ФИНАНСОВЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ ПО МСФО ЗА 2 КВАРТАЛ И 6 МЕСЯЦЕВ 2019 ГОДА
29 августа 2019 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 +2,8%
Рост добычи углеводородов несмотря на внешние ограничения Рост доли высокомаржинальных баррелей Увеличение объемов переработки
Объем переработки на собственных НПЗ
Газ
тыс. барр. / сут -2,3%
2 287
2 352
2 379
524
564
587
542
1 788
1 792
1 782
Жидкие 1 763 углеводороды
1П18 1П19 Высоко маржинальные баррели 25%
31%
2 324
1 330
31%
1 356
1П18 1П19
1К19 2К19
31%
-0,2%
+2,0%
Выход светлых
71%
72%
1 358
1 355
1К19 2К19
71%
73%
3
Макро экономика
Urals
Цена и чистая цена Urals
долл./барр.
тыс. руб./барр.
-4,3%
68,8
+8,3%
65,9
63,2
4,09
4,30
68,5 -3,6%
+4,1%
Рост средней международной цены на нефть в рублевом выражении в обоих периодах Увеличение маржи переработки в России
1,53
1П18 1П19
1К19 2К19
Эталонная маржа переработки в Европе, долл./барр. -18,9%
1П18 1П19
1,62
1,56
1К19 2К19
Эталонная маржа переработки в России, долл./барр.
5,2
6,2
2х +15,0%
2,0
1П18 1П19
1,59
+20,5%
7,0 5,7
4,42
4,18
1К19 2К19
3,1
2,3
1П18 1П19
1,4
1К19 2К19 4
Финансовые результаты
млрд руб.
1П19
1П18
%
14,8
Выручка
3 976
3 687
7,9
298
11,4
EBITDA
630
515
22,5
235
235
0,0
Разведка и добыча
470
412
14,2
93
80
16,5
Переработка, торговля и сбыт
173
118
46,1
Инвестиционная дисциплина
181
149
21,4
Чистая прибыль акционерам
330
276
19,6
Эффект МСФО 16
108
97
10,4
Капитальные затраты
205
227
(9,6)
162
146
11,3
Свободный денежный поток (СДП)
308
183
68,4
189
183
3,3
СДП до изм. рабочего капитала
373
251
48,6
114
197 (42,2)
Чистый долг
114
203 (43,8)
Сильные результаты Контроль над затратами
2К19
1К19
%
2 126
1 851
332
5
Лидерcтво по эффективности
Свободный денежный поток на баррель добычи (1П19) $/барр. н.э.
11
▪
Высокомаржинальные баррели в апстриме
▪
Высокая доля нефти, направляемой на переработку
▪
Высокое качество перерабатывающих мощностей
▪
Доступ к премиальным рынкам и каналам сбыта
▪
EBITDA на баррель добычи (1П19) $/барр. н.э.
23
Высокая инвестиционная дисциплина
Компании РФ Компании РФ: Газпром нефть, Новатэк, Роснефть Международные компании: BP, Chevron, ConocoPhillips, Eni, ExxonMobil, Shell, Total
Международные компании
6
Рост выплат акционерам
Дивиденд на акцию руб.
250 215
$3,0 млрд Непрерывный рост дивиденда на акцию
195
расходы на программу обратного выкупа акций
>20 лет
с сентября 2018г. по август 2019г.
Распределение акционерам $4,6 млрд за последние 12 месяцев через программу обратного выкупа акций и публичную оферту
$1,6 млрд
177 154
110
приобретение акций в рамках оферты
90 75
в августе 2019г.
8 0,2 0,3 3
38 42 33 24 28 20 15
50 52
59 85 95 75 60 65 50 40
7
Улучшение корпоративного управления
Состав СД (по срокам пребывания)
Состав Комитетов СД
▪ Комитет по аудиту
6 5 4
4
3
‘19 19
‘18 18
‘19 19
‘18 18
1-7 лет
<1 года
‘19 19
>7 лет
Доля независимых директоров в составе СД
▪ Комитет по кадрам и вознаграждениям
3/3
Среднее по мейджорам 75%
55%
36%
32%
31%
Мейджоры: BP, Chevron, Eni, ExxonMobil, Shell, Total
▪ Комитет по стратегии, инвестициям и устойчивому развитию
29% Нефть и газ
37%
Потреб. сектор
47%
Электроэнергетика
Среднее по индексу МосБиржи 36%
Телеком
Общее количество независимых директоров выросло до шести
‘18 18
Финансы
▪
На Годовом общем собрании акционеров в июне 2019 года в состав Совета директоров (СД) избраны три новых независимых директора
Независимые директора
0
Металлургия
▪
3/3
2/4
8
Разведка и добыча Рост добычи углеводородов несмотря на внешние ограничения Рост доли высокомаржинальных баррелей
9
Цены и налоги
Чистая цена Юралс
Юралс
Изменение чистой цены нефти в рублях: ▪ 1П19/1П18: рост по причине ослабления рубля при снижении международной цены ▪ 2К19/2К18: снижение обусловлено положительным эффектом лага по экспортной пошлине в первом квартале 2019 года, а также укреплением рубля
1П19 / 1П18
2К19 / 1К19
$68
(4,3%)
8,3%
$14
(19,4%)
19,5%
долл. / барр. $69
$66
$63
Экспортная пошлина
$16
НДПИ
$27
$28
$27
$30
5,8%
12,0%
Чистая цена Юралс
$26
$24
$24
$24
(5,5%)
(1,3%)
В рублях
1 526
1 588
1 616
1 558
4,1%
(3,6%)
1П18
1П19
1К19
2К19
Эффект лага по налогам
$0,9
$0,5
$1,1
($0,1)
Средний курс рубля к доллару
59,4
65,3
66,1
64,6
$13
$12
-
-
9,9%
(2,3%) 10
Ключевые операционные показатели
Добыча углеводородов тыс. барр. н. э. / сут 3000
29 ЗК-2 Всего
Факторы изменения объемов добычи: ▪ 1П19/1П18: высокие темпы роста по причине развития газовых проектов в Узбекистане и увеличения добычи нефти в России ▪ 2К19/1К19: снижение добычи газа в Узбекистане, снижение добычи в нефти в РФ по причине ОПЕК+
Газ, Россия
2 287 291
29
2 352
2500
3000 28
31
2 379
2 324
288
288
288
2000
2000
1500 Зрелые месторождения
ТРИЗ Новые проекты
1 456
1 426
1000
99 441
120
500
114
125
500
485
0
Высоко маржинальные баррели
2,8%
(2,3%)
(1,1%)
(0,2%)
(1,4%)
(1,3%)
21,2%
9,9%
15,3%
(8,8%)
1000
532
508
2К19 / 1К19
1500 1 445
1 436
2500
1П19 / 1П18
0
1П18
1П19
1К19
2К19
25%
31%
31%
31%
+6 п.п.
–
11
EBITDA: Разведка и добыча
млрд руб.
470 20,6
Россия ▪ 1П19/1П18 и 2К19/1К19: рост рублевой цены на нефть (+), рост доли высокомаржинальных баррелей (+), переход ряда лицензионных участков на НДД (+); уменьшение положительного эффекта временного лага по экспортной пошлине на нефть (-)
412
1П18
37,9
Россия
За рубежом
1,3
(1,4)
1П19
За рубежом ▪ 1П19/1П18 : рост добычи газа в Узбекистане и Азербайджане (+), рост цен на газ (+), ослабление рубля (+) ▪ 2К19/1К19: снижение добычи газа в Узбекистане (-), снижение цен на газ (-), укрепление рубля (-); рост EBITDA проекта ЗК-2 (+)
235
235
1К19
Россия
За рубежом
2К19
12
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 100
Добыча нефти в 1П19 ▪ Группа 1: 36 тыс. барр./сут
НДД
90 80
▪ Группа 3: 57 тыс. барр./сут
70
▪ Группа 4: 1 тыс. барр./сут
60
+98 млн барр. 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
13
Западная Сибирь
Добыча нефти
Преимущества
тыс. барр. / сут
▪ Стабильный регион для реинвестирования
-0,4%
▪ Наименьшая по Компании
-1,8%
716
723
714
709
703
удельная стоимость метра проходки бурения
▪ Высокий уровень накопленной компетенции
▪ Потенциал для роста объемов 2К18
3К18
4К18
Зрелые месторождения
1К19
2К19
Новые месторождения
Эксплуатационное бурение
Результаты 1П19
км +43%
537
569
656 512
бурения, обеспеченный ресурсной базой
461
▪ Замедление темпов снижения добычи ▪ Рост доли горизонтального бурения
▪ Внедрение оптимизированных горизонтальных скважин трехколонной конструкции 2К18
3К18
4К18
1К19
Новые месторождения: Пякяхинское, Имилорское, Виноградова
2К19
14
Преимущества
Северный Каспий
▪ Высокомаржинальные баррели ▪ Короткое транспортное плечо,
Добыча углеводородов
низкие затраты на добычу, высокое качество нефти
тыс. барр. н. э. / сут
Результаты 1П19 164
170
180
180
180
▪ им. В. Филановского: ввод 3 добывающих скважин, установка верхнего строения блоккондуктора
▪ им. Ю. Корчагина: ввод 3 добывающих скважин
▪ Ракушечное: разработка документации, тендеры по выбору поставщиков оборудования и материалов
Нетто-цена в 2019 году при $50/барр., 60 руб./долл.
Экспортная пошлина
Планы на 2П19
НДПИ 85%
Неттоцена
▪ им. В. Филановского: ввод третьей
84%
очереди, программа бурения
40% Стандартный им. В. им. Ю. режим Филановского Корчагина
▪ им. Ю. Корчагина: программа 2К18
3К18
4К18
1К19
2К19
бурения
▪ Ракушечное: обустройство месторождения 15
ТРИЗ: тяжелая нефть
Добыча нефти
Преимущества
тыс. барр. / сут
▪ Высокомаржинальные баррели ▪ Существенный потенциал роста
Усинское*
Ярегское
83
74 28
77
32
86 36
добычи
89 39
30
▪ Ярегское: ввод парогенерирующих мощностей 50 т/час, ввод 6 добывающих скважин SAGD, 107 подземных скважин
▪ Усинское: ввод 18 добывающих скважин, ввод парогенерирующих мощностей 20 т/час
Нетто-цена в 2019 году при $50/барр., 60 руб./долл.
46
47
51
50
50 Планы 2П19
Экспортная пошлина
▪ Ярегское: расширение мощностей по
НДПИ
Неттоцена
Результаты 1П19
подготовке и транспорту нефти и ввод мощностей парогенерации 50 т/час
97% 61%
▪ Усинское: ввод мощностей для
40% Стандартный Усинское* режим
Ярегское
2К18
3К18
4К18
1К19
2К19
поддержания пластового давления, парогенерирующих мощностей, оптимизация затрат на бурение
* Пермо-карбоновая залежь
16
ТРИЗ: низкая проницаемость
Добыча нефти
Преимущества
тыс. барр. / сут
▪ Высокомаржинальные баррели ▪ Существенный потенциал роста
Имилорское
им. В.Н. Виноградова
добычи
30 24
21
27
8
8
9
и 13 нагнетательных скважин
▪ им. В.Н. Виноградова: ввод 14 20
19
20
добывающих скважин
16
при $50/барр., 60 руб./долл.
15
Планы 2П19
Экспортная пошлина
▪ Имилорское: ввод 57 добывающих скважин
НДПИ
Неттоцена
Результаты 1П19
▪ Имилорское: ввод 45 добывающих
7
7
Нетто-цена в 2019 году
28
40%
▪ им. В.Н. Виноградова: ввод 19
57%
Стандартный Имилорское*, режим Виноградова
* Льгота по НДПИ для низкопроницаемых залежей
добывающих скважины 2К18
3К18
4К18
1К19
2К19
17
Газовые проекты в Узбекистане
Добыча углеводородов (доля ЛУКОЙЛа)
Преимущества
тыс. барр. н. э. /сут
▪ Накопленные компетенции работы в регионе
Кандым
236 213
▪ Продажа газа по международным
Гиссар
ценам (экспорт в Китай)
258
264
77
74
219
82
60
76 181
▪ Устойчивая работа на проектной мощности
▪ Снижение добычи во 2К19 в связи
190 159
154
Результаты 1П19
137
с ремонтом на Кандымском ГПК и Шуртанском ГХК
Планы на 2П19
▪ Поддержание полки добычи ▪ Оценка перспектив по 2К18
3К18
4К18
1К19
2К19
инвестиционным блокам на севере Узбекистана
18
Покупка доли в добычном проекте Marine XII в Республике Конго
Параметры сделки
Преимущества
▪ Соглашение с New Age о приобретении
▪ Добычной проект с
25%-ой доли в лицензии Marine XII
▪ Сумма сделки: $800 млн ▪ Участники проекта: ▪ Eni – 65% (оператор) ▪ LUKOIL – 25% ▪ SNPC – 10% (гос. компания)
разведанными запасами и значительным потенциалом роста добычи
▪ Хорошо развитая инфраструктура
▪ Положительный свободный Характеристики блока Marine XII
▪ Глубина воды: 20-90 м. ▪ Открыто 5 месторождений, два из которых в стадии добычи
▪ Добыча: 40 тыс. бнэ/с (в основном легкая и малоосернистая нефть)
▪ Запасы 2P: 1,3 млрд бнэ ▪ Тип контракта: СРП
денежный поток, самофинансируемый проект
▪ Расширение сотрудничества с Eni
▪ Дополнительные компетенции ЛУКОЙЛа по работе на мелководных проектах
19
Переработка, торговля и сбыт Рост объемов переработки
Рост объемов реализации через премиальные каналы сбыта
20
Экономика переработки 2К19 / 1К19
Маржа эталонного НПЗ, $ / барр. 7,7
Европа
6,2
Среднее MED/NWE
5,2
Европа ▪ Рост маржи обусловлен восстановлением крэк спредов на бензин
Россия ▪ Рост маржи по причине роста европейской маржи, роста экспортной субсидии, увеличения внутренних цен на нефтепродукты, роста демпфера по автобензинам и дизельному топливу
Россия
1,4
3,1
1,6 2К18
3К18
4К18
1К19
2К19
Бензин
712
734
597
548
684
Дизельное топливо
658
668
637
589
610
Мазут
401
425
396
376
388
Цены Европа, $ / т
Россия, тыс. руб. / т Бензин АИ-95
43,8
42,3
45,8
36,9
41,9
Дизельное топливо
41,5
42,9
45,1
39,8
40,1
Автобензин
-0,5
6,9
Дизель
5,1
5,4
Демпфер: Расчёт маржи в России – на основе данных ЦДУ ТЭК по фактическим средневзвешенной корзине продукции и доле экспорта НПЗ в европейской части России
21
Ключевые операционные показатели Факторы изменения объемов переработки
▪ 2К19/1К19 – плановый ремонт на Пермском НПЗ, перебои с поставкой сырья через черноморские порты в 1К19 ▪ 1П19/1П18 – увеличение загрузки Нижегородского НПЗ, ремонт на НПЗ в Болгарии в первом квартале 2018 года Увеличение производства средних дистиллятов
Объем переработки на собственных НПЗ тыс. барр. / сут
1П19 / 1П18
2К19 / 1К19
1 330
1 356
1 358
1 355
2,0%
(0,2%)
Европа
467
477
464
489
2,2%
5,4%
Россия
864
879
893
866
1,8%
(3,1%)
1П18
1П19
1К19
2К19
Россия
70%
69%
69%
69%
(1 п.п.)
–
Европа
72%
77%
75%
79%
5 п.п.
4 п.п.
Мазут
12%
11%
10%
12%
(1 п.п.)
2 п.п.
Средние дистилляты
44%
47%
46%
47%
3 п.п.
1 п.п.
Выход светлых
Средние дистилляты включают дизельное топливо, реактивное топливо, судовое топливо.
22
Приоритетные каналы сбыта 1П19 / 1П18
АЗС ▪ Объем продаж моторных топлив -4% ▪ Объем продаж топлив ЭКТО: ▪ В России -4% ▪ За рубежом +4% ▪ Валовый доход от продаж нетопливных товаров и услуг: ▪ В России +7% ▪ За рубежом +3% Масла ▪ Объем продаж премиальных моторных и индустриальных масел +3% Битумы ▪ Объем продаж битумов +12% Авиа ▪ Объем реализации «в крыло» в РФ и за рубежом +18% Бункеровка ▪ Объем реализации в РФ и за рубежом +13% 23
Эффективное распределение российской нефти
Цены
Объемы
$/барр.
млн т
80
20,1 0,4
Brent
20,3
20,3
0,4
0,2
Реализация в России
70
10,7
11,0
10,7
Поставки на собственные НПЗ в России
6,9
6,7
7,1
Прочее Пониженная ставка экспортной пошлины
60 50 40 30 20 10
Нэтбэк нефти при экспорте в дальнее зарубежье**
Нэтбэк при переработке на НПЗ в России*
0 2К18
3К18
4К18
1К19
2К19
Экспорт
2,1
2,3
2,3
2К18
1К19
2К19
* Включая чистую маржу реализации произведённых на НПЗ нефтепродуктов по всем каналам сбыта ** Западно-сибирская нефть, стандартный налоговый режим
24
EBITDA: Переработка, торговля и сбыт
млрд руб.
93 80 (5,9)
19,1
Россия ▪ 2К19/1К19: отрицательный эффект входящих запасов НПЗ (-), снижение объемов переработки (-), ухудшение результатов в электроэнергетике (-); увеличение маржи эталонного НПЗ (+), улучшение результатов в рознице (+)
1К19
Россия
За рубежом
2К19
▪ 1П19/1П18: улучшение результатов в рознице (+), увеличение маржи эталонного НПЗ (+), рост объемов переработки (+)
173
За рубежом ▪ 2К19/1К19: бухгалтерские факторы, относящиеся к трейдингу (+), рост объемов переработки (+); отрицательный эффект входящих запасов НПЗ (-)
▪ 1П19/1П18: улучшение маржи трейдинга (+), ослабление рубля (+), рост объемов переработки (+), снижение затрат (+); снижение маржи эталонного НПЗ (-), бухгалтерские факторы, относящиеся к трейдингу (-)
7,8
118
46,9
1П18
Россия
За рубежом
1П19
25
Точечные проекты на НПЗ в РФ
Проекты
Завершенность и статус работ
Комплекс УЗК
42%
Монтаж металлоконструкций, начало отгрузки технологического оборудования
Установка изомеризации
25%
Устройство железобетонных фундаментов, монтаж печи
Нижний Новгород
Битумное производство
5%
Волгоград Деасфальтизация
25%
Подготовка проектной документации к прохождению экологической и главной государственной экспертизы
Устройство подземных сетей и фундамента печи, монтаж технологических трубопроводов, прокладка трубопроводов по существующим эстакадам, поступление технологического оборудования
26
Финансы Сильные результаты
27
Выручка
млрд руб.
2К19 / 1К19 14
Рост цен на углеводороды
(21)
2 126
118
24
Увеличение объемов трейдинга нефтью и нефтепродуктами
3
39
103
1 851 (6)
1К19
0
Нефть (Россия)
Фактор объема
Нефть (за рубежом)
Нефтепродукты (Россия)
Нефтепродукты (за рубежом)
Прочее
2К19
Фактор цены и структуры 28
Операционные расходы
Операционные расходы
Затраты на добычу в России
млрд руб.
руб. / барр. н. э.
221
223
245 114
32
35
14 6
15 6
25
26
231
240
109 18
Прочее
7 3
Электроэнергетика Нефтехимия
14
Транспорт нефти до НПЗ
23
Переработка на собственных НПЗ
16
8 3 12
48
236
47 24
1К19 2К19
1П18 1П19
Затраты на добычу ключевых дочерних обществ (2К19) руб. / барр. н. э. 340
96
94
46
49
Затраты на добычу углеводородов (без ЗК-2)
252
240
168 95
1П18
1П19
1К19
2К19
L-Nizhnevolzhskneft
L-Perm
L-West Siberia
L-Komi
Average
ЛУКОЙЛ- ЛУКОЙЛ- ЛУКОЙЛ- ЛУКОЙЛ- Среднее Нижневол Пермь Западная Коми по жскнефть Сибирь России 29
млрд руб.
332
EBITDA
22,5
2К19 / 1К19
(1,6) 13,2
298 (0,1)
Особенность учета операций по хеджированию в рамках международного трейдинга
1К19
Реализация товарных остатков, накопленных в 1К19 Рост маржи переработки в России
9,2
0,3
Разведка и добыча
Переработка, торговля и сбыт
Корп. центр и прочее
Элиминации
2К19
0,6 (222,9)
274,6
298
(23,2)
(4,5)
Налоги и пошлины
Опера ционные расходы
332
Сильные результаты в рознице Рост EBITDA проекта ЗК-2 Отрицательный эффект запасов на НПЗ
1К19
Выручка
Транспорт
Геолого разведка
SG&A
Закупки
2К19
30
Чистая прибыль
млрд руб.
7,8
2К19 / 1К19 Неденежный положительный эффект от курсовых разниц
34,1
(6,9)
1,7
(1,9)
Курсовые разницы
Амортизация
(2,8)
181
Снижение налога на прибыль на 0,9 млрд руб.
149
Снижение эффективной ставки налога на прибыль
1К19
EBITDA
Эффективная ставка налога на прибыль
Эффект изменения налоговой базы по налогу на прибыль
Прочее
2К19
31
Капитальные затраты
227
млрд руб.
Переработка, торговля и сбыт
(12,2) (6,5) (2,3)
1П18
Рост кв./кв. в основном связан с: ▪ графиком платежей поставщикам и подрядчикам ▪ строительством комплекса переработки нефтяных остатков на базе установки замедленного коксования на Нижегородском НПЗ
Разведка и добыча
3,7 0,2
Россия
(0,1)
За Россия За Прочее рубежом рубежом
(5,3)
1,8
205 (0,8)
1,2
0,5
0,1
1П19
(0,4)
108
2,3 2,6
97
3,4
Россия
1К19
Зап. Сибирь
Поволжье
Тимано Печора
За рубежом
Каспий
Прочее
Разведка и добыча
ЗК-2
Узбекистан
Прочее
Россия
За рубежом Корп. центр и прочее
2К19
Переработка, торговля и сбыт
32
Свободный денежный поток
Денежный поток
до изменения рабочего капитала млрд руб. (10,1)
189
Капитальные затраты
2К19
16,3
183 (64,5) 1К19
(205,0) 577,8
ОДП до изм. рабочего капитала
(70,2) (133,6) (51,1)
493
Денежные средства и их эквиваленты на начало 2019
(28,7)
ОДП до рабочего капитала
Рабочий капитал
Капитальные затраты
Дивиденды Приобретение Долг, собственных проценты, акций финансовые активы
Курсовые разницы
(11,1)
Прочее
506
Денежные средства и их эквиваленты на конец 2К19
33
Финансовое положение (на 30.06.2019)
млрд руб.
Суммарный долг 620 млрд руб.
Кредитные линии*
156
Денежные средства и их эквиваленты
506
Аренда 176
444
Чистый долг / EBITDA: 0,1 Эффект МСФО 16 на суммарный долг: +142 млрд руб.
График погашения долга
60
88
2П19
2020
32 2021
Структура долга (без учета аренды) USD / EUR /
USD / EUR / Прочее Other debt
/ Фиксированная Fixed / Variable rate плавающая ставка Eurobonds (all in $) /
Еврооблигации (все в $) / Other debt прочий долг
2022
107
109
2023
2024 и далее
Кредитные рейтинги
95%
Unsecured / Обеспечениеsecured нет / есть debt
48
4%1%
85%
Moody’s
Baa2
15%
65%
35%
S&P
BBB
65%
35%
Fitch
BBB+
* Невыбранные возобновляемые безотзывные кредитные линии
34
Q&A
35
Приложение
36
Ценовое и налоговое окружение Разведка и добыча
2К19
1К19
% Цены и курс валют
68,9
63,1
9,4
68,5
63,2
8,3
64,6
66,1
(2,3)
(5)
61
-
24,1
24,4
(1,3)
1,56
1,62
(3,6)
1П19
1П18
%
Брент, $/барр.
66,0
70,5
(6,4)
Юралс, $/барр.
65,9
68,8
(4,3)
Курс, руб./$
65,3
59,4
9,9
27
52
(48,1)
Нетто-цена, $/барр.
24,3
25,7
(5,5)
Нетто-цена, тыс. руб./барр.
1,59
1,53
4,1
Эффект лага по налогам, руб./барр.
Налоги в России Экспортная пошлина 14,3
11,9
19,5
$/барр.
13,1
16,3
(19,4)
6,72
5,77
16,6
тыс. руб./т
6,26
7,05
(11,3)
28,4
26,9
5,8
13,56
11,64
16,5
НДПИ 30,1
26,8
12,0
14,17
12,95
9,4
$/барр. тыс. руб./т
37
Ценовое и налоговое окружение Переработка, торговля и сбыт
2К19
1К19
% Цены
1П19
1П18
%
Россия, тыс. руб./т 40,1
39,8
0,8
Дизельное топливо
39,9
39,1
2,0
16,9
16,0
5,3
Мазут
16,4
13,7
20,0
41,9
36,9
13,4
Бензин АИ-95
39,4
40,0
(1,5)
Европа, $/т 610
588
3,9
Дизельное топливо
599
625
(4,1)
388
376
3,1
Мазут
382
377
1,2
684
548
24,8
Бензин
617
679
(9,1)
12,3
10,7
14,9
8,5
7,3
16,5
Автобензин
-
-
-
Дизельное топливо
-
-
-
Налоги в России Акцизы, тыс. руб./т
12,3
12,3
-
Бензин (Евро-5)
8,5
8,5
-
Дизельное топливо Демпфер, тыс. руб./т
6,9
-0,5
-
5,4
5,1
5,8
38
млрд руб.
Финансовые результаты
2 056
2 306
2 043
1 851
2 126
+3,4% г./г.
Выручка 2Q18
3Q18
4Q18
1Q19
2Q19
332
322 298
295
+12,5% г./г.
278
EBITDA
2Q18
154
3Q18
4Q18
175
163
1Q19
2Q19 179
147
+16,2% г./г.
Чистая прибыль* 2Q18 2К18
3Q18 3К18
4Q18 4К18
* без учета эффекта по курсовым разницам и чистого обесценения активов
1Q19 1К19
2Q19 2К19
39
Выручка
млрд руб.
1П19 / 1П18
3 976 46
75 7 (15)
36
51
100
3 687 (13)
1П18
2
Нефть (Россия)
Фактор объема
Нефть (за рубежом)
Нефтепродукты (Россия)
Нефтепродукты (за рубежом)
Прочее
1П19
Фактор цены и структуры 40
EBITDA
млрд руб.
1П19 / 1П18 (118,6)
(28,9)
289,7
(21,4)
630 (3,0)
(2,0)
(0,2)
Транспорт
Опера ционные расходы
Геолого разведка
515
EBITDA 1П18
Выручка
Закупки
Налоги и пошлины
SG&A
EBITDA 1П19
41
Чистая прибыль
млрд руб.
1П19 / 1П18 (24,3)
(17,7) (15,5)
115,6
(4,0)
330
276
Чистая прибыль 1П18
EBITDA
Амортизация
Налог на прибыль
Курсовые разницы
Финансовые доходы / расходы и прочее
Чистая прибыль 1П19
42
Отчет о прибылях и убытках (в млн долл. по среднему курсу за период)
2К19 32 903
1К19 28 002
(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)
(1 652) (14 940) (1 108) (750) (1 571) (3 344) (1 686) (14) 2 938 91 (178) 93 29 (60) 2 914 (626) (21) (647) 2 266 (8)
2 806
2 258
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»
1П19
1П18
60 896
62 067
(3 413) (33 659) (2 102) (1 509) (3 209) (7 282) (3 257) (23) 6 442 185 (348) 170 84 (158) 6 375 (1 257) (41) (1 297) 5 078 (17)
(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)
5 061
4 653
43