чистая прибыль акционерам
521
460
13,2
Эффект МСФО 16
109
108
1,4
Капитальные затраты
314
338
(7,2)
209
162
28,6
Свободный денежный поток (СДП)
517
343
50,8
196
189
3,5
СДП до изм. рабочего капитала
569
451
26,2
174
114
52,1
Чистый долг
174
194 (10,3)
Сильные результаты Контроль над затратами
3К19
2К19
%
1 952
2 126
328
5
Лидерcтво по эффективности
EBITDA на баррель добычи (9М19) $/барр. н.э.
23
▪ ▪
Качественная структура добычи
▪
Высокое качество перерабатывающих мощностей
▪
Доступ к премиальным рынкам и каналам сбыта
▪
Высокая инвестиционная дисциплина
Высокая доля нефти, направляемой на переработку
Свободный денежный поток на баррель добычи (9М19) $/барр. н.э. 12
Компании РФ Компании РФ: Газпром нефть, Новатэк, Роснефть Международные компании: BP, Chevron, ConocoPhillips, Eni, ExxonMobil, Shell, Total
Международные компании
6
Новые принципы возврата капитала
Расчет дивидендов в соответствии с новыми принципами дивидендной политики на основе отчетности за 9М 2019 млрд руб. 517 27
31
руб./акц.
460
244 Не менее 100% от скорректированного свободного денежного потока Оппортунистический подход к обратному выкупу акций
352
216 83 133 Свободный Проценты Проценты Свободный денежный денежный поток поток
Лизинг Лизинг
Фактический выкуп акций
3К 2019
120 192
(расчет дивидендов согласно новым принципам)
6М 2019 (рекомендация по промежуточным дивидендам)
Дивиденды Выкуп акций Дивиденды Дивиденды Для Факти(без учета распреческий выкупа * деления акций) выкуп акций
акционерам
* Включает
затраты в рамках программы обратного выкупа акций в размере 138 млрд руб. и затраты в рамках публичной оферты в размере 106 млрд руб.
7
Разведка и добыча Рост добычи углеводородов несмотря на внешние ограничения
Улучшение структуры добычи
8
Цены и налоги
Чистая цена Юралс
Юралс
Снижение международной цены на нефть Эффект лага по налогам негативно повлиял на динамику чистой цены на нефть Девальвация рубля частично компенсировала негативный эффект по сравнению с 9М18
9М19 / 9М18
3К19 / 2К19
$61
(8,9%)
(10,5%)
$13
(23,1%)
(8,8%)
$26
-
(12,4%)
$22
(9,2%)
(9,2%)
(3,8%)
(9,2%)
-
-
6,0%
-
долл. / барр.
Экспортная пошлина
$71
$68 $64
$17
$14 $13
НДПИ
$28
Чистая цена Юралс
$26
$23
$24
В рублях
1 590
1 529
1 558
1 415
9М18
9М19
2К19
3К19
Эффект лага по налогам
$0,7
$0,1
($0,1)
($0,8)
Средний курс рубля к доллару
61,4
65,1
64,6
64,6
$28
$30
9
Ключевые операционные показатели Факторы изменения объемов добычи: ▪ 9М19/9М18: рост по причине развития газовых проектов в Узбекистане и увеличения добычи нефти в России ▪ 3К19/2К19: стабильная добыча на зрелых м/р, рост ТРИЗ, снижение добычи на м/р им. В. Филановского по причине планового ремонта, снижение добычи газа в РФ по причине плановых ремонтов
Добыча углеводородов тыс. барр. н. э. / сут 3000 31
30
2 301
2 337
289
284
ЗК-2 Всего Газ, Россия
Зрелые месторождения
ТРИЗ Новые проекты
1 458
2500
3000
31
31
2 324
2 308
288
276
2000
2000
1500
1500
1 425
1 421
1 421
1000
101
131
453
497
500
3К19 / 2К19
1,6%
(0,7%)
(1,6%)
(3,8%)
(2,3%)
0,0%
29,7%
5,4%
9,7%
(2,5%)
1000
130
137
486
474
0
Высоко маржинальные баррели
2500
9М19 / 9М18
500
0
9М18
9М19
2К19
3К19
26%
31%
31%
31%
+5 п.п.
–
10
EBITDA: Разведка и добыча
млрд руб.
235
3К19/2К19 ▪ Россия: снижение рублевой цены на нефть (-), эффект временного лага по налогам (-) ▪ За рубежом: рост добычи газа в Узбекистане (+), рост добычи нефти (+), снижение EBITDA проекта ЗК-2 (-)
(23,9) 0,8
2К19
Россия
За рубежом
212
3К19
9М19/9М18 ▪ Россия: снижение международной цены на нефть (-), эффект временного лага по налогам (-), девальвация рубля (+), улучшение структуры добычи (+), НДД (+), снижение удельных расходов на добычу (+) ▪ За рубежом: рост добычи газа в Узбекистане и Азербайджане (+), рост цен на газ (+), снижение международной цены на нефть (-), снижение EBITDA проекта ЗК-2 (-)
682
680
9М18
(12,5)
14,4
Россия
За рубежом
9М19 11
Налог на дополнительный доход (НДД)
Ожидаемый эффект от НДД на добычу нефти ЛУКОЙЛа на лицензионных участках 3 группы НДД (зрелые месторождения) добыча, тыс. барр./сут НДД
100
Добыча нефти в 9М19 ▪ Группа 1: 36 тыс. барр./сут
(план)
90 80
▪ Группа 3: 57 тыс. барр./сут
70
▪ Группа 4: 1 тыс. барр./сут
60
+98 млн барр.
НДД (факт 9М19)
нефти за 2019-2027 гг.
x2
50
Нетто-цена в 2019 году Экспортная пошлина
НДД
НДПИ
40 30
3% добычи нефти ЛУКОЙЛа в России
Стандартный налоговый режим
20
Неттоцена
40% Стандартный режим
55%
При НДД
Нетто-цена нефти для 3 группы НДД при $50/барр., 60 руб./долл. Режим НДД c учетом норматива принимаемых затрат.
10 0 2019
2021
2023
2025
Группа 1: 19 участков с новыми месторождениями в Западной Сибири (ЯНАО, вкл. Пякяхинское) и Тимано-Печоре (НАО) Группа 3: 8 участков со зрелыми месторождениями в Западной Сибири (ХМАО) Группа 4: 2 участка с новыми месторождениями в Западной Сибири (ХМАО)
2027
12
Западная Сибирь
Добыча нефти
Преимущества
тыс. барр. / сут
▪ Стабильный регион для реинвестирования +0.3%
723
714
709
703
699
▪ Наименьшая по Компании удельная стоимость метра проходки бурения
▪ Высокий уровень накопленной компетенции
▪ Потенциал для роста объемов 3К18
4К18
1К19
Зрелые месторождения
2К19
3К19
Новые месторождения
Эксплуатационное бурение
Результаты 9М19
км
▪ Замедление темпов снижения добычи
+22%
569
3К18
656
506
461
4К18
1К19
бурения, обеспеченный ресурсной базой
800
▪ Рост доли горизонтального бурения ▪ Внедрение оптимизированных горизонтальных скважин трехколонной конструкции
2К19
Новые месторождения: Пякяхинское, Имилорское, Виноградова
3К19
13
Северный Каспий
Преимущества
▪ Высокомаржинальные баррели ▪ Короткое транспортное плечо,
Добыча углеводородов тыс. барр. н. э. / сут
170
180
180
низкие затраты на добычу, высокое качество нефти
180
Плановый ремонт
164
Результаты 9М19
▪ им. В. Филановского: ввод 3 добывающих скважин, установка верхнего строения блок-кондуктора
▪ им. Ю. Корчагина: ввод 4 добывающих скважин
▪ им. В. Грайфера (Ракушечное): разработка документации, заключение договоров на поставку оборудования и материалов
Нетто-цена в 2019 году при $50/барр., 60 руб./долл.
Экспортная пошлина
Планы на 4К19
▪ им. В. Филановского: ввод третьей
НДПИ 85% Неттоцена
84%
очереди (добыча началась в октябре 2019г), программа бурения
40% Стандартный им. В. им. Ю. режим Филановского Корчагина
3К18
4К18
1К19
2К19
3К19
▪ им. Ю. Корчагина: программа бурения
▪ им. В. Грайфера (Ракушечное): обустройство месторождения 14
ТРИЗ: тяжелая нефть
Добыча нефти
Преимущества
тыс. барр. / сут
▪ Высокомаржинальные баррели ▪ Существенный потенциал роста
Усинское*
83 77
32
Ярегское
86 36
добычи
89
91
Результаты 9М19
39
42
▪ Ярегское: ввод парогенерирующих
30
мощностей 100 т/час, ввод 6 добывающих скважин SAGD, 125 подземных скважин
▪ Усинское: ввод 23 добывающих скважин, ввод парогенерирующих мощностей 20 т/час
Нетто-цена в 2019 году при $50/барр., 60 руб./долл.
47
51
50
50
49 Планы 4К19
Экспортная пошлина
▪ Ярегское: расширение мощностей
НДПИ Неттоцена
по подготовке и транспорту нефти
97%
▪ Усинское: ввод мощностей для
61% 40% Стандартный Усинское* режим
Ярегское
3К18
4К18
1К19
2К19
3К19
поддержания пластового давления, парогенерирующих мощностей, оптимизация затрат на бурение
* Пермо-карбоновая залежь
15
ТРИЗ: низкая проницаемость
Добыча нефти
Преимущества
тыс. барр. / сут
▪ Высокомаржинальные баррели ▪ Существенный потенциал роста
Имилорское
им. В.Н. Виноградова
добычи
35
24
30
28
27
8
8
7
Нетто-цена в 2019 году
20
при $50/барр., 60 руб./долл.
19
10
▪ Имилорское: ввод 78 добывающих
9
и 18 нагнетательных скважин
25
добывающей скважины
Планы 4К19
▪ Имилорское: ввод 24 добывающих скважин
НДПИ Неттоцена
▪ им. В.Н. Виноградова: ввод 21
20
16
Экспортная пошлина
Результаты 9М19
40%
▪ им. В.Н. Виноградова: ввод 13
57%
Стандартный Имилорское*, режим Виноградова
* Льгота по НДПИ для низкопроницаемых залежей
добывающих скважины 3К18
4К18
1К19
2К19
3К19
16
Газовые проекты в Узбекистане
Добыча углеводородов (доля ЛУКОЙЛа) тыс. барр. н. э. /сут
Кандым
236
Гиссар
258
264
77
74
82
181
Преимущества
▪ Накопленные компетенции работы в регионе
219
219
60
65
ценам (экспорт в Китай)
Результаты 9М19
190 159
154
▪ Продажа газа по международным
▪ Снижение добычи во 2К-3К19 в 154
связи с ремонтом на Кандымском ГПК и Шуртанском ГХК
Планы на 4К19
▪ Увеличение объемов добычи ▪ Оценка перспектив по 3К18
4К18
1К19
2К19
3К19
инвестиционным блокам на севере Узбекистана
17
Переработка, торговля и сбыт Рост объемов переработки Улучшение структуры выпуска нефтепродуктов Развитие премиальных каналов сбыта
18
Экономика переработки 3К19 / 2К19
Маржа эталонного НПЗ, $ / барр. 7,8
7,7
Европа
6,2
Среднее MED/NWE
4,5
Европа ▪ Рост маржи обусловлен ростом крэк спредов на дизельное топливо
Россия ▪ Рост маржи по причине роста европейской маржи и положительного эффекта лага экспортной пошлины на нефть
Россия
3,1 2,1 3К18
4К18
1К19
2К19
3К19
Бензин
734
597
548
684
623
Дизельное топливо
668
637
588
610
579
Мазут
425
396
376
388
330
Цены Европа, $ / т
Россия, тыс. руб. / т Бензин АИ-95
42,3
45,8
36,9
41,9
43,1
Дизельное топливо
42,9
45,1
39,8
40,1
40,7
Автобензин
-0,5
6,9
5,2
Дизель
5,1
5,4
4,2
Демпфер: Расчёт маржи в России – на основе данных ЦДУ ТЭК по фактическим средневзвешенной корзине продукции и доле экспорта НПЗ в европейской части России
19
Ключевые операционные показатели Факторы изменения объемов переработки ▪ 3К19/2К19 – плановые ремонты на Пермском НПЗ и НПЗ в Нидерландах во 2К19, увеличение загрузки НПЗ в Италии ▪ 9М19/9М18 – увеличение загрузки Нижегородского НПЗ, ремонт на НПЗ в Болгарии в первом квартале 2018 года
Увеличение производства средних дистиллятов и сокращение производства мазута
Объем переработки на собственных НПЗ тыс. барр. / сут
9М19 / 9М18
3К19 / 2К19
1 454
1 351
1 389
1 355
Европа
485
494
489
Россия
866
895
866
925
9М18
9М19
2К19
3К19
Россия
70%
70%
69%
71%
–
+2 п.п.
Европа
72%
77%
79%
77%
+5 п.п.
-2 п.п.
Мазут
11%
10%
12%
9%
-1 п.п.
-3 п.п.
Средние дистилляты
46%
47%
47%
48%
+1 п.п.
+1 п.п.
2,8%
7,3%
2,0%
8,1%
3,3%
6,8%
529
Выход светлых
Средние дистилляты включают дизельное топливо, реактивное топливо, судовое топливо.
20
Приоритетные каналы сбыта 9М19 / 9М18
АЗС ▪ Валовый доход от продаж нетопливных товаров и услуг: ▪ В России +7% ▪ За рубежом +4% ▪ Объем продаж моторных топлив -6% (временный переток потребителей на АЗС ВИНК в России в 2018 году) Масла ▪ Объем продаж премиальных моторных и индустриальных масел +3% Битумы ▪ Объем продаж битумов +9% Авиа ▪ Объем продаж «в крыло» в РФ и за рубежом +15% Бункеровка ▪ Объем реализации в РФ и за рубежом +7% 21
Эффективное распределение российской нефти
Цены
Объемы
$/барр.
млн т 21,1
80
0,6 Brent
0,2
20,9 0,1
Реализация в России
70 60
Максимизация поставок на НПЗ
20,3
10,9
10,7
11,6
Поставки на собственные НПЗ в России
7,4
7,0
6,9
Прочее Пониженная ставка экспортной пошлины
50 40 30 20 10
Нэтбэк нефти при экспорте в дальнее зарубежье**
Нэтбэк при переработке на НПЗ в России*
0 3К18
4К18
1К19
2К19
3К19
Экспорт
2,2
2,4
2,3
3К18
2К19
3К19
* Включая чистую маржу реализации произведённых на НПЗ нефтепродуктов по всем каналам сбыта ** Западно-сибирская нефть, стандартный налоговый режим
22
EBITDA: Переработка, торговля и сбыт
млрд руб.
116
93
19,7
2К19
Россия
3,5
3К19/2К19 ▪ Россия: увеличение маржи эталонного НПЗ (+), рост объемов переработки и улучшение корзины (+), ухудшение результатов в нефтехимии, рознице и электроэнергетике (-)
За рубежом
3К19
▪ За рубежом: рост маржи эталонного НПЗ (+), рост маржи трейдинга (+), улучшение результатов в рознице (+), бухгалтерские факторы, относящиеся к трейдингу (-)
9М19/9М18 ▪ Россия: рост маржи эталонного НПЗ и объемов переработки (+), улучшение результатов в рознице (+), эффект запасов (-) ▪ За рубежом: рост маржи трейдинга (+), рост объемов переработки и улучшение корзины (+), снижение маржи эталонного НПЗ (-), эффект запасов (-)
289 13,6
201
75,2
9М18
Россия
За рубежом
9М19
23
Точечные проекты на НПЗ в РФ
Проекты
Комплекс УЗК
Завершенность и статус работ
51%
Строительство железобетонных конструкций, монтаж металлоконструкций и оборудования, поставка и монтаж крупнотоннажного технологического оборудования
33%
Монтаж оборудования и металлоконструкций, законтрактовано 100% основного технологического оборудования
Нижний Новгород Установка изомеризации
Битумное производство
6%
Волгоград
Деасфальтизация
31%
Проектная документация передана на государственную экологическую экспертизу, завершается изготовление оборудования блока производства полимерно-битумного вяжущего Монтаж оборудования, металлоконструкций эстакад и технологических трубопроводов, принята в монтаж большая часть технологического оборудования
24
Финансы Сильные результаты Даунстрим компенсировал снижение доходности в апстриме
25
Выручка 3К19 / 2К19
млрд руб.
2 126 (3)
(0) (35)
Снижение цен на нефть (59)
Накопление товарных остатков нефти и нефтепродуктов за рубежом по сравнению с сокращением во 2К19
17
0 (65)
1 952
(31) 3
Снижение объемов трейдинга
2К19
Нефть (Россия)
Фактор объема
Нефть (за рубежом)
Нефтепродукты (Россия)
Нефтепродукты (за рубежом)
Прочее
3К19
Фактор цены и структуры 26
Операционные расходы
Операционные расходы
Затраты на добычу в России
млрд руб. 345
руб. / барр. н. э.
342 119
56
21 9 38
56
22 9 40
17 7 3 14
76
243
114 21
Прочее
7 3
Электроэнергетика Нефтехимия
14
Транспорт нефти до НПЗ
25
Переработка на собственных НПЗ
72 23
240
237
239
2К19 3К19
9М18 9М19
Затраты на добычу ключевых дочерних обществ (3К19) руб. / барр. н. э. 346
145
144
49
50
Затраты на добычу углеводородов (без ЗК-2)
251
239
173 52
9М18
9М19
2К19
3К19
L-Nizhnevolzhskneft
L-Perm
L-West Siberia
L-Komi
Average
ЛУКОЙЛ- ЛУКОЙЛ- ЛУКОЙЛ- ЛУКОЙЛ- Среднее Нижневол Пермь Западная Коми по жскнефть Сибирь России 27
млрд руб.
332
EBITDA
(4,5) (23,1)
23,2
Разведка и добыча
Переработка, торговля и сбыт
328
3К19 / 2К19 Снижение цен на нефть Отрицательный эффект временного лага по налогам
2К19
332
Рост маржи переработки в России и Европе
(173,2)
160,4
Выручка
Закупки
Корп. центр и элиминации
14,1
3,3
(5,6)
(3,3)
(0,1)
Налоги и пошлины
SG&A
Опера ционные расходы
Транспорт
Геолого разведка
3К19
328
Рост объемов переработки Улучшение структуры выпуска нефтепродуктов
2К19
3К19
28
Чистая прибыль
млрд руб.
3К19 / 2К19 6,6
181
2,7
190
8,4
(4,4)
1,2
EBITDA
Амортизация
Снижение эффективной ставки налога на прибыль Прибыль от продажи активов в рамках оптимизации международного блока
2К19
Прибыль от Эффективная продажи активов ставка налога на прибыль
Курсовые разницы и прочее
3К19
29
Капитальные затраты
Разведка и добыча
Переработка, торговля и сбыт
338
млрд руб.
(5,6) (8,6) (9,6) (0,7)
9М18
2,4
108
(0,1)
3,7
Каспий
Зап. Сибирь
За Россия За Прочее рубежом рубежом
9М19
(4,0) (1,9)
Россия
2К19
Россия
314 0,2
2,6
(0,3)
(1,3)
109 0,1
0,2
За рубежом
Тимано Печора
Прочее
ЗК-2
Разведка и добыча
Узбекистан
Прочее
Россия
За рубежом Корп. центр и прочее
3К19
Переработка, торговля и сбыт
30
Денежный поток
Свободный денежный поток млрд руб.
(1,5)
209
39,9
162
8,1
(51,7) 2К19
(314,0) 882,9
ОДП до изм. Изм. рабочего рабочего капитала капитала
Капитальные затраты
3К19
(180,7) (243,7)
493
Денежные средства и их эквиваленты на начало 2019
(65,3)
ОДП до рабочего капитала
Рабочий капитал
Капитальные затраты
Дивиденды Приобретение Долг, собственных проценты, акций финансовые активы
(21,9)
Курсовые разницы
(51,0)
M&A и прочее
447
Денежные средства и их эквиваленты на конец 3К19
31
Финансовое положение (на 30.09.2019)
млрд руб.
Суммарный долг 621 млрд руб.
Кредитные линии*
Денежные средства и их эквиваленты
157
Аренда 170
447
451
Чистый долг / EBITDA: 0,1 Финансовый чистый долг / EBITDA: 0,0
График погашения долга
67
90
4К19
2020
Структура долга (без учета аренды) USD / EUR /
Эффект МСФО 16 на суммарный долг на 30.09.19: +135 млрд руб.
23 2021
USD / EUR / Прочее Other debt
/ Фиксированная Fixed / Variable rate плавающая ставка Eurobonds (all in $) /
Еврооблигации (все в $) / Other debt прочий долг
2022
109
113
2023
2024 и далее
Кредитные рейтинги
95%
Unsecured / Обеспечениеsecured нет / есть debt
49
4%1%
85%
Moody’s
Baa2
15%
65%
35%
S&P
BBB
66%
34%
Fitch
BBB+
* Невыбранные возобновляемые безотзывные кредитные линии
32
Планы на 2019 год
Добыча
Запуск месторождения D41 в Балтийском море Запуск третьей очереди месторождения им. В. Филановского на Каспии ▪ Рост добычи углеводородов (без учета Западной Курны-2) на 0,5-1,0% ▪ Реализация программ оптимизации затрат ▪ Работы по обустройству месторождения им. В. Грайфера (Ракушечное) на Каспии ▪ Работы по второму этапу разработки проекта Западная Курна-2 ▪ Бурение разведочных скважин на Блоке 10 в Мексике (1), Блоке 30 в Румынии (1), Блоке 10 в Ираке (2)
Нефтепереработка
▪ Рост объемов нефтепереработки до 5% в зависимости от конъюнктуры ▪ Сохранение выхода светлых на уровне 2018 г. ▪ Работы по строительству установок замедленного коксования и изомеризации в Нижнем Новгороде
Финансы
▪ Капитальные затраты (без учета Западной Курны-2): <470 млрд руб. – Апстрим / Даунстрим – 80% / 20% – РФ / За рубежом – 85% / 15% 33
34
Приложение
35
Ценовое и налоговое окружение Разведка и добыча
3К19
2К19
% Цены и курс валют
9М19
9М18
%
61,8
68,9
(10,3)
Брент, $/барр.
64,6
72,1
(10,4)
61,3
68,5
(10,5)
Юралс, $/барр.
64,3
70,6
(8,9)
64,6
64,6
-
Курс, руб./$
65,1
61,4
6,0
(48)
(6)
-
Эффект лага по налогам, руб./барр.
5
41
(87,8)
21,9
24,1
(9,2)
Нетто-цена, $/барр.
23,5
25,9
(9,2)
1,42
1,56
(9,2)
Нетто-цена, тыс. руб./барр.
1,53
1,59
(3,8)
Налоги в России Экспортная пошлина 13,0
14,3
(8,8)
$/барр.
13,1
17,0
(23,1)
6,14
6,72
(8,7)
тыс. руб./т
6,21
7,63
(18,6)
27,7
27,7
-
13,17
12,44
5,9
НДПИ 26,3
30,1
(12,4)
$/барр.
12,41
14,17
(12,4)
тыс. руб./т
36
Ценовое и налоговое окружение Переработка, торговля и сбыт
3К19
2К19
% Цены
9М19
9М18
%
Дизельное топливо
40,2
40,4
(0,5)
Мазут
16,0
15,3
4,6
Бензин АИ-95
41,3
40,7
1,5
Дизельное топливо
592
639
(7,4)
Россия, тыс. руб./т 40,7
40,1
1,5
15,1
16,9
(10,6)
43,1
41,9
3,0
Европа, $/т 579
610
(5,2)
330
388
(14,8)
Мазут
365
393
(7,3)
623
684
(9,0)
Бензин
619
697
(11,3)
12,3
9,9
24,7
8,5
6,8
26,1
Налоги в России Акцизы, тыс. руб./т 12,3
12,3
-
Бензин (Евро-5)
8,5
8,5
-
Дизельное топливо Демпфер, тыс. руб./т
5,2
6,9
(24,8)
Автобензин
3,9
-
-
4,2
5,4
(21,7)
Дизельное топливо
4,9
-
-
37
млрд руб.
Финансовые результаты
2 306
2 043
1 851
2 126
1 952
-15,3% г./г.
Выручка 3Q18
4Q18
1Q19
322
2Q19
3Q19
332
328
2Q19
3Q19
181
190
2Q19 2К19
3Q19 3К19
298
+1,9% г./г.
278
EBITDA
3Q18
4Q18
1Q19
184 159
149
4Q18 4К18
1Q19 1К19
+3,6% г./г.
Чистая прибыль 3Q18 3К18
38
Выручка
млрд руб.
9М19 / 9М18 90
5 993 (25)
(85)
1
(25)
34
(23)
5 929 (76) 45
9М18
Нефть (Россия)
Фактор объема
Нефть (за рубежом)
Нефтепродукты (Россия)
Нефтепродукты (за рубежом)
Прочее
9М19
Фактор цены и структуры 39
EBITDA
млрд руб.
9М19 / 9М18 29,8
836
0,3
2,6
0,2
(2,3)
Транспорт
Опера ционные расходы
Геолого разведка
SG&A
958
154,9 (63,9)
EBITDA 9М18
Выручка
Закупки
Налоги и пошлины
EBITDA 9М19
40
Чистая прибыль
млрд руб.
9М19 / 9М18 (22,9)
(9,7) (31,3)
121,5
3,1
521
460
Чистая прибыль 9М18
EBITDA
Амортизация
Налог на прибыль
Курсовые разницы
Финансовые доходы / расходы и прочее
Чистая прибыль 9М19
41
Отчет о прибылях и убытках (в млн долл. по среднему курсу за период)
3К19 30 222
2К19 32 903
(1 847) (16 254) (1 043) ( 706) (1 618) (3 607) (1 681) (10) 3 457 107 (168) 85 (72) 101 3 510 (572) 17 (555) 2 955 (8)
(1 760) (18 737) (991) (758) (1 637) (3 940) (1 567) (9) 3 505 94 (170) 77 56 (98) 3 463 (630) (19) (649) 2 814 (9)
2 947
2 806
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»
9М19
9М18
91 102
97 544
(5 257) (49 907) (3 144) (2 216) (4 826) (10 887) (4 936) (33) 9 895 292 (516) 255 13 (58) 9 882 (1 829) (24) (1 853) 8 028 (25)
(5 611) (55 388) (3 335) (2 310) (4 740) (10 567) (6 679) (38) 8 876 216 (416) 296 524 (173) 9 323 (1 697) (108) (1 805) 7 518 (28)
8 004
7 490 42