Финансовые итоги работы ЛУКОЙЛа в I полугодиии

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