Производственные и финансовые результаты ЛУКОЙЛа во II квартале

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