содержание .. 2 3 4 5 ..

ПАО «НК «Роснефть». Годовой отчет за 2018 год - часть 4

ПАО «НК «Роснефть».

Годовой отчет 2018

Ключевые производственные

и финансовые показатели

1.4

2018

2017

Доля

2016

Доказанные запасы углеводородов

по классификации SEC (млн барр. н. э.)

41 431

39 907

4 %

37 772

Доказанные запасы углеводородов

по классификации PRMS (млн барр. н. э.)

47 045

46 520

1 %

46 075

Доказанные запасы рыночного газа по классификации SEC (млрд куб. м)

2 065

1 949

6 %

1 714

Доказанные запасы рыночного газа по классификации PRMS (млрд куб. м)

2 420

2 309

5 %

2 273

Обеспеченность запасами углеводородов по классификации PRMS (лет)

Добыча жидких углеводородов (млн т)

230,2

225,5

2 %

210,0

Добыча газа (млрд куб. м)

67,3

68,4

–2 %

67,1

Реализация нефти за рубежом (млн т)

123,7

121,8

2 %

114,9

Переработка нефти (млн т)

115,0

112,8

2 %

100,3

Производство нефтепродуктов и нефтехимии (млн т)

111,7

109,1

2 %

98,2

Реализация нефтепродуктов и нефтехимии за рубежом (млн т)

73,7

71,9

3 %

67,4

Розничная реализация нефтепродуктов в России (млн т)

13,6

11,7

16 %

10,9

2018

2017

Доля

2016

Выручка от реализации и доход от зависимых компаний (млрд руб.)

8 238

6 011

37 %

4 988

EBITDA (млрд руб.)

2 081

1 400

49 %

1 278

Маржа EBITDA

24,8 %

22,6 %

2,2 п. п.

25,0 %

Налоги и таможенные пошлины (трлн руб.)

4,0

2,6

54 %

2,0

Чистая прибыль (млрд руб.)

649

297

119 %

192

Маржа чистой прибыли

7,9 %

4,9 %

3 п. п.

3,8 %

ROACE

17,4 %

11,5 %

5,9 п. п.

13,9 %

ROAE

12,3 %

5,6 %

6,7 п. п.

5,2 %

Капитальные затраты (млрд руб.)

936

922

2 %

709

Удельные капитальные расходы на разведку и добычу (долл. США / барр.н. э.)

6,8

7,1

–4 %

5,0

Удельные операционные затраты на добычу в расчете (долл. США / барр.н. э.)

3,1

3,2

–3 %

2,5

Свободный денежный поток (млрд руб.)

1 133

245

362 %

439

Дивиденды на акцию (руб.)

25,91

10,48

147 %

5,98

Общий объем начисленных дивидендов (млрд руб.)

274,6

111,1

147 %

63,4

Основные производственные показатели

Основные финансовые показатели

Включая топливный газ.

С учетом дивидендов по итогам первого полугодия 2018 года и дивидендов, рекомендованных Советом директоров для утверждения на Общем собрании акционеров в июне 2019 года.

Устойчивое

развитие

Корпоративное

управление

Результаты

деятельности

Стратегия

Компании

Обзор рынка

и конкурентная

среда

Информация

для акционеров

и инвесторов

Доказанные запасы жидких

углеводородов, млн барр.

Доказанные запасы газа,

млрд куб. м

Коэффициент замещения запасов

нефти и газового конденсата, SEC

210,0

2016

2017

2018

225,5

230,2

Добыча нефти и газового конденсата, млн т

Добыча газа, млрд куб. м

По итогам 12 месяцев 2018 года добыча
нефти и жидких углеводородов
Компании достигла 4,67 млн барр.
в сутки (230,2 млн т), что на 2,1 % выше
уровня 12 месяцев 2017 года. Ключевыми
факторами роста стали: достижение
рекордных показателей производ-
ства на крупнейшем активе Компании
«РН-Юганскнефтегаз», запуск новых

крупных месторождений (второй очереди
Среднеботуобинского, Тагульского, Рус-
ского и Куюмбинского месторождений)
и продолжение активной разработки
действующих проектов в условиях
выполнения в течение года договорен-
ностей по ограничению добычи в рамках
Соглашения ОПЕК+.

Снижение добычи газа за 12 месяцев
2018 года на 1,7 % по сравнению с анало-
гичным периодом 2017 года, в основном,
обусловлено сокращением добычи ПНГ
на месторождениях с развивающейся

инфраструктурой, а также на ряде прочих
активов, исходя из условий экономиче-
ской эффективности разработки и с уче-
том внешних ограничений.

67,1

2016

2017

2018

68,4

67,3

2016

2017

2018

27 335

28 034

28 853

32 230

32 456

32 304

Доказанные запасы жидких углеводородов
по классификации SEC (млн барр.)
Доказанные запасы жидких углеводородов
по классификации PRMS (млн барр.)

2016

2017

2018

2 273

2 309

2 420

1 714

1 949

2 065

Доказанные запасы газа
по классификации SEC (млрд куб. м)
Доказанные запасы газа
по классификации PRMS (млрд куб. м)

148 %

2016

2017

2018

204 %

173 %

Коэффициент замещения рассчитан в тоннах нефтяного эквивалента (т н. э.). Коэффициент замещения в баррелях нефтяного эквивалента (барр. н. э.) составил 175 %.

ПАО «НК «Роснефть».

Годовой отчет 2018

166

2016

2017

2018

185

194

Операционные расходы сегмента «Разведка и добыча» на баррель добываемого нефтяного эквивалента, руб. / барр. н. э.

Операционные расходы заводов Российской Федерации на тонну переработанной нефти, руб / т

EBITDA и чистая прибыль, млрд руб.

Исключая затраты новых приобретенных активов «Башнефти», операционные затраты на барр. н. э. составили 163 и 177 руб. / барр. н. э. в 2016 и 2017 годах соответственно.

Примечания 13, 24, 25 к Приложению

№ 1.

За 2018 год рост удельных операционных
затрат год к году составил 4,9 % (со 185
до 194 руб. на барр. н. э.), что значительно
ниже темпа промышленной инфля-
ции в Российской Федерации (11,9 %).

Увеличение связано, главным образом,
с ростом затрат на ремонт и обслужива-
ние растущего фонда скважин, нефте-
промысловые услуги, а также ростом
тарифов естественных монополий.

По сравнению с 2017 годом операцион-
ные расходы НПЗ, находящихся
в Российской Федерации, а также
удельные операционные затраты
на тонну переработанной нефти НПЗ
в 2018 году увеличились на 11,3 % и 8,2 %

соответственно, что связано с ростом
тарифов естественных монополий, ин-
дексацией заработной платы и плановым
увеличением объемов ремонтов.

Показатель EBITDA за 2018 год составил
2 081 млрд руб. (33,1 млрд долл. США),
что в полтора раза превышает уровень
2017 года. Росту показателя способство-
вало повышение эффективности деятель-
ности, а также благоприятная внешняя
конъюнктура рынка и смягчение ограни-
чений в рамках соглашения ОПЕК+.

За 2018 год чистая прибыль, относящаяся
к акционерам Компании, превысила уро-
вень показателя за аналогичный период

2017 года в 2,5 раза и составила 549 млрд
руб. (8,9 млрд долл. США), несмотря
на признание ряда обесценений

. Рост

чистой прибыли, помимо увеличения
операционной прибыли, обусловлен
положительным эффектом курсовых
разниц, а также признанием единовре-
менного дохода от приобретения доли
в СП по разработке месторождений
с иностранным партнером и справедли-
вой оценки ранее имевшейся доли в СП.

1 105

2016

2017

2018

1 261

1 364

2016

2017

2018

1 278

1 400

2 081

192

297

649

EBITDA
Чистая прибыль

Устойчивое

развитие

Корпоративное

управление

Результаты

деятельности

Стратегия

Компании

Обзор рынка

и конкурентная

среда

Информация

для акционеров

и инвесторов

Выручка, млрд руб.

EBITDA и чистая прибыль,

млрд долл. США

Объем переработки нефтяного сырья,

млн т

Дивиденды на акцию,

руб/акция

2016

2017

2018

19,3

24,0

33,1

3,0

5,1

10,5

EBITDA
Чистая прибыль

100,3

2016

2017

2018

112,8 115,0

5,98

2016

2017

2018

10,5

25,91

6 011

8 238

5 596

2016

2017

2018

2 391 2 755

3 979

101

134

162

2 496

3 122

4 097

Реализация нефти и газа
Реализация нефтепродуктов и нефтехимии
Прочие и доход от зависимых компаний

Факторами роста выручки в 2018 году
стали положительное изменение ценово-
го тренда на рынке (рост цены на нефть
марки Urals на 10 % в рублевом выраже-
нии), увеличение объемов реализации

нефти и нефтепродуктов за счет инте-
грации новых активов и органического
роста добычи и рост поставок на внут-
ренний рынок.

ПАО «НК «Роснефть».

Годовой отчет 2018

1.5

Реализация Инвестиционной

программы в 2018 году

Инвестиционная программа
ПАО «НК «Роснефть» 2018+ утверждена
в составе бизнес-плана на 2018–2019 годы
на заседании Совета директоров 18 дека-
бря 2017 года (протокол

№ 8 от 21 декабря

2017 года). Инвестиционная программа
ПАО «НК «Роснефть» 2019+ утверждена
в составе бизнес-плана на 2019–2020 годы
на заседании Совета директоров 20 дека-
бря 2018 года (протокол

№ 12 от 20 декабря

2018 года).

При неизменности стратегических прио-
ритетов и преемственности бизнес-планов
ключевые цели Инвестиционной програм-
мы ПАО «НК «Роснефть» сохраняются,
включая рост добычи углеводородов
и запуск новых масштабных проектов
с фокусом на инвестиционную и операци-
онную эффективность. Гибкость Инвести-
ционной программы, которая достигается
за счет управления инвестиционным
портфелем и ранжирования проектов
по экономической эффективности с учетом
материальности по добыче, влиянию
на денежный поток и готовности проек-
тов к реализации, позволяет оперативно
реагировать на все изменения макро-

Финансирование капитальных

вложений 2016–2018 годов, млрд руб.

922

936

709

2016Ф

2017Ф

2018Ф

608

798

840

+30 %

+1,5 %

РиД, Газ, Внутренний сервис
ПКиЛ
Прочее

Структура инвестиционной программы в 2018 году

Зрелые РиД

Крупные и новые проекты РиД

Газовые проекты

Международные проекты

Проекты ГРР и разработки шельфа

Нефтесервисы

ПКиЛ

Прочие РиД

38,8 %

22 %

5,7 %

6,1 %

1,7 %

2,7 %

5,1 %

0,5 %

83 %

Развитие

17 %

Поддержание

Зрелые РиД
Газовые проекты
ПКиЛ
Прочее

12,1 %

0,2 %

3,1 %

2 %

млрд руб.

936

экономической среды или среднесрочных
задач Компании.

Фактический объем капитальных вло-
жений 2018 года составил 936 млрд руб.,
что примерно на уровне факта 2017 года.
Рост относительно 2017 года в рублевом

выражении — 1,5 %, при этом в долларо-
вом выражении с учетом влияния курса
Инвестиционная программа 2018 года ниже
на 5 %.

Инвестиционная программа Компании
направлена на реализацию высокоэффек-
тивных проектов разведки и добычи нефти
и газа для их последовательного запуска
и вывода на полку добычи, проектов
на НПЗ по строительству и реконструкции
технологических установок и комплексов
для повышения глубины переработки
и выхода светлых нефтепродуктов, разви-
тие собственного нефтесервиса и под-
держание действующих активов в рамках
утвержденного бизнес-плана и Стратегии
Компании.

В основном инвестиции Компании сосредо-
точены в России с долей от общего объема
более 92 %, из них порядка 20 % приходится
на проекты Восточной Сибири и Дальнего
Востока. В 2018 году порядка 90 % инве-
стиций направлено в сегмент разведки
и добычи (включая газовые проекты)
и 8 % – в сегмент переработки, коммерции
и логистики. В целом более 80 % Инвести-

Устойчивое

развитие

Корпоративное

управление

Результаты

деятельности

Стратегия

Компании

Обзор рынка

и конкурентная

среда

Информация

для акционеров

и инвесторов

ционной программы Компании составляют
проекты развития.

При реализации интенсивной Инвестици-
онной программы Компания удерживает
лидерские позиции по удельной эффектив-
ности капитальных вложений в разведку
и добычу (6,8 долл. США на барр. н. э.
за 2018 год) с учетом выполнения
цели по росту добычи углеводородов
и постоянной оптимизации инвестици-
онного портфеля.

Удельные капитальные вложения

Блока «Разведка и добыча»

долл. США / барр. н. э.

Зрелые нефтяные месторождения

Зрелые месторождения являются
основным источником добычи жидких
углеводородов (более 90 %) и генерируют
стабильный положительный денежный
поток Компании, создавая базу для даль-
нейших инвестиций в развитие и доходов
акционеров. Для поддержания ста-
бильного уровня добычи увеличивается

объем бурения и ввода новых скважин,
проводится комплекс геолого-техниче-
ских мероприятий (ГТМ) на зрелых ме-
сторождениях при сохранении высокой
инвестиционной эффективности.

В 2018 году объем инвестиций (капиталь-
ных вложений) в зрелые месторождения

достиг порядка 480 млрд руб. Инвестиции
в зрелые активы составляют более 50 %
от инвестиций Компании, из них более
75 % составляют проекты развития, обес-
печивающие максимизацию возврата
на вложенный капитал.

Новые нефтяные месторождения

6,8

7,0

7,4

12,2

13,0

13,3

14,2

14,8

19,6

20,3

Компания реализует значительный
портфель крупных проектов в разведке
и добыче нефти, находящихся в активной
фазе разработки. Объем капитальных
вложений в такие проекты в 2018 году
составил свыше 200 млрд руб.,
или порядка 22 % от инвестиций Компании.

В результате развития новых месторож-
дений формируются крупные центры
добычи углеводородов с добычей
в 2018 году уже более 20 млн т н. э.:

▪

в Восточной Сибири и на Дальнем
Востоке: в Красноярском крае (Сузун-
ское, Тагульское, Лодочное, Юрубчено-
Тохомское, Куюмбинское месторожде-
ния), в Якутии (Среднеботуобинское
месторождение);

▪

на севере Западной Сибири: Восточ-
но-Мессояхское, Русское месторож-
дения;

▪

в традиционных регионах добычи
в синергии со зрелыми месторожде-
ниями: Эргинский кластер (Эргинский
лицензионный участок, Кондинское,
Чапровское, Западно-Эргинское
месторождения, Южно-Эргинский
лицензионный участок и Ендыр-
ское месторождение) и Восточ-
но-Салымский лицензионный участок
вблизи лицензионных участков
ООО «РН-Юганскнефтегаз», Севе-
ро-Комсомольское месторождение
в непосредственной близости к ме-
сторождениям ООО «РН-Пурнефтегаз»
и Даниловский кластер (Северо-Дани-
ловское месторождение) в синергии
с Верхнечонским месторождением.

В период 2019–2022 годов Компания
ставит цели по вводу ряда месторождений
Эргинского кластера, а также Северо-Ком-
сомольского, Лодочного и Северо-Данилов-
ского месторождений.

При последовательном запуске и выводе
на полку добычи всех новых месторож-
дений, включая месторождения-спутники,
находящиеся в настоящее время на эта-
пе геологоразведки, в 2022 году добыча
по этим проектам достигнет порядка 20 %
от общей добычи жидких углеводородов
(ЖУВ) Компании с потенциалом дальней-
шего роста по результатам геологоразве-
дочных работ (ГРР).

Компания эффективно управляет реали-
зацией портфеля новых проектов, вклю-
чая темпы реализации, гибко реагируя

ПАО «НК «Роснефть».

Годовой отчет 2018

на вызовы внешней среды и фискальные
изменения. При этом ключевым приорите-
том является достижение запланированных
показателей эффективности, выполнение
проектов в плановые сроки и бюджет
с достижением запланированных технико-
экономических показателей.

По результатам 2018 года

введены следующие проекты:

▪

Таас-Юрях: введены в эксплуатацию
основные объекты второй очереди
обустройства месторождения (нефте-
провод, центральный пункт сбора,
приемо-сдаточный пункт), обеспе-
чивающие мощность подготовки

и сдачи нефти до 5 млн т в год. Объем
добычи на Среднеботуобинском
месторождении за 2018 год составил
2,9 млн т.

▪

Тагульское: завершен этап опыт-
но-промышленной эксплуатации.
Месторождение введено в эксплуа-
тацию, объем добычи за 2018 год
с применением мобильных установок
подготовки нефти составил 1,3 млн т,
что соответствует уровню утвержден-
ной технологической схемы разработ-
ки месторождения.

▪

Русское: месторождение введено
в эксплуатацию с применением
новейших технологий бурения много-
ствольных и многозабойных сква-
жин. Обеспечена добыча за 2018 год

в объеме 0,3 млн т, что соответствует
действующему проектному документу.

▪

Куюмбинское: месторождение вве-
дено в эксплуатацию, осуществлен
технологический запуск основного
объекта обустройства месторожде-
ния – центрального пункта сбора.
Добыча нефти за 2018 год составила
0,5 млн т

в соответствии с утвер-

жденным проектно-технологическим
документом.

▪

Восточно-Салымский лицензионный
участок: промышленная разработка
Восточно-Салымского лицензионного
участка ООО «РН-Юганскнефтегаз»
начата запуском в эксплуатацию
Соровского месторождения с добычей
нефти за 2018 год в объеме 0,5 млн т.

В доле 100 %.

Проекты на шельфе

Капитальные вложения Компании в проек-
ты на шельфе России за 2018 год в объеме
более 15 млрд руб. направлены как в дей-
ствующие добычные проекты, так и в про-
екты геологоразведки в целях воспроиз-
водства и развития ресурсной базы.

В 2018 году Компания акцентировала
внимание на анализе, обработке

и интерпретации значительного
объема сейсморазведочных данных
по шельфовым проектам, полученным
за 2016−2017 годы.

Наиболее крупными действующими
добычными проектами Компании
на шельфе Российской Федерации
являются проект «Сахалин-1» и проект

по разработке Северной оконечности
месторождения Чайво.

Компания также участвует в реализации
шельфовых проектов за рубежом. В чис-
ле наиболее приоритетных зарубежных
проектов в сфере разведки и добычи
на шельфе можно назвать проекты Ком-
пании в Египте и Вьетнаме.

Газовые проекты

В 2018 году объем капитальных вложений,
направленных в газовые проекты, составил
55 млрд руб.

В 2018 году продолжилась активная фаза
строительства ключевых производствен-
ных объектов инфраструктуры Ново-
Уренгойского и Восточно-Уренгойского
лицензионных участков проекта «Роспан»,
полномасштабная разработка которых
в ближайшей перспективе обеспечит
Компании материальный прирост добычи
не только газа, газового конденсата,
но и углеводородов в целом.

Во 2-м квартале 2018 года Компания
в партнерстве с BP приступила к активной
фазе разработки Харампурского и Фести-
вального лицензионных участков.

Реализация основных газовых проектов
с фокусом на достижении запланиро-
ванных показателей эффективности,
выполнении проектов в плановые
сроки и в рамках бюджета позволит
ПАО «НК «Роснефть» достигнуть страте-
гической цели по увеличению добычи
газа свыше 100 млрд куб. м в год. Запуск
проектов «Роспан» и «Харампур» плани-
руется в период 2019–2020 годов.

Рост добычи природного газа на 2,4 %
на фоне некоторого снижения добычи
ПНГ в 2018 году обеспечен реализаци-
ей с опережающими темпами проекта
по разработке месторождения Зохр
на шельфе Египта в составе междуна-
родного консорциума с Eni, BP, Mubadala
и египетской государственной нефте-
газовой компанией EGAS. Менее чем
за год после запуска месторождения
был достигнут уровень добычи газа
~57 млн куб. м в сутки

. В 2019 году плани-

руется продолжить строительство объек-
тов инфраструктуры и достичь проектной
мощности к концу года.

Устойчивое

развитие

Корпоративное

управление

Результаты

деятельности

Стратегия

Компании

Обзор рынка

и конкурентная

среда

Информация

для акционеров

и инвесторов

Лидерство по запуску новых проектов

2009–2015

>22

>6,5

>4,5

>2,5

>23

4,5

Ванкорское

Восточное
Мессояхское

Зохр
(Египет)

Русское

Роспан

Харампур

Эргинское

Северо-
Комсомольское

Лодочное

Северо-
Даниловское

Таас-Юрях
(2 этап)

Тагульское

Куюмбинское

Восточно-
Салымский
ЛУ

Юрубчено-
Тохомское

Кондинское

Чупальский ЛУ

Сузунское

Наульское

Сахалин-1
(Аркутун-Даги)

Сахалин-1
(Одопту)

Северное
Чайво

Лабаганское

2016

2017

2018

2019–2022

доля инвестиций
Компании
в 2018 году
в новые проекты
добычи нефти
и газа
на территории
Российской
Федерации

>20

млн т

добыча на новых
месторождениях
в 2018 году

Площадь круга соответствует «полке» добычи, цифры в круге — по нефтяным проектам в млн т в год,
по газовым проектам (Зохр, Роспан и Харампур) в млн т н. э. в год. Показатели по проектам приведены в доле 100 %.

Проект «Роспан»

содержание .. 2 3 4 5 ..