ПАО «Татнефть». Анализ руководством результатов деятельности за 2018 год

ПАО ТАТНЕФТЬ
Анализ руководством финансового состояния и результатов деятельности
за три месяца и год, закончившийся 31 декабря 2018 г.

сотрудников акциями, расходы на юридические, консультационные и аудиторские услуги, расходы на
благотворительность и прочие расходы.

С 1 января 2018 г. Группа применила в своей консолидированной финансовой отчетности требования МСФО
(IFRS) 9 «Финансовые инструменты» (см. Примечание 5 к консолидированной финансовой отчетности
Группы), что привело к изменениям в учетной политике Группы по признанию, классификации и оценке
финансовых активов и обязательств и обесценения финансовых активов.

Группа признала в 2018 г. убыток от обесценения дебиторской задолженности по статье «Чистые убытки от
обесценения финансовых активов». В 2017 г. он был отражен по статье «Коммерческие, общехозяйственные
и административные расходы».

В четвертом квартале 2018 г. коммерческие, общехозяйственные и административные расходы, составившие
13 623 млн. руб., увеличились на 18,6% по сравнению с третьим кварталом 2018 г., в основном вследствие
увеличения расходов на рекламу и маркетинг, на консультационные, информационные и юридические
услуги, а также увеличения прочих накладных расходов.

В 2018 г. по сравнению с 2017 г. коммерческие, общехозяйственные и административные расходы выросли
на  2,8%  до  49 700  млн. руб.,  в основном  вследствие  увеличения  в текущем периоде  расходов, связанных с
рекламой,  а  также  расходов  на  благотворительность  и  прочих  накладных  расходов.  Также,  в  2017  г.
коммерческие,  общехозяйственные  и  административные  расходы  включали  в  себя  убыток  от  обесценения
дебиторской задолженности в размере 1 591 млн. руб.

Чистые  убытки  от  обесценения  финансовых  активов.  В  результате  внедрения  МСФО  (IFRS)  9
«Финансовые  инструменты»  в  данную  новую  строку  включили  все  убытки  /  прибыли  от  начисления  /
восстановления  резервов  от  обесценения  финансовых  активов,  определенных  в  соответствии  с
требованиями  МСФО  9.  Все  прочие  убытки  /  прибыли  от  начисления  /  восстановления  резервов  от
обесценения  прочих  активов  отражаются  по  строке  «Чистые  убытки  от  обесценения  основных  средств  и
прочих нефинансовых активов».

В  2018  г.  чистые  убытки  от  обесценения  финансовых  активов  в  размере  14 955  млн.  руб.  представлены
убытком от обесценения некоторых займов  в размере 8 715 млн. руб., ранее выданных Банком ЗЕНИТ (до
его консолидации в консолидированную финансовую отчетность Группы) и впоследствии переведенных на
основании договоров уступки прав (требований) на иные дочерние компании Группы,  а также убытком от
обесценения дебиторской задолженности в размере 5 397 млн. руб.

Чистые убытки от обесценения основных средств и прочих  нефинансовых активов. В 2018 г. Группа
отразила  чистые  убытки  от  обесценения  некоторых  основных  средств  и  прочих  нефинансовых  активов  в
размере  5 874  млн.  руб.  Данные  убытки  представлены  убытками  от  обесценения  поисковых  активов  в
размере  1 636 млн. руб., списание  некапитализируемых  общехозяйственных расходов в размере  1 542 млн.
руб., и прочими убытками от обесценения.

Налоги. Эффективная налоговая нагрузка Группы (налоги кроме налога на прибыль, экспортные пошлины
и акцизы к валовой выручке по небанковской деятельности) за четвертый и третий кварталы 2018 г.
составила 42% и 40%, соответственно. В 2018 г. и 2017 г. эффективная налоговая нагрузка Группы
составила приблизительно 40% и 37%, соответственно.

Доля фискальных изъятий в финансовом результате Группы по небанковской деятельности без учета прочих
доходов/ расходов в четвертом квартале 2018 г. и за двенадцать месяцев 2018 г. составила около 79% и 70%,
соответственно.

В таблице ниже раскрыт состав налогов, кроме налога на прибыль:

За 3 мес.,

закончившихся

За 12 мес.,

закончившихся

(млн. руб.)

31 декабря

2018

30 сентября

2018

31 декабря

2018

31 декабря

2017

Налог на добычу полезных ископаемых

74 597

80 551

284 118

186 585

Налог на имущество

1 660

1 498

6 680

5 896

Штрафы и пени

123

Прочие

1 077

431

2 291

1 712

Итого налоги, кроме налога на прибыль

77 397

82 485

293 162

194 316

Снижение  расходов  по  налогам,  кроме  налога  на  прибыль,  в  четвертом  квартале  2018  г.  на  6,2%  по
сравнению  с  третьим  кварталом  2018  г.  обусловлено  преимущественно  снижением  расходов  по  налогу  на
добычу  полезных  ископаемых  в  текущем  периоде  вследствие  более  низких  рыночных  цен  на  нефть,  от
которых зависят ставки налога.

В  2018  г.  увеличение  расходов  по  налогам,  кроме  налога  на  прибыль  на  50,9%  по  сравнению  с  2017  г.
обусловлено  преимущественно  ростом  расходов  по  налогу  на  добычу  полезных  ископаемых  в  текущем
периоде  вследствие  более  высоких  рыночных  цен  на  нефть,  от  которых  зависят  ставки  налога,  а  также
вследствие роста дополнительного показателя, введенного в формулу для расчета НДПИ. С 1 января 2018 г.
дополнительный  показатель, введенный  в формулу  для расчета  НДПИ  вырос  до 357 руб./т. с  306 руб./т. в
2017 г. (также см. стр. 29). Прочие налоги включают земельный налог и невозмещаемый НДС.

С  1  января  2007  г.  для  участков  недр,  выработанность  которых  превышает  80%  доказанных  запасов,
определенных  по  Российской  классификации  запасов  и  ресурсов,  ставка  налога  на  добычу  полезных
ископаемых  корректируется  на  понижающий  коэффициент,  характеризующий  степень  выработанности
запасов.  По  этим  правилам  Группа  получает  экономию  от  снижения  суммы  налогов  за  каждый  процент
выработанности  конкретного  участка  недр  для  месторождений  со  степенью  выработанности  от  80%  до
100%.  Ромашкинское  месторождение,  которое  является  самым  большим  месторождением  Группы,  и
некоторые другие  месторождения выработаны  более чем на  80%. Группа  получила экономию от снижения
суммы  по  налогу  на  добычу  полезных  ископаемых  в  четвертом  квартале  2018  г.  и  за  двенадцать  месяцев
2018  г.  в  размере  13,6  млрд.  руб.  и  52,2 млрд. руб.,  соответственно  (по  сравнению  с  третьим  кварталом
2018 г. и за двенадцать месяцев 2017 г. в размере 14,9 млрд. руб. и 30,4 млрд. руб., соответственно).

Группа также получила экономию от снижения суммы налогов на добычу сверхвязкой нефти на
Ашальчинском, а также на некоторых других месторождениях в четвертом квартале 2018 г. и за двенадцать
месяцев 2018 г. в размере приблизительно 7,6 млрд. руб. и 29,0 млрд. руб., по сравнению с третьим
кварталом 2018 г. и за двенадцать месяцев 2017 г. в размере 8,4 млрд. руб. и 16,3 млрд. руб., соответственно
(также см. стр. 29).

Расходы  на  содержание  социальной  инфраструктуры  и  передачу  объектов  социальной  сферы.  В
четвертом  квартале  2018  г.  и  за  двенадцать  месяцев  2018  г.,  расходы  на  содержание  социальной
инфраструктуры  и  передачу  объектов  социальной  сферы  составили  1 393 млн.  руб.  и  5 613  млн.  руб.,
соответственно, по сравнению с 1 583 млн. руб. и 5 427 млн. руб., в третьем квартале 2018 г. и за двенадцать
месяцев  2017  г.,  соответственно.  Данные  расходы  связаны  преимущественно  со  строительством  и
содержанием жилья, школ, объектов культурно-оздоровительного назначения в Республике Татарстан.

(Убыток)/ прибыль от выбытия дочерних компаний и инвестиций в ассоциированные компании,
нетто. В 2018 г. Группа отразила убыток от выбытия в размере 1 842 млн. руб., который в основном состоит
из убытка от выбытия одной нашей, не относящейся к основной деятельности, дочерней компании.

Прочие операционные доходы/ (расходы), нетто. Прочие доходы, нетто, в четвертом квартале 2018 г.
составили 800 млн. руб. по сравнению с 187 млн. руб. прочих расходов, нетто, в третьем квартале 2018 г.

В  2018  г.  Группа  отразила  прочие  доходы,  нетто,  в  размере  488  млн.  руб.  по  сравнению  с  1 343 млн.  руб.
прочих доходов, нетто, в 2017 г.

Чистые процентные, комиссионные и прочие расходы и убытки по банковским операциям

Наша  банковская  деятельность  представлена  Банком  ЗЕНИТ.  Данная  секция  отражает  результаты
деятельности  в  четвертом  квартале  2018  г.  и  за  двенадцать  месяцев  2018  г.,  а  также  соответствующую

сравнительную информацию по данным консолидированного отчета о прибылях и убытках финансовой
отчетности Банка ЗЕНИТ.

Прочие доходы/ (расходы)

Прибыль/ (убыток) по курсовым разницам, нетто. В четвертом квартале 2018 г. и за двенадцать месяцев
2018 г. Группа отразила по курсовым разницам прибыль в размере 1 936 млн. руб. и 7 936 млн. руб.,
соответственно, по сравнению с прибылью в размере 2 758 млн. руб. в третьем квартале 2018 г. и убытком в
размере 1 618 млн. руб. за двенадцать месяцев 2017 г. Основной причиной изменений в курсовых разницах
являлась волатильность обменного курса рубля к доллару США в отчетных периодах, которая в результате
привела к соответствующей переоценке денежных активов и обязательств, деноминированных в долларах
США.

Доходы по процентам по небанковским операциям. В четвертом квартале 2018 г. по сравнению с третьим
кварталом 2018 г. доходы по процентам увеличились на 0,5% и составили 1 670 млн. руб., что связано с
увеличением доходов по процентам по займам и задолженности к получению в текущем периоде.

В 2018 г. доходы по процентам снизились на 15,4% по сравнению с 2017 г., что произошло в результате
снижения доходов по процентам по займам и задолженности к получению в текущем периоде.

Расходы по процентам по небанковским операциям, за вычетом капитализированной суммы,
включают, среди всего прочего, амортизацию дисконта резерва по выводу из эксплуатации нефтегазовых
активов.

В четвертом квартале 2018 г. расходы по процентам, за вычетом капитализированной суммы, по сравнению
с третьим кварталом 2018 г. увеличились на 54,6% и составили 1 232 млн. руб.

В 2018 г. расходы по процентам, за вычетом капитализированной суммы, по сравнению с 2017 г.увеличились
на 16% и составили 3 590 млн. руб.

Увеличение расходов по процентам в четвертом квартале 2018 г. по сравнению с третьим кварталом 2018 г.,
а также за двенадцать месяцев 2018 г. по сравнению с двенадцатью месяцами 2017 г. связано в основном с
ростом суммы амортизации дисконта резерва по выводу нефтегазовых активов из эксплуатации в текущих
периодах.

Доля  в  результатах  ассоциированных  компаний  и  совместных  предприятий.  В  четвертом  квартале
2018 г.  Группа  отразила  долю  в  убытках  ассоциированных  компаний  и  совместных  предприятий  в  размере
20 млн. руб. по сравнению с долей в прибыли в размере 5 млн. руб. в третьем квартале 2018 г.

В 2018 г. Группа отразила долю в убытках ассоциированных компаний и совместных предприятий в размере
32 млн. руб. по сравнению с долей в убытках в размере 10 млн. руб. в 2017 г.

Налог на прибыль

Эффективная ставка налогообложения Группы в 2018 г. составила 22,7%, что отличается от ставки налога на
прибыль 20%, установленной в Российской Федерации.

Сверка показателя EBITDA

За 3 мес.,

закончившихся

За 12 мес.,

закончившихся

(млн. руб.)

31 декабря

2018

30 сентября

2018

31 декабря

2018

31 декабря

2017

Выручка от реализации и прочие

операционные доходы от небанковской
деятельности, нетто

235 377

252 824

910 534

681 159

Затраты и прочие расходы по небанковским

операциям

(185 022)

(167 706)

(645 759)

(520 036)

Прибыль/(убыток) от выбытия дочерних

компаний и инвестиций в
ассоциированные компании и совместные
предприятия, нетто

(1 936)

(1 842)

109

Банковские операционные результаты, нетто

(198)

198

557

(808)

Износ, истощение, амортизация

8 115

9 106

30 520

24 885

EBITDA

56 336

94 428

294 010

185 309

Плюс Исключительные статьи*

14 943

2 138

20 829

15 512

EBITDA, скорректированная на

Исключительные статьи

71 279

96 566

314 839

200 821

* См. секцию Исключительные статьи (стр. 4)

Расчет показателя Доходность на средний задействованный капитал (ROACE)

На 31 декабря

2018

На 31 декабря

2017

Прибыль, причитающаяся акционерам Группы

211 812

123 139

Расходы по процентам по небанковским операциям

3 590

3 095

Прибыль/ (убыток) неконтролирующей доли участия

(264)

753

Эффективная ставка налога на прибыль*

22,7%

24,2%

Прибыль для расчета ROACE

214 322

126 237

Неконтролирующая доля участия

5 516

6 870

Акционерный капитал

771 265

711 859

Краткосрочные кредиты и займы

11 953

39 916

Долгосрочные кредиты и займы

3 084

6 896

Задействованный капитал

791 818

765 541

Средний задействованный капитал

778 680

764 288

ROACE, %

27,5%

16,5%

* Расход по налогу на прибыль, деленный на Прибыль до налога на прибыль

Показатели  Прибыль  до  вычета  процентов,  налога  на  прибыль,  износа  и  амортизации  (EBITDA)  и
Доходность  на  средний  задействованный  капитал  (ROACE)  не  являются  финансовыми  показателями,
предусмотренными  МСФО.  При  этом,  методика  расчета  не  стандартизирована,  поэтому  представленные
расчеты  данных  показателей  не  отражают  унифицированного  подхода.  EBITDA  и  ROACE  предоставляют
инвесторам полезную информацию, поскольку являются показателями эффективности нашей деятельности.
По  EBITDA  -  включая  нашу  способность  финансировать  капитальные  затраты,  приобретения  компаний  и
другие  инвестиции,  а  также  нашу  способность  привлекать  и  обслуживать  кредиты  и  займы.  Хотя  в
соответствии  с  МСФО  износ  и  амортизация  относятся  к  операционным  затратам,  в  первую  очередь  это
расходы,  которые  имеют неденежную форму и представляют собой  текущую часть  затрат,  относящихся  к
долгосрочным активам, приобретенным или построенным в предыдущих периодах.

Для  некоторых  инвесторов,  аналитиков  и  рейтинговых  агентств  показатели  EBITDA  и  ROACE  могут
служить  основанием  для  оценки  и  прогноза  эффективности  и  стоимости  компаний  нефтегазовой  отрасли.
Эти показатели не должны рассматриваться отдельно в качестве альтернативы показателям чистой прибыли,
прибыли от основной деятельности или любому другому показателю нашей деятельности, подготовленными
в  соответствии  с  МСФО.  EBITDA  и  ROACE  не  отражают  необходимость  в  замещении  наших  основных
средств.

Основные показатели финансового положения

В нижеприведенной таблице раскрыты основные показатели финансового положения:

(млн. руб.)

На 31 декабря

2018

На 31 декабря

2017

Текущие активы

311 732

285 381

Долгосрочные активы

889 556

822 073

Итого активы

1 201 288

1 107 454

Текущие обязательства

346 820

306 296

Долгосрочные обязательства

77 687

82 429

Итого обязательства

424 507

388 725

Акционерный капитал

776 781

718 729

Оборотный капитал

(35 088)

(20 915)

Изменения в оборотном капитале

На значение нашего оборотного капитала в 2018 г. оказало влияние начисление суммы промежуточных
дивидендов за третий квартал 2018 г. Дивиденды будут выплачены в начале 2019 г.

Отрицательное значение нашего оборотного капитала на конец 2017 г. явилось следствием сокращения
денежных средств для выплаты промежуточных дивидендов за девять месяцев 2017 г. и связанное с этим
привлечение краткосрочного финансирования, которое было погашено в первом квартале 2018 г.

Ликвидность и собственный капитал

В нижеприведенной таблице представлен анализ движения денежных средств:

(млн. руб.)

За 12 мес.,

закончившихся
31 декабря 2018

За 12 мес.,

закончившихся
31 декабря 2017

Чистые денежные средства, поступившие от операционной

деятельности

245 756

190 272

включая:

Чистые денежные средства, полученные от небанковской

операционной деятельности до уплаты налога на прибыль и
процентов

303 658

197 033

Чистые денежные средства, (использованные на) /

полученные от банковской операционной деятельности до
уплаты налога на прибыль

(4 302)

22 307

Чистые денежные средства, использованные на инвестиционную

деятельность

(91 569)

(112 322)

Чистые денежные средства, использованные на финансовую

деятельность

(132 850)

(111 985)

Чистое изменение остатков денежных средств и их эквивалентов

21 337

(34 035)

Чистые денежные средства, поступившие от операционной деятельности

Основным  источником  денежных  средств  являются  денежные  средства,  полученные  от  операционной
деятельности.  Чистые  денежные  средства,  поступившие  от  операционной  деятельности  в  2018  г.,
увеличились  на  29,2%  и  составили  245 756  млн.  руб.  по  сравнению  с  190 272  млн. руб.  в  2017  г.,  что
преимущественно  обусловлено  увеличением  денежных  средств,  полученных  от  небанковской
операционной деятельности.

Чистые денежные средства, полученные от небанковской операционной деятельности до уплаты налога
на прибыль и процентов

В 2018 г. чистые денежные средства, полученные от небанковской операционной деятельности до уплаты
налога на прибыль и процентов, увеличились на 54,1% и составили 303 658 млн. руб. по сравнению с
197 033 млн. руб. в 2017 г., что обусловлено преимущественно большей величиной чистой прибыли,
полученной в текущем периоде.

Чистые денежные средства, (использованные на) / полученные от банковской операционной деятельности
до уплаты налога на прибыль

Чистые денежные средства, использованные на банковскую операционную деятельность до уплаты налога
на прибыль, составили 4 302 млн. руб. в 2018 г. по сравнению с 22 307 млн. руб. в 2017 г., что
преимущественно связано с изменениями в оборотном капитале Банка, в частности изменениями в статьях
средства банков и ЦБ РФ, банковские кредиты клиентам, а также средства клиентов.

Чистые денежные средства, использованные на инвестиционную деятельность

Сумма денежных средств, использованных на инвестиционную деятельность в 2018 г., снизилась на 18,5%
и составила  91 569  млн. руб.  по сравнению с  112 322 млн. руб.  в  2017  г.,  что  преимущественно связано с
нетто-изменением  поступлений  от  возврата  и  приобретением  финансовых  активов,  оцениваемых  по
амортизированной  стоимости,  частично  компенсированным  нетто-изменением  поступлений  от  возврата  и
размещением денежных средств на банковских депозитах.

Чистые денежные средства, использованные на финансовую деятельность

Увеличение  суммы  денежных  средств,  использованных  на  финансовую  деятельность  в  2018 г.  до
132 850 млн.  руб.  по  сравнению  с  111 985  млн.  руб.  в  2017  г.  преимущественно  связано  c  увеличением
денежных  средств  на  погашение  краткосрочного  финансирования,  привлеченного  для  выплаты
промежуточных  дивидендов  в  конце  2017  г.,  частично  компенсированным  снижением  денежных  средств,
использованных на погашение облигаций.

Приобретение основных средств

Приобретение основных средств (в разбивке по сегментам, исключая неденежные приобретения) в
соответствующих периодах 2018 и 2017 гг., представлены ниже:

За 3 мес.,

закончившихся

За 12 мес.,

закончившихся

(млн. руб.)

31 декабря

2018

30 сентября

2018

31 декабря

2018

31 декабря

2017

Разведка и добыча нефти

14 419

10 517

45 614

36 212

Переработка и реализация нефти и

нефтепродуктов

11 918

10 615

41 072

38 024

Нефтехимия

851

504

1 731

2 428

Банковский

337

227

2 943

Корпоративный и прочие

3 248

1 302

6 585

8 322

Итого приобретение основных средств

30 773

23 165

97 945

84 986

Расчет свободного денежного потока

За 3 мес.,

закончившихся

За 12 мес.,

закончившихся

(млн. руб.)

31 декабря

2018

30 сентября

2018

31 декабря

2018

31 декабря

2017

Чистые денежные средства, поступившие от

операционной деятельности

64 759

83 889

245 756

190 272

Приобретение основных средств

(30 773)

(23 165)

(97 945)

(84 986)

Свободный денежный поток

33 986

60 724

147 811

105 286

Анализ задолженности по кредитам и займам

На 31 декабря 2018 г. общая сумма краткосрочных и долгосрочных кредитов и займов составляла
15 037 млн. руб. по сравнению с 46 812 млн. руб. на 31 декабря 2017 г.

Без учета задолженности Банка ЗЕНИТ по кредитам и займам, общая сумма краткосрочных и долгосрочных
кредитов и займов на 31 декабря 2018 г. составила 9 271 млн. руб. по сравнению с 31 150 млн. руб. на
31 декабря 2017 г.

Снижение общей суммы задолженности по кредитам и займам, без учета задолженности Банка ЗЕНИТ по
кредитам и займам, в текущем периоде произошло вследствие погашения краткосрочного финансирования,
привлеченного  в  конце  2017  г.  для  выплаты  промежуточных  дивидендов.  В  декабре  2017  г.  Компания
заключила  кредитный  договор  с  ПАО  «Сбербанк  России»  об  открытии  возобновляемой  рамочной
кредитной линии с дифференцированными процентными ставками на общую сумму 40 000 млн. рублей и
сроком  действия  до  2020  г.    В  декабре  2017  г.  в  рамках  данного  договора  были  получены  кредитные
средства под процентную ставку от 6,91% до 7,44% годовых, которые были выплачены в феврале 2018 г. В
марте 2018 г. Компания получила кредитные средства под процентную ставку 6,60% годовых и полностью
погасила в апреле 2018 г. На 31 декабря 2018 и 2017 гг. сумма задолженности

по этому договору

составляла

0 млн. руб. и 20 955 млн. руб., соответственно.

В  ноябре  2011  г.  ТАНЕКО  заключил  кредитное  соглашение  на  75  млн.  долларов  США  с  погашением
равными  полугодовыми  платежами  в  течение  10  лет.  Организаторами  займа  выступили  Nordea  Bank  AB
(Publ),  Société  Générale  и  Sumitomo  Mitsui  Banking  Corporation  Europe  Limited.  Процентные  ставки  по
кредиту  составляют  ЛИБОР  плюс  1,1%  годовых.  По  кредитному  соглашению  заемщик  обязан  соблюдать
определенные  финансовые  требования,  включающие  (но  не  ограниченные)  поддержание  минимального
уровня консолидированной чистой стоимости материальных активов и коэффициента  покрытия долга. На
31  декабря  2018  и  2017 гг.  суммы  недисконтированной  задолженности  по  кредитному  соглашению,
включая краткосрочную часть, составили 1 563 млн. руб. (22,5 млн. долларов США) и 1 728 млн. руб. (30
млн. долларов США), соответственно.

Также,  в  ноябре  2011  г.  ТАНЕКО  заключил  кредитное  соглашение  на  144,5  млн.  долларов  США  с
погашением  равными  полугодовыми  платежами  в  течение  10  лет,  с  первым  платежом  15  мая  2014  г.
Организаторами займа  выступили  Société  Générale,  Sumitomo  Mitsui  Banking  Corporation  Europe  Limited  и
Bank  of  Tokyo-Mitsubishi  UFJ,  LTD.  Процентные  ставки  по  кредиту  составляют  ЛИБОР  плюс
1,25% годовых.  По  кредитному  соглашению  заемщик  обязан  соблюдать  определенные  финансовые
требования,  включающие  (но  не  ограниченные)  поддержание  минимального  уровня  консолидированной
чистой  стоимости  материальных  активов  и  коэффициента  покрытия  долга.  На  31  декабря  2018  и  2017 гг.
суммы  недисконтированной  задолженности  по  кредитному  соглашению,  включая  краткосрочную  часть,
составили  2 932  млн.  руб.  (42,2  млн. долларов  США)  и  2 917  млн.  руб.  (50,6 млн. долларов  США),
соответственно.

В  мае  2013  г.  ТАНЕКО  заключил  кредитное  соглашение  на  55  млн.  евро  с  погашением  равными
полугодовыми  платежами  в течение  10 лет.  Организаторами  займа  выступили  The  Royal  Bank of Scotland
plc  и  Sumitomo  Mitsui  Banking  Corporation  Europe  Limited.  В  мае  2016  г.  по  данному  кредитному
соглашению  произошла  смена  агента  на  Citibank  Europe  plc,  UK  Branch,  при  этом  все  детали  кредитного
соглашения  остались  прежними.  Процентные  ставки  по  кредиту  составляют  ЛИБОР  плюс  1,5%  годовых.
По  кредитному  соглашению  заемщик  обязан  соблюдать  определенные  финансовые  требования,
включающие  (но  не  ограниченные)  поддержание  минимального  уровня  консолидированной  чистой
стоимости  материальных  активов  и  коэффициента  покрытия  долга.  На  31  декабря  2018  и  2017 гг.  суммы
недисконтированной задолженности по кредитному соглашению, включая краткосрочную часть, составили
2 353 млн. руб. (29,6 млн. евро) и 2 364 млн. руб. (34,3 млн. евро), соответственно.

Сроки погашения долгосрочной задолженности в соответствующих периодах (на основе дисконтированных
потоков денежных средств по договорам) представлены ниже:

(млн. руб.)

На 31 декабря

2018

На 31 декабря

2017

Подлежит погашению:

От одного года до двух лет

183

3 009

От двух до пяти лет

1 478

2 562

Свыше 5 лет

1 423

1 325

Итого долгосрочные кредиты и займы

3 084

6 896

Расчет чистого долга

(млн. руб.)

На 31 декабря

2018

На 31 декабря

2017

Краткосрочные кредиты и займы

11 953

39 916

Долгосрочные кредиты и займы

3 084

6 896

Итого задолженность по кредитам и займам

15 037

46 812

Денежные средства и их эквиваленты

65 489

42 797

Чистый долг

(50 452)

4 015

Договорные обязательства, прочие условные события и забалансовые обязательства

Гарантии

По состоянию на 31 декабря 2018 г. и 2017 гг. Группа имела обязательства по выданным гарантиям,
относящимся к банковской деятельности.

Договорные и условные обязательства

Группа  выступает  ответчиком  в  ряде  судебных  процессов  и  является  участником  других  процессов,
возникающих в ходе осуществления обычной хозяйственной деятельности. В настоящее время исход этих
процессов  не  может  быть  определен.  Группа  начисляет  обязательства  по  всем  известным  потенциальным
обязательствам,  если  существует  вероятность  убытка  и  сумма  убытка  может  быть  оценена  с  достаточной
степенью точности. Основываясь на имеющейся информации, руководство считает, что существует низкий
риск  того,  что  будущие  расходы,  связанные  с  известными  потенциальными  обязательствами,  окажут
существенное негативное влияние на консолидированную финансовую отчетность Группы.
ПАО «Укртатнафта»

В мае 2008 г. Компания предъявила иск в международный арбитраж к Украине на основании соглашения
между Правительством Российской Федерации и Кабинетом министров Украины о поощрении и взаимной
защите  инвестиций  от  27  ноября  1998  г.  (далее  «Российско-украинское  соглашение»)  в  связи  с
насильственным захватом ПАО  «Укртатнафта» и экспроприации акций Группы  в ПАО  «Укртатнафта». В
июле 2014 г. арбитражный трибунал вынес решение, признав Украину виновной в нарушении Российско-
украинского  соглашения,  и  присудил  Компании  компенсацию  в  размере  112  млн.  долларов  США  плюс
проценты.  Украина  подала  апелляцию  на  это  решение  в  Апелляционный  суд  Парижа  (место  проведения
арбитража), который своим решением 29 ноября 2016 г. отказал Украине. В марте 2017 г. Украина подала
кассационную  жалобу  на  решение  Апелляционного  суда  Парижа  от  29  ноября  2016  г.,  который  отказал
Украине в отмене решения арбитражного трибунала. Татнефть подала  ходатайство в Кассационный суд с
просьбой  исключить  кассационную  жалобу  Украины  из  реестра  судебных  дел  Кассационного  суда  (c
правом восстановления такой жалобы в реестре), так как Украина не исполнила решение Апелляционного
суда Парижа в части компенсации расходов Татнефти в связи с апелляцией и не начала исполнять решение
арбитражного трибунала. 9 ноября 2017 г. ходатайство Татнефти было удовлетворено.

На  данный  момент,  неясно  будет  ли  рассмотрена  кассационная  жалоба  Украины  и,  если  будет,  то  когда.
Подача  кассационной  жалобы  не  препятствует  Татнефти  начать  процедуру  признания  и  приведения  в
исполнение  решения  арбитражного  трибунала.  Соответственно,  Татнефть  начала  процедуру  признания  и
приведения  в  исполнение  решения  арбитражного  трибунала  в  США,  Англии  и  России

В марте 2017 г.

Татнефть подала ходатайство о признании и исполнении решения трибунала в Окружной суд федерального
округа Колумбия, которое в настоящий момент рассматривается и находится на стадии разрешения

процессуальных ходатайств со стороны Татнефти и Украины. 19 марта 2018 г. Окружной суд федерального
округа  Колумбия  отказал  Украине  в  ходатайстве,  оспаривавшем  юрисдикцию  суда,  ходатайстве  об
отложении разбирательства в США до момента вынесения решения судом во Франции и в ходатайстве об
истребовании  документов.  17  апреля  2018  г.  Украина  обжаловала  вышеуказанное  решение  в
Апелляционный  суд  США  по  федеральному  округу  Колумбия;  Окружной  суд  США  приостановил
производство по рассмотрению остальных возражений Украины на признание и приведение в исполнение
арбитражного решения в США на период рассмотрения апелляции. Рассмотрение апелляции состоялось 28
ноября 2018 г. Апелляционный суд США отложил вынесение решения и в настоящее время производство
приостановлено до решения данного суда.

В апреле 2017 г. Татнефть подала ходатайство о признании и приведении в исполнение решения трибунала
в Высокий суд Англии и Уэльса. В мае 2017 г. Высокий суд удовлетворил ходатайство Татнефти, однако
судебный  приказ  о  принудительном  исполнении  может  быть  обжалован  Украиной.  Украина  оспорила
юрисдикцию судов Англии по рассмотрению данного ходатайства, рассмотрение данного вопроса Высоким
судом  состоялось  в  июне  2018  г.  13  июля  2018  г.  Высокий  суд  отклонил  ходатайство  Украины  об
отсутствии  юрисдикции  в  полном  объеме.  Украине  было  предоставлено  право  на  обжалование  данного
решения Высокого  суда в Апелляционном суде  исключительно по одному основанию (при этом отказано
по  всем  остальным).  Апелляционная  жалоба  будет  рассмотрена  в  мае  2019  г.  Производство  по
рассмотрению  остальных  возражений  Украины  на  признание  и  приведение  в  исполнение  арбитражного
решения в Англии и Уэльсе приостановлено на период рассмотрения апелляции.

27 июня 2017 г. Арбитражный суд г. Москвы прекратил производство по заявлению Татнефти о признании
и  приведении  в  исполнение  решения  трибунала  в  связи  якобы  имеющимся  иммунитетом  у  Украины  и
отсутствием  эффективной  юрисдикции  у  Арбитражного  суда  г.  Москвы  на  рассмотрение  данного
заявления. Однако 22 августа 2017 г. Арбитражный суд Московского округа данное решение Арбитражного
суда г. Москвы отменил. Заявление Татнефти о признании и приведении в исполнение решения трибунала
было  направлено  в  Арбитражный  суд  г.  Москвы  на  новое  рассмотрение.  В  2017-2018  г.  состоялось
несколько заседаний Арбитражного суда г. Москвы.  22 июня 2018 г. Арбитражный суд г. Москвы передал
дело на рассмотрение Арбитражного суда Ставропольского края, так как было установлено, что имущество
Украины  находится  в  данном  регионе.  Татнефть  обжаловала  данное  определение  в  Арбитражный  суд
Московского  округа.  2  августа  2018  г.  Арбитражный  суд  Московского  округа  оставил  определение
Арбитражного суда г. Москвы без изменения. 28 февраля 2019 г. Арбитражный суд Ставропольского края
признал  решение  трибунала  и  дал  разрешение  на  приведение  его  в  исполнение  на  территории  России.
Украина может обжаловать это решение в Арбитражном суде Северо-Кавказского округа в течение месяца
со дня его вынесения.

23  марта  2016  г.  Компания  инициировала  судебное  разбирательство  в  Англии  против  Геннадия
Боголюбова,  Игоря  Коломойского,  Александра  Ярославского  и  Павла  Овчаренко.  В  поданном  иске
Компания  заявляет,  что  в  2009  г.  указанные  лица  мошенническим  путем  присвоили  денежные  средства,
причитавшиеся  ПАО  «Татнефть»  за  нефть,  поставленную  на  Кременчугский  НПЗ  (ПАО  «Укртатнафта»).
Компания  требует  возмещения  ущерба  в  размере  334,1  млн.  долларов  США  и  проценты.  Высокий  Суд
Лондона 8 ноября 2016 г. отказал ПАО «Татнефть» в иске. 23 ноября 2016 г. Татнефть подала ходатайство в
Апелляционный  суд  Англии  о  разрешении  подать  апелляцию.  Апелляция  была  рассмотрена
Апелляционным  судом  в  конце  июля  2017  г.  и  18  октября  2017  г.  Апелляционный  суд  Англии  и  Уэльса
постановил  удовлетворить  в  полном  объеме  апелляционную  жалобу  и  отменил  решение  Высокого  суда
Лондона  от  8  ноября  2016  г.  На  основании  решения  Апелляционного  суда  иск  ПАО  «Татнефть»  будет
рассмотрен по существу Высоким судом Лондона осенью 2020 г.

Ливия

В  результате  политической  ситуации  в  Ливии,  в  феврале  2011  г.,  Группа  была  вынуждена  полностью
приостановить свою деятельность в этой стране и эвакуировать всех своих сотрудников. В феврале 2013 г.,
Группа  приступила  к  возобновлению  своей  деятельности  в  Ливии,  включая  возвращение  сотрудников
филиала  в  г. Триполи  и  возобновление  некоторых  геологоразведочных  работ.  В  связи  с  ухудшением
ситуации  по  обеспечению  безопасности  в  Ливии  во  второй  половине  2014  г.,  Группа  была  вынуждена
приостановить все свои операции и объявить о форс-мажоре, в соответствии с Соглашениями о Разведке и
Разделе  Продукции,  что  было  подтверждено  Национальной  Нефтяной  Компанией,  который  продолжает
действовать  на  дату  подписания  настоящего  отчета.  Группа  постоянно  следит  за  ситуацией  в  Ливии  для
оценки  рисков,  связанных  с  безопасностью  и  политической  ситуацией,  и  планирует  возобновить  свои
операции в Ливии, как только позволят обстоятельства.

Объекты социальной сферы

Группа  вносит  значительный  вклад  в  поддержание  социальной  инфраструктуры  и  благосостояния  своих
сотрудников  в  Республике  Татарстан,  включая  строительство  и  содержание  жилья,  больниц,  объектов
культурно-оздоровительного назначения, предоставление транспортных и прочих социальных услуг. Такие
расходы  регулярно  утверждаются  Советом  Директоров  после  консультаций  с  правительственными
органами и относятся на расходы в момент их возникновения.

Основные макроэкономические и прочие факторы, влияющие на результаты деятельности
Группы

На динамику и результаты деятельности Группы оказали влияние различные факторы, анализ которых
приведен ниже.

Цены на нефть и нефтепродукты

Основным  фактором,  влияющим  на  нашу  выручку,  является  цена,  по  которой  мы  продаем  нефть  и
нефтепродукты.  В  2018  г.  цена  нефти  марки  «Брент»  изменялась  в  интервале  от  50  до  86  долл./барр.,
достигнув  максимума  в  86,2  долл./барр.  и  минимума  в  50,2  долл./барр.  в  четвертом  квартале  2018  г.  В
четвертом квартале 2018 г. по сравнению с третьим кварталом 2018 г. средняя цена «Брент» в долларовом
выражении снизилась на 8,1%, а в 2018 г. по сравнению с 2017 г. она выросла на 31,7%.

Бóльшая часть нефти, продаваемая нами, является нефтью марки «Юралс». В нижеприведенных таблицах
отражены средние цены на сырую нефть и нефтепродукты в соответствующих периодах в долларах США и
рублях. Цены, номинированные в долларах США, переведены в рубли по среднему курсу доллара за
соответствующие периоды.

Средние за 3 мес.,

закончившихся

Изм.,

Средние за 12 мес.,

закончившихся

Изм.,

31 декабря

2018

30 сентября

2018

31 декабря

2018

31 декабря

2017

Мировой рынок

(1)

(в долл. США за барр., за исключением данных в процентах)

Нефть марки «Брент»

69,1

75,2

(8,1)

71,4

54,2

31,7

Нефть марки «Юралс» (СИФ
Средиземноморский регион)

68,8

74,3

(7,4)

70,3

53,3

31,9

Нефть марки «Юралс» (СИФ Роттердам)

68,3

74,0

(7,7)

70,0

52,8

32,6

(в долл. США за тонну, за исключением данных в процентах)

Газойль 0,1 1/2 (СИФ Северо-Западная
Европа/Базис АРА+ФОБ Роттердам)

634,9

657,7

(3,5)

630,7

484,5

30,2

Мазут 3,5% 1/2 (СИФ Северо-Западная
Европа/Базис АРА+ФОБ Роттердам)

402,5

420,9

(4,4)

393,1

296,4

32,6

Нафта 1/2 (СИФ Северо-Западная
Европа/Базис АРА+ФОБ Роттердам)

552,8

650,4

(15,0)

602,8

481,9

25,1

Нафта (ФОБ Средиземноморский регион)

532,9

636,8

(16,3)

585,9

466,5

25,6

Нафта (СИФ

Северо-Западная Европа)

554,8

652,4

(15,0)

604,8

483,9

25,0

Высокосернистый вакуумный газойль (2)
1/2 (СИФ Северо-Западная Европа/Базис
АРА+ФОБ Роттердам)

487,9

526,9

(7,4)

504,9

374,6

34,8

Дизельное топливо ULSD 0.01% (СИФ
Северо-Западная Европа/Базис АРА)

648,9

672,3

(3,5)

644,6

497,4

29,6

Дизельное топливо 0,01% (

ФОБ

Роттердам)

649,4

667,2

(2,7)

641,6

493,1

30,1

Источник: Платтс

Средние за 3 мес.,

закончившихся

Изм.,

Средние за 12 мес.,

закончившихся

Изм.,

31 декабря

2018

30 сентября

2018

31 декабря

2018

31 декабря

2017

Мировой рынок

(1)

(в тыс. руб. за тонну, за исключением данных в процентах)

Нефть марки «Брент»

32,72

35,10

(6,8)

31,89

22,53

41,5

Нефть марки «Юралс» (СИФ
Средиземноморский регион)

32,58

34,68

(6,1)

31,40

22,15

41,8

Нефть марки «Юралс» (СИФ Роттердам)

32,34

34,54

(6,4)

31,27

21,95

42,5

(в тыс. руб. за тонну, за исключением данных в процентах)

Газойль 0,1 1/2 (СИФ Северо-Западная
Европа/Базис АРА+ФОБ Роттердам)

42,21

43,10

(2,1)

39,55

28,27

39,9

Мазут 3,5% 1/2 (СИФ Северо-Западная
Европа/Базис АРА+ФОБ Роттердам)

26,76

27,58

(3,0)

24,65

17,29

42,6

Нафта 1/2 (СИФ Северо-Западная
Европа/Базис АРА+ФОБ Роттердам)

36,75

42,62

(13,8)

37,80

28,12

34,4

Нафта (ФОБ Средиземноморский регион)

35,43

41,73

(15,1)

36,74

27,22

35,0

Нафта (СИФ

Северо-Западная Европа)

36,88

42,75

(13,7)

37,93

28,24

34,3

Высокосернистый вакуумный газойль (2)
1/2 (СИФ Северо-Западная Европа/Базис
АРА+ФОБ Роттердам)

32,44

34,53

(6,1)

31,66

21,86

44,8

Дизельное топливо ULSD 0.01% (СИФ
Северо-Западная Европа/Базис АРА)

43,14

44,06

(2,1)

40,42

29,02

39,3

Дизельное топливо 0,01% (ФОБ
Роттердам)

43,17

43,72

(1,3)

40,23

28,77

39,8

Источник: Платтс

Средние за 3 мес.,

закончившихся

Изм.,

Средние за 12 мес.,

закончившихся

Изм.,

31 декабря

2018

30 сентября

2018

31 декабря

2018

31 декабря

2017

Российский рынок

(1)

(в тыс. руб. за тонну (вкл. НДС и акцизы), за исключением данных в

процентах)

Нефть

25,47

26,94

(5,5)

25,04

17,31

44,7

Дизельное топливо (летнее)

48,69

47,10

3,4

46,18

37,36

23,6

Дизельное топливо (зимнее)

56,36

50,98

10,6

49,93

40,48

23,3

Источник: Кортес

(1)

Компания реализует нефть и нефтепродукты на экспорт и на внутренний рынок на различных условиях поставки.

Поэтому наши средние цены реализации отличаются от указанных средних цен на мировых рынках

Внутри  России  не  существует  независимых  или  унифицированных  рыночных  цен  на  нефть  и
нефтепродукты,  в  основном,  вследствие  того,  что  значительная  часть  сырой  нефти,  предназначенная  для
продажи  в  России,  производится  вертикально  интегрированными  российскими  нефтяными  компаниями  и
перерабатывается этими же компаниями. Поэтому, цены на внутреннем рынке России могут существенно
отличаться от приведенных экспортных цен реализации, а также в разных регионах в зависимости от спроса
и предложения.

Темпы инфляции и изменения обменного курса иностранной валюты

Значительную  долю  доходов  от  продаж  нефти  и  нефтепродуктов  на  экспорт  Группа  получает  в  долларах
США. Операционные затраты Группы, в основном, производятся в рублях. Соответственно, относительные
колебания  рублевой  инфляции  и  обменного  курса  рубля  к  доллару  США  могут  значительным  образом
влиять  на  результаты  деятельности  Группы.  Например,  укрепление  рубля  относительно  доллара  США  в
большинстве случаев влияет негативно на операционную маржу, т.к. в условиях инфляции это приводит к
большему  росту  затрат  относительно  доходов.  Исторически  сложилось,  что  Группа  не  использует
финансовые инструменты для хеджирования изменений обменного курса иностранной валюты.

В нижеприведенной таблице показаны темпы инфляции в России, средние и на конец соответствующих
периодов обменные курсы рубля к доллару США.

За 3 мес.,

закончившихся

За 12 мес.,

закончившихся

31 декабря

2018

30 сентября

2018

31 декабря

2018

31 декабря

2017

Рублевая инфляция, %

1,8

0,4

4,3

2,5

Обменный курс на конец периода: рубль к доллару США

69,47

65,59

69,47

57,60

Средний обменный курс за период: рубль к доллару США

66,48

65,53

62,71

58,35

Источники: Федеральная служба Государственной статистики и Центральный Банк России

В настоящее время рубль не является свободно конвертируемой валютой за пределами Содружества
Независимых Государств. Некоторые ограничения и контроль над операциями, связанными с конвертацией
рубля в другие валюты, существуют до сих пор.

Налогообложение

В соответствии с ФЗ № 401-ФЗ «О внесении изменений в часть вторую Налогового кодекса Российской
Федерации и отдельные законодательные акты Российской Федерации» от 30.11.2016г. введены новые
дополнения в отношении акцизов, НДПИ и прочих налогов, вступающие в силу с 1 января 2018 г., которые
детальнее обсуждаются ниже.

В нижеприведенных таблицах представлены установленные ставки налогов, применяемые Компанией и
большинством ее дочерних компаний в соответствующие периоды:

За 3 мес.,

закончившихся

Изм.,

За 12 мес.,

закончившихся

Изм.,

Налогообла-

гаемая

Налог

31 декабря

2018

30 сентября

2018

31 декабря

2018

31 декабря

2017

база

Налог на прибыль –
максимальная ставка

20%

Налогооблагае-

мая прибыль

Налог на добавленную
стоимость (НДС)

18%

Реализация

товаров (работ,

услуг)

Налог на имущество –
максимальная ставка

2,2%

Налогооблагаемое

имущество

(в руб. за тонну, за исключением данных в процентах)

Налог на добычу
полезных ископаемых,
среднее значение

(1)

12 549

14 011

(10,4)

12 468

8 134

53,3

Добытая нефть в

единицах массы

нетто

(в долларах США за тонну, за исключением данных в процентах)

Экспортная пошлина на
сырую нефть, среднее
значение

141,4

134,9

4,8

128,5

86,7

48,2

Экспортируемая

тонна

Экспортная пошлина на
нефтепродукты,
среднее значение:

Бензин

42,4

40,4

5,0

38,5

26,0

48,1

Экспортируемая

Прямогонный бензин

77,8

74,2

4,9

70,6

47,7

48,0

тонна

Дизельное топливо

42,4

40,4

5,0

38,5

26,0

48,1

Легкие, средние

дистилляты

42,4

40,4

5,0

38,5

26,0

48,1

Мазут

141,4

134,9

4,8

128,5

86,7

48,2

(1)

Без учета дифференцированного налогообложения

Ставки  налогов  на  добычу  полезных  ископаемых  и  экспортных  пошлин  на  нефть  и  нефтепродукты
привязаны  к  мировой  цене  на  нефть  и  изменяются  соответственно.  Ниже  приведены  методики  расчета
налоговых ставок.

Ставка  налога  на  добычу  полезных  ископаемых  (НДПИ).  Базовая  ставка  налога  на  произведенную
сырую нефть, установленная на 2018 г. в размере 919 руб. за тонну добытой нефти (такая же базовая ставка,
что  и  в  2017  г.),  корректируется  в  зависимости  от  мировых  рыночных  цен  на  нефть  марки  «Юралс»  и
среднего курса рубля к доллару США. Ставка налога равняется нулю, если средняя мировая рыночная цена
на  нефть  марки  «Юралс»  в  течение  налогового  периода  была  меньше  или  равна  15,00  долл./барр.

Дополнительный прирост мировой рыночной цены на нефть марки «Юралс» на 1,00 долл./барр. выше
установленного минимального уровня (15,00 долл./барр.) приводит к росту ставки налога на
3,52 долл./тонну добычи.

Ставка  НДПИ  применяется  с  дисконтом,  в  зависимости  от  степени  выработанности  запасов  конкретного
участка  недр  в  соответствии  с  Российской  системой  классификации  запасов.  Данная  формула  расчета
выгодна  производителям,  чьи  нефтяные  месторождения  выработаны  более  чем  на  80%,  в  соответствии  с
Российской системой  классификации  запасов.  Группа  получает экономию от снижения суммы  налогов за
каждый  процент  выработанности  конкретного  участка  недр  для  месторождений  со  степенью
выработанности  от  80%.  Сумма  экономии  рассчитывается  с  использованием  ставки  в  размере
559 руб./тонну.

1 января 2017 г. в формулу для расчета НДПИ введен дополнительный показатель,

уменьшающий сумму экономии (306 руб./тонну в 2017 г., 357 руб./тонну – в 2018 г., 428 руб./тонну – на
период с 1 января 2019 г. по 31 декабря 2021 г. включительно).

Ромашкинское месторождение, которое

является самым большим месторождением Группы, и некоторые другие месторождения выработаны более
чем на 80%. Группа получила экономию от снижения суммы по налогу на добычу полезных ископаемых в
четвертом квартале 2018 г. и за двенадцать месяцев 2018 г. в размере 13,6 млрд. руб. и 52,2 млрд. руб.,
соответственно (по сравнению с третьим кварталом 2018 г. и за двенадцать месяцев 2017 г. в размере 14,9
млрд. руб. и 30,4 млрд. руб., соответственно).

Налоговая экономия применяется в отношении добычи сверхвязкой нефти с вязкостью 200 – 10 000 мПа х с
(в  пластовых  условиях).  Нулевая  ставка  по  НДПИ  применяется  в  отношении  сверхвязкой  нефти  с
вязкостью 10 000 мПа х с и более в пластовых условиях. Группа получила экономию от снижения суммы
налогов на добычу сверхвязкой нефти на Ашальчинском, а также на некоторых других месторождениях  в
четвертом квартале 2018 г. и за двенадцать месяцев 2018 г. в размере приблизительно 7,6 млрд. руб. и 29,0
млрд.  руб.  по  сравнению  с  8,4  млрд.  руб.  и  16,3  млрд.  руб.  в  третьем  квартале  2018  г.  и  за  двенадцать
месяцев 2017 г., соответственно.

Ставка  экспортных  пошлин  на  нефть.  Правительство  устанавливает  ставку  экспортной  таможенной
пошлины,  которая  зависит  от  средней  цены  на  нефть  «Юралс»  за  период  мониторинга  и  не  может
превышать нижеуказанные уровни:

Котировка цены «Юралс» (P),
долларов США за тонну

Максимальная ставка экспортной
таможенной пошлины

0 – 109,50

109,50 – 146,00

35,0% * (P – 109,50)

146,00 – 182,50

US$ 12,78 + 45,0% * (P – 146,00)

>182,50

Начиная с 1 января 2017 г. и далее: US$ 29,20 +
30,0% * (P – 182,50)

Расчет экспортных пошлин производится ежемесячно на основании мониторинга нефтяных цен за месяц,
предшествующий расчету, начиная с 15-го числа каждого календарного месяца по 14-е число следующего
календарного месяца, включительно.

С 1 января 2015 г. Правительство установило предельную ставку вывозной таможенной пошлины для
сырой нефти на уровне 59% от цены на нефть марки «Юралс» в течение анализируемого периода.

С января

2016 года предельный уровень ставки экспортной пошлины на сырую нефть снизился до 42%. С 1 января
2017 г. предельный уровень ставки экспортной пошлины на сырую нефть снизился до 30%.

В соответствии с  изменениями, внесенными в Закон РФ  «О  таможенном тарифе», вступающими  в силу с
1 апреля  2013  г.  Правительство  установило  формулы  расчета  ставок  вывозных  таможенных  пошлин  на
нефть  с  учетом  мировых  цен  на  нефть  (отражая  уровни,  описанные  выше,  а  также  предоставляя
специальные  формулы  в  отношении  сверхвязкой  нефти  и  нефти  с  особыми  физико-химическими
характеристиками). С 1 апреля 2013 г. Минэкономразвития России осуществляет мониторинг цен на нефть
и  нефтепродукты,  рассчитывает  ставки  вывозных  таможенных  пошлин,  а  также  публикует  результаты
мониторинга и расчета данных ставок.

Ставки экспортных пошлин на нефтепродукты. Ставки экспортных пошлин на нефтепродукты
устанавливаются ежемесячно Постановлениями Правительства РФ одновременно со ставкой экспортной
пошлины на нефть и исчисляются в долл. США за тонну. Ставки экспортной пошлины на нефтепродукты

привязаны к ставке экспортной пошлины на нефть. В настоящее время, размер ставки экспортной пошлины
на нефтепродукты одинаковый для всех типов нефтепродуктов, за исключением мазута и прямогонного
бензина, и рассчитывается путём умножения текущей ставки пошлины на нефть на коэффициент согласно
следующей таблице:

2017 г. и далее

Коэффициент для:

Легких, средних дистиллятов; смазочных масел

0,30

Дизельного топлива

0,30

Мазута

1,00

Бензина

0,30

Прямогонного бензина

0,55

С  1  апреля  2013  г.  ставки  рассчитываются  и  публикуются  Министерством  экономического  развития
Российской Федерации.

Изменения с 2019 года

В соответствии с Федеральным Законом от 3 августа 2018 г № 301-ФЗ и Федеральным законом от 3 августа
2018 г.   № 305-ФЗ, изменяются положения Закона РФ «О таможенном тарифе» а также Налогового кодекса
РФ  в  части  завершения  «налогового  маневра»  в  нефтегазовой  отрасли.  Положения  законов  касаются
порядка  завершения  налогового  маневра,  предполагающего  постепенное  снижение  вывозной  таможенной
пошлины на нефть и, соответственно, на нефтепродукты, до нуля к 2024 г. при одновременном увеличении
базовой ставки по налогу на добычу полезных ископаемых (НДПИ).

Технически это будет реализовано за счет введения корректирующего коэффициента, который в отношении
вывозной таможенной пошлины в 2019 году составит 0,883, а к 2024 году снизится до нуля, а в отношении
НДПИ корректирующий коэффициент, наоборот, в 2019 году составит 0,167, а к 2024 году увеличится до 1.
Новая формула расчета ставки НДПИ на  нефть будет состоять из двух компонентов: 1)  прежняя формула
расчета  НДПИ  и  2)  прежняя  формула  расчета  экспортной  пошлины,  умноженная  на  корректирующий
коэффициент  (для  НДПИ).  Одновременно,  положения  закона  предусматривают  постепенное  снижение
вывозной таможенной пошлины на нефть в течение 6 лет, начиная с 2019 года, путем умножения текущей
ставки  таможенной  пошлины  на  корректирующий  коэффициент  (значение  которого  установлено  в
отношении пошлины).

Также новые поправки предусматривают введение с 1 января 2019 г. налога на дополнительный доход от
добычи  углеводородного  сырья  (далее  -  НДД).  НДД  будет  взиматься  по  ставке  50%  с  дохода  от  добычи
нефти, рассчитанного как разница  между расчетной выручкой и затратами (убытками). Новый налоговый
режим предполагает сохранение НДПИ, но с пониженной ставкой. НДД будет применяться для некоторых
групп  месторождений:  новые  месторождения  в  Восточной  Сибири,  зрелые  и  новые  месторождения  в
Западной  Сибири.  Под  действие  данного  режима  попадают  лицензионные  участки  Группы  в  Ненецком
автономном округе.

Правительство также ввело такое понятие как «отрицательный акциз». Он будет выплачиваться компаниям,
перерабатывающим  нефть  на  российских  НПЗ,  в  том  случае,  если  мировые  цены  на  нефтепродукты
превышают  стоимость  топлива  на  внутреннем  рынке.  Акциз  вводится  для  НПЗ,  перерабатывающих
собственное  нефтесырье  и  для  компаний,  перерабатывающих  нефтяное  сырье  по  договору  давальческой
переработки  с  НПЗ.  При  этом  для  получения  «отрицательного  акциза»  у  обеих  сторон  должно  быть
свидетельство  о  регистрации  лица,  совершающего  операции  по  переработке  нефтяного  сырья.  Акциз  на
нефтяное  сырье  рассчитывается  по  формуле  в  зависимости  от  цены  на  нефть,  объемов  нефтесырья
направленного на переработку, объема произведенных нефтепродуктов, курса доллара США к рублю РФ и
логистического коэффициента в зависимости от удаленности НПЗ.

Кроме  того,  в  ноябре  2018  г.  был  принят  закон,  предусматривающий  корректировку  принятых  в  августе
2018  г.  параметров  завершения  налогового  маневра  (в  частности,  увеличивающий  ставку  НДПИ  путем
введения  нового  коэффициента  Кабдт,  призванного  частично  компенсировать  выпадающие  доходы
бюджета  от  предоставления  дополнительной  компенсационной  надбавки  через  демпфирующую
компоненту обратного акциза).

Экспорт нефти и нефтепродуктов в страны–члены Таможенного союза – не облагается экспортными
пошлинами.

Акциз  на  нефтепродукты.  В  соответствии  с  изменениями  в  законодательстве,  введенными  в  действие  в
декабре  2010  г.,  ставки  акцизов  увеличены  и  дифференцированы  в  соответствии  с  требованиями,
предъявляемыми  к  качеству  топлива.  Обязанность  по  начислению  и  уплате  акцизов  возложена  на
производителя  нефтепродуктов.  В  случае  производства  нефтепродуктов  из  давальческого  сырья
обязанность  по  уплате  акцизов  возложена  на  нефтеперерабатывающие  предприятия.  Акциз  на
нефтепродукты платится за тонну, произведенную и реализованную на внутреннем рынке. В соответствии с
новыми  дополнениями  к  налоговому  законодательству,  вступающими  в  силу  с  1  января  2017  г.,  ставки
акцизов на нефтепродукты дифференцированы с учетом требований, предъявляемых к качеству топлива. В
соответствии  с  Федеральным  Законом  от  27  ноября  2017  года  №  335-ФЗ  с  1  января  2018  года  изменены
ставки акцизов на нефтепродукты.

В соответствии с Федеральным законом от 19.07.2018 г. № 199-ФЗ ставки акцизов на автомобильный
бензин класса 5, дизельное топливо и средние дистилляты снижены в отношении операций с указанными
товарами, совершенных в период с 01.06.2018 г. по 31.12.2018 г.

В нижеприведенной таблице представлены ставки акцизов на нефтепродукты за соответствующие периоды:

(руб./тонну)

2017

01.01.18-

31.05.18

01.06.18-

31.12.18

Автомобильный бензин ниже Евро- 5

13 100

Автомобильный бензин Евро-5

10 130

11 213

8 213

Прямогонный бензин

13 100

Дизельное топливо

6 800

7 665

5 665

Моторные масла

5 400

Авиационный керосин

2 800

Бензол, параксилол

2 800

Средние дистилляты

7 800

8 662

6 665

Налог на имущество. Максимальная ставка по налогу на имущество в России составляет 2,2%.
Конкретные ставки определяются региональными органами власти.

Налог  на  добавленную  стоимость  (НДС).  Группа  является  плательщиком  НДС  в  размере  18%  на
большинство  продаж.  В  финансовых  результатах  от  основной  деятельности  Группы  исключено  влияние
НДС.

Изменения с 2019 года

Федеральный закон от 03.08.2018 № 303-ФЗ "О внесении изменений в отдельные законодательные акты
Российской Федерации о налогах и сборах" предусматривает повышение основной ставки НДС до 20% с
2019 г.

Налог на прибыль. Установленная в Российской Федерации ставка налога на прибыль составляет 20%.

Транспортировка сырой нефти и нефтепродуктов

Так как большинство регионов нефтедобычи в России удалено от основных рынков сбыта нефти и
нефтепродуктов, нефтяные компании зависят от степени развитости транспортной инфраструктуры, а также
от возможности доступа к ней. В связи с этим стоимость транспортировки нефти и нефтепродуктов
является важным фактором, влияющим на наши операционные и финансовые результаты.

Группа транспортирует значительную часть сырой нефти, которую продает на экспорт и внутренний рынок,
по системе магистральных трубопроводов в России, принадлежащих компании Транснефть.

Транспортировка  сырой  нефти  производится  в  соответствии  с  контрактами,  заключенными  с  компанией
Транснефть  и  ее  дочерними  структурами,  в  которых  сформулированы  основные  обязательства  между
сторонами, включая право компании Транснефть смешивать или замещать нефть Компании нефтью других
производителей. Сырая нефть, принадлежащая Группе, смешивается в трубопроводе компании Транснефть
с сырой нефтью различного качества других производителей для получения экспортной марки, известной
как «Юралс».

ПАО «Татнефть». Анализ руководством результатов деятельности за 2018 год - часть 2