ПАО «НК «Роснефть». Финансовая отчетность за 2019 год

аналогичным  периодом  прошлого  года капитальные  затраты  сегмента  «Разведка  и  добыча»  в  первом
квартале  2019  года  снизились  на  6,4%  преимущественно  в  связи  с  опережающим  графиком
эксплуатационного  бурения  и  строительства  производственных  объектов  Юганскнефтегаза  в  первом
квартале 2018 года.

В первом квартале 2019 года капитальные затраты в сегменте «Переработка, коммерция и

логистика» составили 18 млрд руб., включая капитализацию затрат по инвесттарифу, по сравнению с
30 млрд руб. в четвертом квартале 2018 года.

Капитальные затраты по прочим направлениям деятельности в основном связаны с

информационными технологиями, закупками судов, транспортных средств и прочего оборудования.

Затраты на приобретение лицензий за первый квартал 2019 года составили 2 млрд руб. и

связаны с покупкой лицензий с целью геологического изучения, разведки и добычи углеводородного
сырья в Оренбургской и Иркутской областях и Республике Башкортостан.

Финансовые обязательства и ликвидные активы

Финансовые обязательства по типам валюты и ликвидные активы приведены в таблице

в млрд ед. валюты

31 марта 2019

31 декабря 2018

31 марта 2018

Долл.
США

Рубли

Евро

Проч.

(руб.

экв.)

Долл.
США

Рубли

Евро

Проч.

(руб.

экв.)

Долл.
США

Рубли Евро

Проч.

(руб.

экв.)

Финансовые
обязательства

(26,5)

(1 844)

(3,9)

(0,9)

(26,7)

(2 227)

(3,9)

−

(28,5) (2 120)

(3,1)

−

Ликвидные активы

8,8

389

0,5

3,0

9,3

417

5,9

4,2

6,2

327

5,7

2,1

Финансовые
обязательства,
нетто

(17,7)

(1 455)

(3,4)

2,1

(17,4)

(1 810)

2,0

4,2

(22,3) (1 793)

2,6

2,1

Посчитано от неокругленных данных.

Включают денежные средства и их эквиваленты, краткосрочные финансовые активы и часть банковских депозитов.

Финансовые обязательства и ликвидные активы, генерирующие дополнительную доходность

для выполнения обязательств Компании, сохранились на уровне, кратно обеспечивающем высокую
финансовую устойчивость Компании.

Ключевые консолидированные финансовые показатели деятельности (в рублях)

Компания проводит постоянный мониторинг и оценку своей деятельности. Ключевые

показатели деятельности, используемые Компанией, а также другие существенные финансовые
коэффициенты, представлены ниже:

За 3 месяца, закончившихся

31 марта

2019

31 декабря

2018

31 марта

2019

31 марта

2018

Маржа EBITDA

26,0%

22,2%

26,0%

21,9%

Маржа чистой прибыли, относящейся к акционерам
Роснефти

6,3%

5,0%

6,3%

4,7%

Коэффициент ликвидности

0,94

1,05

0,94

0,79

руб. на баррель

EBITDA в расчете на баррель нефти

1 315

1 127

1 315

974

Капитальные расходы на разведку и добычу в расчете
на баррель нефти

480

534

480

532

Операционные затраты на добычу в расчете на
баррель нефти

242

254

242

230

Свободный денежный поток в расчете на баррель

495

637

495

371

руб. на барр. н.э.

EBITDA в расчете на баррель нефтяного эквивалента

1 059

911

1 059

782

Капитальные расходы на разведку и добычу в расчете
на баррель нефтяного эквивалента

387

432

387

428

Операционные затраты на добычу в расчете на
баррель нефтяного эквивалента

195

205

195

185

Свободный денежный поток в расчете на баррель
нефтяного эквивалента

399

515

399

298

Исключая долю в ассоциированных и совместных предприятий.

Компания рассматривает «EBITDA в расчете на баррель», «операционные затраты на добычу на

баррель» и «операционные затраты на добычу на барр. н.э.», а также связанные с ними индикаторы как
важные показатели эффективности деятельности Компании. Помимо этого, данные показатели часто
используются финансовыми аналитиками, инвесторами и другими заинтересованными сторонами при
оценке нефтегазовых компаний. Как аналитические инструменты эти показатели имеют ряд
ограничений и не должны рассматриваться в отрыве от анализа или заменять собой анализ результатов
операционной деятельности Компании, отраженных согласно МСФО.

В таблицах ниже представлены соответствующие данные, относящиеся к указанным

показателям за указанные периоды:

Показатели по сегменту «Разведка и добыча»

За 3 месяца, закончившихся

31 марта

2019

31 декабря

2018

31 марта

2019

31 марта

2018

Добыча ЖУВ (млн барр.)

397,6

410,0

397,6

383,1

Добыча углеводородов (млн барр. н.э.)

493,8

507,1

493,8

476,8

Исключая долю в добычи ассоциированных и совместных предприятий.

Расчет EBITDA

За 3 месяца, закончившихся

31 марта

2019

31 декабря

2018

31 марта

2019

31 марта

2018

млрд руб.

Выручка от реализации и доход от ассоциированных
и совместных предприятий

2 077

2 165

2 077

1 722

Эффект от зачета предоплат

Затраты и расходы

(1 736)

(1 876)

(1 736)

(1 522)

Износ, истощение и амортизация

174

163

174

152

EBITDA

548

488

548

385

Расчет свободного денежного потока

За 3 месяца, закончившихся

31 марта

2019

31 декабря

2018

31 марта

2019

31 марта

2018

млрд руб.

Операционный денежный поток

248

376

248

271

Капитальные затраты

(214)

(257)

(214)

(223)

Зачет в счет погашения предоплаты по
долгосрочным договорам поставки

Зачет прочих финансовых обязательств

Проценты за пользование денежными средствами по
долгосрочным договорам поставок нефти и
нефтепродуктов

Финансирование, произведенное в счет будущих
поставок нефти и нефтепродуктов в рамках
долгосрочных проектов

−

Рублевый эквивалент свободного денежного
потока в долларах США

197

261

197

142

По среднему обменному курсу за текущий период (помесячно).

В расчет свободного денежного потока включены проценты за пользование денежными средствами, начисленные по долгосрочным

договорам поставки нефти и нефтепродуктов. Проценты за пользование денежными средствами включают сумму начисленных процентов
за  отчетный  период,  которые  зачтены  в  счет  поставок  нефти по долгосрочным  договорам  в  размере  19  млрд  руб.,  и  оплаченную сумму
процентов по  долгосрочным  договорам  в размере  2  млрд руб.  за  первый  квартал 2019  года;  22 млрд  руб.  зачета  процентов и  2 млрд руб.
оплаты процентов за четвертый  квартал 2018 года; 18 млрд руб. зачета процентов и 2 млрд руб. оплаты процентов за первый квартал
2018 г.

Расчет маржи EBITDA

За 3 месяца, закончившихся

31 марта

2019

31 декабря

2018

31 марта

2019

31 марта

2018

млрд руб., за исключением %

EBITDA

548

488

548

385

Выручка от реализации и доход от ассоциированных
и совместных предприятий

2 077

2 165

2 077

1 722

Эффект от зачета предоплат

Скорректированная выручка

2 110

2 201

2 110

1 755

Маржа EBITDA

26,0%

22,2%

26,0%

21,9%

Расчет маржи чистой прибыли, относящейся к акционерам Роснефти

За 3 месяца, закончившихся

31 марта

2019

31 декабря

2018

31 марта

2019

31 марта

2018

млрд руб., за исключением %

Чистая прибыль, относящаяся к акционерам
Роснефти

131

109

131

Выручка от реализации и доход от ассоциированных
и совместных предприятий

2 077

2 165

2 077

1 722

Маржа чистой прибыли, относящейся к
акционерам Роснефти

6,3%

5,0%

6,3%

4,7%

Расчет коэффициента ликвидности

По состоянию на:

31 марта

2019

31 декабря

2018

31 марта

2018

млрд руб., за исключением коэффициентов

Оборотные активы

2 492

3 022

2 190

Краткосрочные обязательства

2 661

2 874

2 786

Коэффициент ликвидности

0,94

1,05

0,79

Консолидированные финансовые показатели деятельности (в долларовом эквиваленте)

Консолидированный отчет о прибылях и убытках

За 3 месяца, закончившихся

31 марта

2019

31 декабря

2018

31 марта

2019

31 марта

2018

млрд долл. США

Выручка от реализации и доход от
ассоциированных и совместных предприятий

31,9

33,1

31,9

30,9

Затраты и расходы

Производственные и операционные расходы

2,5

2,7

2,5

2,8

Стоимость приобретенной нефти, газа,
нефтепродуктов и услуг по переработке

4,7

4,3

4,7

4,1

Общехозяйственные и административные расходы

1,0

0,8

1,0

0,6

Тарифы за пользование нефтепроводом и расходы на
транспортировку

2,6

2,5

2,6

2,8

Затраты, связанные с разведкой запасов нефти и газа

−

0,1

−

–

Износ, истощение и амортизация

2,6

2,5

2,6

2,7

Налоги, кроме налога на прибыль

10,1

10,6

10,1

10,0

Экспортная пошлина

2,7

4,7

2,7

3,8

Итого затраты и расходы

26,2

28,2

26,2

26,8

Операционная прибыль

5,7

4,9

5,7

4,1

Финансовые доходы

0,6

0,5

0,6

0,5

Финансовые расходы

(1,0)

(1,1)

(1,0)

(1,1)

Прочие доходы

−

0,1

Прочие расходы

(1,6)

(0,9)

(1,6)

(0,3)

Курсовые разницы

(0,3)

(0,4)

(0,3)

(0,5)

Реализованные курсовые разницы по инструментам
хеджирования

(0,5)

(0,6)

Прибыль до налогообложения

2,9

2,5

2,9

2,2

Налог на прибыль

(0,6)

(0,5)

(0,6)

(0,5)

Чистая прибыль

2,3

2,0

2,3

1,7

Чистая прибыль, относящаяся к акционерам
Роснефти

1,9

1,6

1,9

1,5

Показатели рассчитаны с использованием среднемесячных курсов доллара США, рассчитанных на основе данных ЦБ РФ за отчетный

период (Приложение 2).

Ключевые финансовые коэффициенты в долларовом эквиваленте

Финансовые коэффициенты в долларовом выражении представлены в таблице:

За 3 месяца, закончившихся

31 марта

2019

31 декабря

2018

31 марта

2019

31 марта

2018

Маржа EBITDA

26,0%

22,4%

26,0%

22,0%

Маржа чистой прибыли, относящейся к акционерам
Роснефти

6,0%

4,8%

7,8%

4,9%

Коэффициент ликвидности

0,94

1,05

0,94

0,79

долл. США на баррель

EBITDA в расчете на баррель нефти

19,9

17,1

19,9

17,2

Капитальные расходы на разведку и добычу
в расчете на баррель нефти

7,3

8,0

7,3

9,3

Операционные затраты на добычу в расчете на
баррель нефти

3,7

3,8

3,7

4,1

Свободный денежный поток в расчете на баррель
нефти

7,4

9,6

7,4

6,6

долл. США на барр. н.э.

EBITDA в расчете на барр. н.э.

16,0

13,8

16,0

13,8

Капитальные расходы на разведку и добычу в
расчете на барр. н.э.

5,8

6,5

5,8

7,5

Операционные затраты на добычу в расчете
на барр. н.э.

3,0

3,1

3,0

3,3

Свободный денежный поток в расчете на барр. н.э.

6,0

7,8

6,0

5,3

Коэффициенты рассчитаны от неокругленных данных.

В таблицах ниже представлены соответствующие данные, относящиеся к указанным

показателям за указанные периоды:

Расчет свободного денежного потока

За 3 месяца, закончившихся

31 марта

2019

31 декабря

2018

31 марта

2019

31 марта

2018

млрд долл. США

Операционный денежный поток

3,8

5,7

3,8

4,7

Капитальные затраты

(3,2)

(3,9)

(3,2)

(3,9)

Поставки в счет погашения предоплаты по
долгосрочным договорам поставки

1,3

0,7

1,3

0,7

Зачет прочих финансовых обязательств

0,6

Проценты за пользование денежными средствами по
долгосрочным договорам поставок нефти и
нефтепродуктов

0,3

0,4

0,3

0,4

0,2

0,5

0,2

–

Свободный денежный поток

3,0

4,0

3,0

2,5

Расчет маржи EBITDA

За 3 месяца, закончившихся

31 марта

2019

31 декабря

2018

31 марта

2019

31 марта

2018

млрд долл. США, за исключением %

Выручка от реализации и доход от ассоциированных
и совместных предприятий

31,9

33,1

31,9

30,9

Затраты и расходы

(26,2)

(28,2)

(26,2)

(26,8)

Износ, истощение и амортизация

2,6

2,5

2,6

2,7

EBITDA

8,3

7,4

8,3

6,8

Выручка от реализации и доход от ассоциированных
и совместных предприятий

31,9

33,1

31,9

30,9

Маржа EBITDA

26,0%

22,4%

26,0%

22,0%

Расчет маржи чистой прибыли

За 3 месяца, закончившихся

31 марта

2019

31 декабря

2018

31 марта

2019

31 марта

2018

млрд долл. США, за исключением %

Чистая прибыль, относящаяся к акционерам
Роснефти

1,9

1,6

1,9

1,5

Выручка от реализации и доход от ассоциированных
и совместных предприятий

31,9

33,1

31,9

30,9

Маржа чистой прибыли, относящейся к
акционерам Роснефти

6,0%

4,8%

6,0%

4,9%

Расчет коэффициента ликвидности

По состоянию на

31 марта

2019

31 декабря

2018

31 марта

2018

млрд долл. США, за исключением коэффициентов

Оборотные активы

38,5

43,5

38,2

Краткосрочные обязательства

41,0

41,4

48,6

Коэффициент ликвидности

0,94

1,05

0,79

Приложение 1: Налогообложение

Налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ)

НДПИ на нефть

Ставка НДПИ на нефть рассчитывается на основе мировых цен на нефть «Юралс» в долларах

США за баррель нефти и среднего за месяц значения курса доллара США к рублю.

В 2018 году ставка НДПИ определялась по следующей формуле:

919 × Кц – 559 × Кц × Кльгот + Кк, где

919 – базовая налоговая ставка в рублях на тонну,
Кц − коэффициент, характеризующий динамику мировых цен на нефть, равный (Ц – 15) × Р / 261,

где «Ц» – средняя цена нефти марки «Юралс» за баррель в долларах США, «Р» – средний курс рубля к
доллару США, установленный Центральным Банком Российской Федерации (далее − ЦБ РФ) за
соответствующий месяц;

Кльгот – понижающий коэффициент, определяемый как разность единицы и произведения

коэффициентов, характеризующих степень выработанности конкретного участка недр, конкретной
залежи углеводородного сырья, величину запасов конкретного участка недр, степень сложности добычи,
регион добычи и свойства нефти;

Кк − дополнительный показатель, увеличивающий ставку НДПИ, введен на период с 1 января

2017 года по 31 декабря 2021 года, в размере 357 руб. – на 2018 год (428 руб. – на 2019−2021 годы);

С 01.01.2019 в расчет ставки НДПИ включены два новых слагаемых (К

АБДТ

и К

МАН

× С

ВН

) в

связи с введением «обратного акциза» на нефтяное сырье и со снижением вывозных таможенных
пошлин в рамках завершения налогового маневра.

Для месторождений, перешедших на уплату НДД, ставка НДПИ рассчитывается по следующей

формуле:

(Ц – 15) × 7,3 × 0,5 × «К

» × «Р» – «ЭП» × «Р», где

«Ц», «Р»

–

определение см. выше в общей формуле расчета ставки НДПИ на нефть;

«ЭП»

–

ставка вывозной таможенной пошлины на нефть в долларах США за тонну нефти;

«К

–

коэффициент, характеризующий период времени, прошедший с даты начала промышленной

добычи нефти на участке недр (далее – «каникулы»):

Группы

Каникулы («К

»)

Примечание

1,2

0,4

до истечения первых 5 лет промышленной добычи

0,6

6 год промышленной добычи

0,8

7 год промышленной добычи

1,0

с 8 года промышленной добычи

1,0

Не применимо

0,5

до истечения 1 года промышленной добычи

0,75

2 год промышленной добычи

1,0

с 3 года промышленной добычи

В 2019 году Компания применяет различные налоговые меры стимулирования добычи и

специальные налоговые режимы по НДПИ на нефть:

Налоговые меры

стимулирования добычи по

НДПИ в 2019 году

Применимость к Компании

Уменьшение ставки в связи с
применением Кц=0

Для нефти из залежей баженовской, абалакской, хадумской, доманиковой свит.
Для участков недр, содержащих сверхвязкую нефть более 10 000 мПа × с (в пластовых
условиях).

Уменьшение ставки НДПИ на
показатель,

характеризующий

особенности

добычи

нефти

(«Дм»)

Для участков недр, расположенных:



на территории Иркутской области, Республики Саха (Якутия) и Красноярского
края для первых 25 млн тонн накопленной добычи на месторождении;



на территории Ненецкого автономного округа, Ямало-Ненецкого автономного
округа для первых 15 млн тонн нефти;



на шельфе Охотского моря для первых 30 млн тонн нефти;

Для участков недр с выработанностью запасов более 80%.
Для участков недр с величиной начальных извлекаемых запасов менее 5 млн тонн.
Для участков недр, содержащих сверхвязкую нефть более 200 мПа × с и менее
10 000 мПа × с (в пластовых условиях).
Для нефти из залежей с проницаемостью менее 2 × 10

-3

мкм

и залежей тюменской

свиты.

Налоговый вычет

При  добыче  нефти  на  участках  недр,  расположенных  полностью  в  границах
Нижневартовского  района  ХМАО −  Югры,  начальные  извлекаемые  запасы  нефти
каждого из которых составляют 450 млн тонн или более по состоянию на 1 января 2016
года (Сумма вычета по НДПИ определяется в совокупности по указанным участкам недр
и составляет 2 917 млн руб. за налоговый период (календарный месяц)).
При  добыче  нефти  на  участках  недр,  в  отношении  которых  применяются  льготы  по
экспортным  пошлинам  в  «общем»  налогового  режиме.  Данный  вычет  направлен  на
компенсацию потерь экономического эффекта от предоставленных льгот по экспортной
пошлине  в  связи  с  завершением  налогового  маневра  (в  рамках  которого  пошлины
снижаются вплоть до нуля с 2024 г.).

Специальный налоговый режим
для шельфовых проектов в РФ

Предусматривается разделение участков шельфа на четыре категории сложности, для
каждой категории ставка НДПИ устанавливается в размере от 5% до 30% от цены
углеводородного сырья.

Специальный налоговый режим,
не предусматривающий уплату
НДПИ

Соглашение о разделе продукции по проекту Сахалин-1.

НДПИ на природный газ и газовый конденсат

По ряду месторождений к добываемому газовому конденсату применяется ставка НДПИ на

нефть,  поскольку  подготовка  газового  конденсата  происходит  совместно  с  нефтью,  газовый  конденсат
как  отдельный  продукт  не  отгружается.  В  остальных  случаях  применяется  ставка  НДПИ  на  газовый
конденсат.

В соответствии с расчетной формулой базовая ставка НДПИ для природного газа в размере

35  руб.  за  1000  куб.  м,  для  газового  конденсата  –  в  размере  42  руб.  за  тонну,  умножается  на  значение
единицы  условного  топлива  и  на  понижающий  коэффициент,  характеризующий  степень  сложности
добычи  газа  и  (или)  газового  конденсата.  С  1  января  2017  года  для  расчета  ставки  НДПИ  на  газовый
конденсат применяется корректирующий повышающий коэффициент 6,5.

С 2019 г. ставка НДПИ увеличена

на величину снижения вывозных таможенных пошлин на нефть, умноженную на 0,75.

Понижающий коэффициент в 2019 году

Применимость к Компании

0,5

Для  участков  недр  с  определенными  характеристиками  глубины  залегания
углеводородного  сырья  для  месторождений  Роспана  и  Русско-Реченского
месторождения,  а  также  месторождений  Краснодарского  и  Ставропольского
краев.

0,64

По части залежей Кынско-Часельского месторождения и ряда лицензионных
участков Сибнефтегаза, а также для месторождений ЯНАО, Краснодарского
края и Чеченской Республики.

0,1

Для запасов газа участков, расположенных полностью или частично на
территории Иркутской области, Красноярского края, Дальневосточного
Федерального округа либо Охотского моря.

0,21

Для Туронских залежей Харампурского месторождения.

0,5−1

Для участков недр со степенью выработанности запасов более 70%.

Налог на дополнительный доход от добычи углеводородного сырья (НДД)

С 1 января 2019 г. введен НДД, который взимается по ставке 50% с дохода от добычи

углеводородного сырья, рассчитанного как разница между расчетной выручкой и затратами, связанными
с добычей, подготовкой и транспортировкой углеводородного сырья. Новый налоговый режим
предполагает сохранение НДПИ, но с пониженной ставкой, а также сохранение экспортных пошлин с
освобождением от их уплаты на определенный период для новых месторождений в Восточной Сибири и
иных новых регионах нефтедобычи (группы 1-2).

НДД применяется для следующих групп месторождений:

Группа

Географическое положение

Выработанность на 01.01.2017

Новые месторождения в Восточной Сибири и иные новые регионы нефтедобычи

Республика Саха, Иркутская обл., НАО,
ЯНАО севернее 65

с. ш.; Красноярский

край; Каспийское море

Не более 5%

Республика Саха, Иркутская обл., НАО,
ЯНАО севернее 65

с. ш.; Красноярский

край; Каспийское море

Вне зависимости от степени выработанности,
для участков недр, содержащих запасы
месторождений, указанных в Примечании 8 к
единой Товарной номенклатуре
внешнеэкономической деятельности ЕАЭС на
01.01.2018 г.

Зрелые месторождения в Западной Сибири

ХМАО, ЯНАО, Республика Коми,
Тюменская обл.

От 20% до 80% или от 10% до 80% при
условии, что на 01.01.2011 г. выработанность
>1%.
Перечень участков недр определен законом.

Новые месторождения в Западной Сибири

ХМАО, ЯНАО, Республика Коми,
Тюменская обл.

Не более 5%.
Перечень участков недр определен законом.

Акцизы на нефтепродукты и нефтяное сырье

Налогоплательщиками по уплате акциза на нефтепродукты на территории РФ являются

производители нефтепродуктов. Кроме того, налог уплачивается юридическими лицами при ввозе
подакцизных товаров на территорию РФ.

Компания, как собственник сырья, в предусмотренных законодательством случаях применяет

вычеты акцизов на отдельные виды нефтепродуктов с повышающим коэффициентом

а также механизм

«обратного акциза» (вычета начисленного акциза с применением повышающего коэффициента) по
нефтяному сырью.

Федеральным законом от 03.08.2018 № 301-ФЗ (с учетом положений Федерального закона от

27.11.2018 № 424-ФЗ) предусмотрен ряд изменений в части налогообложения акцизами с января 2019
года.

В частности, введены новые подакцизные товары (нефтяное сырье и темное судовое топливо) и

новые операции, подлежащие налогообложению акцизами, с возможностью применения к ним
механизма «обратного акциза» (вычета начисленного акциза с применением повышающего
коэффициента):



на нефтяное сырье (для организаций – собственников такого сырья, направляемого ими на
переработку в РФ, получивших соответствующее свидетельство в налоговых органах);



темное судовое топливо (при использовании топлива для бункеровки (заправки) водных
судов и (или) установок и сооружений, расположенных во внутренних морских водах, в
территориальном море РФ, на континентальном шельфе РФ и т.д.).

Установлен порядок применения «обратного акциза» на нефтяное сырье, в т.ч.:



условия и порядок получения специального свидетельства, наличие которого необходимо
для применения «обратного акциза»;



порядок расчета ставки акциза на нефтяное сырье (исходя из текущих мировых цен на
нефть, курса доллара США к рублю, количества и видов производимых продуктов
переработки, повышенных региональных коэффициентов для отдельных субъектов РФ);



порядок расчета «демпфирующей составляющей» акцизного вычета, направленной на
снижение эффекта колебаний макроэкономической конъюнктуры на внутренний рынок
моторных топлив.

Предусмотрено повышение на 1000 руб./т с 1 января 2022 года действующего в настоящее время

налогового вычета по акцизу в отношении операций по получению средних дистиллятов для бункеровки
(заправки) водных судов и (или) установок и сооружений, расположенных во внутренних морских водах,
в территориальном море РФ, на континентальном шельфе РФ и т.д., а также по реализации средних
дистиллятов, вывозимых за пределы территории РФ в качестве припасов на водных судах или
помещенных под таможенную процедуру экспорта.

Экспортная пошлина

Экспортная пошлина на нефть

Ставка экспортной пошлины привязана к средней цене на сырую нефть марки «Юралс» на

мировых рынках нефтяного сырья в долл. США за баррель (в пересчете на доллары США за тонну).

В таблице рассмотрен порядок расчета предельной ставки экспортной пошлины на нефть:

Цена «Юралс» (долл. США/т)

Экспортная пошлина (долл. США/т)

До 109,5 (включительно) (15 долл. США/баррель)

Пошлина не взимается

109,5 – 146 (146 включительно) (15 – 20 долл. США/баррель)

35% от разницы между средней ценой «Юралс» в долларах
США за тонну и 109,5 доллара США за тонну

146 – 182,5 (182,5 включительно) (20 – 25 долл.
США/баррель)

12,78 доллара США за тонну плюс 45% от разницы между
средней ценой «Юралс» в долларах США за тонну и
146 долларами за тонну

Свыше 182,5 (25 долл. США/баррель)

29,2 доллара США за тонну плюс 30% от разницы между
средней ценой «Юралс» в долларах США за тонну и
182,5 доллара США за тонну

Ставки экспортных пошлин на сырую нефть рассчитываются ежемесячно исходя из средней цены

«Юралс» в долларах США за тонну, сформировавшейся за период мониторинга с 15-го числа каждого
календарного месяца по 14-е число следующего календарного месяца включительно и применяются с
1-го числа календарного месяца, следующего за месяцем окончания периода мониторинга.

Ставки экспортных пошлин, рассчитанные на очередной календарный месяц, доводятся через

официальные источники информации не позднее чем за четыре дня до дня начала применения указанных
ставок.

Федеральным законом от 30 сентября 2013 года № 268-ФЗ о введении специального режима

налогообложения  в  отношении  проектов  на  континентальном  шельфе  Российской  Федерации
предусмотрено  освобождение  от  экспортной  пошлины  углеводородов,  добываемых  на  морских
месторождениях. Главным образом, освобождение распространяется на новые морские месторождения,
дата  начала  промышленной  добычи  углеводородного  сырья  на  которых  приходится  на  период
с 1 января 2016  года  и  предоставляется  на  различные  сроки  в  зависимости  от  категории  сложности
проекта освоения месторождения.

Законом Российской Федерации «О таможенном тарифе» предусмотрено право Правительства

Российской Федерации устанавливать особые формулы расчета ставок вывозных таможенных пошлин в
отношении нефти сырой, добытой на месторождениях в новых нефтегазовых провинциях с доходностью
ниже  предельного  значения.  С  2016  года  право  на  применение  таких  особых  формул  (позволяют
вывозить  нефть  по  пониженным   (нулевым  при  текущем  уровне  цен  на  нефть)  ставкам  вывозных
таможенных  пошлин)  предоставлено  в  отношении  Восточно-Мессояхского  месторождения  (общий
объем  нефти,  которая  может  быть  вывезена  с  применением  нулевых  ставок  вывозных  таможенных

пошлин − 28,9 млн т) и Среднеботуобинского месторождения (10,8 млн т), с 2017 года – в отношении
Куюмбинского месторождения (29,0 млн т)

. В декабре 2017 года по результатам мониторинга,

проводимого  Министерством  энергетики  РФ  в  рамках  установленного  порядка  применения  особых
формул  расчета  ставок  вывозных  таможенных  пошлин,   объем  нефти,  который  может  быть  вывезен  с
применением нулевых ставок вывозных таможенных пошлин с Восточно-Мессояхского месторождения,
был  снижен  до   21,2  млн  т  в  связи  с  улучшением  инвестиционных  показателей  освоения  данного
месторождения.

Пошлина на нефть и нефтепродукты, вывезенные в государства-члены Евразийского экономического
союза

Договором о Евразийском экономическом союзе от 29 мая 2014 года, вступившим в силу

1 января 2015  года,  на  период  до  вступления  в  силу  международного  договора  о  формировании  общих
рынков  нефти  и  нефтепродуктов  предусмотрено  действие  двусторонних  соглашений,  заключенных
между государствами-членами союза в области поставок нефти и нефтепродуктов.

В соответствии с данными соглашениями в случае вывоза нефти и нефтепродуктов на

территорию государств-членов Евразийского экономического союза экспортные пошлины не
уплачиваются. В то же время устанавливаются квоты на беспошлинный вывоз нефти и нефтепродуктов.
По соглашениям с Республикой Армения и Киргизской республикой пошлины уплачиваются при
поставках сверх установленных квот.

Соглашением между Правительством Российской Федерации и Правительством Республики

Казахстан о торгово-экономическом сотрудничестве в области поставок нефти и нефтепродуктов от
9 декабря 2010 года установлен запрет на вывоз из Российской Федерации в Республику Казахстан
нефтепродуктов по определенному перечню.

Протоколом о внесении изменений в Соглашение между Правительством Российской Федерации

и Правительством Республики Беларусь о мерах по урегулированию торгово-экономического
сотрудничества в области экспорта нефти и нефтепродуктов от 12 января 2007 г. с 1 ноября 2018 года
введены квоты на беспошлинный вывоз нефти и нефтепродуктов в Республику Беларусь и запрет на
вывоз сверх установленных квот.

Экспортная пошлина на нефтепродукты

Ставка экспортной пошлины на нефтепродукты, за исключением сжиженных углеводородных

газов (СУГ), рассчитывается ежемесячно как ставка экспортной пошлины на нефть, умноженная на
расчетный коэффициент, зависящий от вида нефтепродукта.

Ставки экспортной пошлины на СУГ рассчитываются по формулам с учетом средней цены на

СУГ на границе с Республикой Польша (DAF Брест) в долларах США за тонну, сложившейся за период
мониторинга с 15-го числа предыдущего календарного месяца по 14-е число следующего календарного
месяца  включительно  и  применяются  с  1-го  числа  календарного  месяца,  следующего  за  месяцем
окончания  периода  мониторинга.  Ставки  экспортных  пошлин,  рассчитанные  на  очередной
календарный  месяц,  доводятся  через  официальные  источники  информации  не  позднее  чем  за  четыре
дня до дня начала применения указанных ставок.

Восточно-Мессояхское и Куюмбинское месторождения разрабатываются Компанией в рамках проектов СП.

Предельные ставки экспортных пошлин на нефтепродукты, исчисляемые в процентах от

предельной ставки пошлины на нефть сырую, приведены в таблице:

Виды нефтепродуктов

Предельная ставка экспортной пошлины

(в % от предельной ставки пошлины

на нефть сырую) с 1 января 2017 года

Легкие и средние дистилляты (за исключением прямогонного
бензина и товарного бензина), бензол, толуол, ксилолы, масла
смазочные, дизельное топливо

30*

Прямогонный бензин (нафта)

55*

Товарный бензин

30*

Мазут, битум нефтяной, прочие отработанные нефтепродукты

100

*В соответствии с Федеральным законом от 19.07.2018 г. № 201-ФЗ Правительству РФ предоставлены полномочия по установлению ставок
экспортных пошлин на данные нефтепродукты на период с 01.08.2018 г. до 31.12.2018 г. в размере до 90% от предельной ставки пошлины на
нефть сырую.

В 2018-2019 годах для расчета ставок экспортной пошлины на нефтепродукты применяются

приведенные в соответствие с данными предельными ставками расчетные коэффициенты, зависящие от
вида нефтепродукта.

Согласно Федеральному закону от 19.07.2018 г. № 201-ФЗ «О внесении изменений в статьи 3.1 и

35  Закона  Российской  Федерации  «О  таможенном  тарифе»,  при  экспорте  нефти,  добытой  на  участках
недр,  перешедших  на  НДД  (1,2  группы),  с  1  января  2019  года  применяется  освобождение  от  уплаты
вывозных  таможенных  пошлин  до  истечения  7  лет  промышленной  добычи,  после  окончания  срока
действия освобождения - стандартные ставки пошлин.

Федеральным законом № 305-ФЗ «О внесении изменений в статью 3.1 Закона Российской

Федерации «О таможенном тарифе» внесены следующие изменения в порядок расчета экспортной
пошлины на нефть и нефтепродукты:

1) Ставка экспортной пошлины на нефть рассчитывается как произведение предельной ставки и

корректирующего коэффициента, который отражает постепенное снижение ставки экспортной пошлины
вплоть до обнуления в 2024 году.

2) Правительство Российской Федерации наделяется правом устанавливать «заградительные»

пошлины на нефть сырую (в размере, не превышающем уровень 29,2 + 45% х (Цена «Юралс» (долл./т)  -
182,5)  долл./т)  и  нефтепродукты  при  значительном  изменении  нефтяных  цен  и  при  цене  нефти  выше
182,5  доллара  за  тонну.  «Заградительные»  пошлины  применяются  в  течение  шести  последовательных
календарных месяцев, начиная с календарного месяца, следующего за календарным месяцем, в котором
зафиксировано в установленном законом порядке  значительное изменение нефтяных цен.

При применении «заградительной» пошлины на нефть сырую ставки экспортных пошлин на

нефтепродукты могут быть установлены Правительством Российской Федерации в размере 60%
величины пошлины на нефть.

3) На уровне закона зафиксирован перечень месторождений и максимальный накопленный объем

нефти, который может быть вывезен с применением особых формул расчета ставки экспортной
пошлины. Поименованы в законе и указанные выше Восточно-Мессояхское месторождение (общий
объем нефти, которая может быть вывезена с применением «льготной» ставки, увеличен до 32,08 млн т),
Среднеботуобинское месторождение (до 32,742 млн т) и Куюмбинское месторождение (до 76,433 млн т).

Приложение 2: Среднемесячные обменные курсы доллара США, рассчитанные на
основе данных Банка России

Месяц

2019 год

2018 год

Руб. / долл. США

январь

67,35

56,79

февраль

65,86

56,81

март

65,15

57,03

апрель

60,46

май

62,21

июнь

62,71

июль

62,88

август

66,12

сентябрь

67,66

октябрь

65,89

ноябрь

66,24

декабрь

67,31

ПАО «НК «Роснефть». Финансовая отчетность за 2019 год - часть 5