Финансовые и производственные результаты ЛУКОЙЛа за III квартала

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