ПАО "Нефтяная компания "ЛУКОЙЛ". Ежеквартальный отчёт за 3 квартал 2018 года - часть 6

Номер лицензии: СЫК 13226 НР Дата выдачи лицензии: 2005-07-05 Cрок действия лицензии: 2030-05-31

Основание выдачи лицензии: Ст.10.1 Закона РФ "О недрах"

Описание участка недр, предоставляемых в пользование:

м. Ярегское, уч. Лыаельская площадь Ярегского нефтяного месторождения

Вид лицензии: геологическое изучение (поиски и оценка), разведка и добыча углеводородного сырья

Основные положения лицензии касательно обязательств пользователя недр с указанием срока исполнения указанных обязательств:

Обязательные платежи, которые должны быть произведены пользователем недр по условиям лицензии: Платежи за пользование недрами уплачиваются в соответствии с ФЗ "О недрах" ст.39 и условиями пользования недрами

Выполнение эмитентом, его дочерними и зависимыми обществами обязательств, следующих из лицензий, а также любые факторы, которые могут негативно сказаться на исполнении обязательств по лицензии с вероятностью их наступления:

Все обязательства условий пользования недрами выполняются в полном объеме и в установленные сроки, уровни добычи соответствуют проектной документации

Юридическое лицо, получившее лицензию

Полное фирменное наименование: Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Коми"

Сокращенное фирменное наименование: ООО "ЛУКОЙЛ-Коми"

Место нахождения: 169710 Россия Республика Коми г. Усинск ул. Нефтяников, д.31

ИНН: 1106014140

ОГРН: 1021100895760

Номер лицензии: СЫК 15079 НЭ Дата выдачи лицензии: 2011-01-21 Cрок действия лицензии: 2033-08-30

Основание выдачи лицензии: Ст.10.1 и 17.1 Закона РФ "О недрах"

Описание участка недр, предоставляемых в пользование:

м. Ярегское, уч. Ярегское (НШ-1бис, НШ-збис, НШ-2в, НШ-2с)

Вид лицензии: разведка и добыча углеводородного сырья на Ярегском месторождении Основные положения лицензии касательно обязательств пользователя недр с указанием срока исполнения указанных обязательств:

Юридическое лицо, получившее лицензию

Полное фирменное наименование: Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Коми"

Сокращенное фирменное наименование: ООО "ЛУКОЙЛ-Коми"

Место нахождения: 169710 Россия Республика Коми г. Усинск ул. Нефтяников, д.31

ИНН: 1106014140

ОГРН: 1021100895760

Номер лицензии: СЫК 15078 НЭ Дата выдачи лицензии: 2011-01-21 Cрок действия лицензии: 2038-12-31

Основание выдачи лицензии: Ст.10.1 и 17.1 Закона РФ "О недрах"

Описание участка недр, предоставляемых в пользование:

м. Ярегское, уч. Ярегское (Сев.уч.)

По состоянию на 31 декабря 2017 года доказанные запасы углеводородов Компании по классификации SEC (Комиссия по ценным бумагам и биржам США) составили 16,0 млрд баррелей нефтяного эквивалента, из которых 75% приходятся на нефть. Обеспеченность Компании доказанными запасами углеводородов составляет 19 лет.

Завершен также подсчет условных ресурсов по категории 3C по классификации PRMS (Система управления углеводородными ресурсами). Объем условных ресурсов на 31 декабря 2017 года составил 13,7 млрд барр. н.э. По мере улучшения макроэкономических условий, приближения сроков ввода в разработку, внедрения новых технологий, а также проведения опытно-промышленных работ, объемы нефти и газа, классифицированные как условные ресурсы, могут быть переведены в запасы.

Запасы нефти и газа Группы «ЛУКОЙЛ»

На 31 декабря 2017 года
Нефть
Газ
Нефть + газ
млн баррелей
млрд куб. футов
млн баррелей н.э.
Доказанные запасы
12 077
23 649
16 018
в том числе:
Разбуренные
7 712
11 088
9 560
Неразбуренные
4 365
12 561
6 458
Вероятные запасы
4 835
9 446
6 409
Возможные запасы
2 581
3 038
3 087

Независимый аудит доказанных запасов проведен компанией Miller and Lents с учетом оценки до конца срока рентабельной разработки месторождений.

Для пересчета кубических футов в баррели использован единый коэффициент: 1 баррель равняется

6 000 кубических футов.

Сведения о размерах запасов по месторождениям не приводятся, так как в соответствии с внутренними нормативными документами Компании эта информация является конфиденциальной.

Сведения об основных положениях лицензий не приводятся, так как внутренними нормативными документами Компании налагаются ограничения на распространение информации об условиях заключенных договоров и их исполнении.

Официально установленная отчетность перед Владельцем недр (уполномоченными государственными органами) об условиях пользования недрами и их выполнении предоставляется предприятиями- недропользователями Группы "ЛУКОЙЛ" своевременно и в полном объеме.

б) Переработка полезных ископаемых

Описание основных средств, используемых для переработки:

ПАО "ЛУКОЙЛ" не осуществляет непосредственно переработку полезных ископаемых .

В Группу «ЛУКОЙЛ» входят следующие нефтеперерабатывающие предприятия в России:

ООО «ЛУКОЙЛ-Нижегороднефтеоргсинтез»,

ООО «ЛУКОЙЛ-Пермнефтеоргсинтез»,

ООО «ЛУКОЙЛ-Волгограднефтепереработка»,

ООО «ЛУКОЙЛ-Ухтанефтепереработка».

ООО «ЛУКОЙЛ-Нижегороднефтеоргсинтез». НПЗ был введен в эксплуатацию 23 августа 1958 года. В состав Группы «ЛУКОЙЛ» предприятие входит с конца 2001 года. Установленная мощность первичной переработки нефти - 17 000 тыс. тонн в год.

Номенклатура выпускаемой продукции включает: автомобильные бензины и дизельные топлива стандарта ЕВРО-5, авиационные керосины, топливо бункеровочное, газы углеводородные сжиженные, легкое углеводородное сырье, мазут, твердые парафины, битумы.

Нефть на завод поступает по магистральным нефтепроводам Альметьевск - Горький и Сургут- Полоцк.

При отгрузке нефтепродуктов применяют железнодорожный, трубопроводный, речной и автомобильный транспорт.

Состав основных установок ООО «ЛУКОЙЛ-Нижегороднефтеоргсинтез»

Производство моторных топлив имеет в своем составе установки:

первичной переработки нефти;
четкой ректификации бензинов;
каталитического риформирования бензинов;
гидроочистки дизтоплив и керосина;
газофракционирования;
производства серной кислоты;
изомеризации;
висбрекинга гудрона;
гидроочистки вакуумного газойля;
каталитического крекинга;
гидроочистки бензина каталитического крекинга;
получения бензина кислотным алкилированием;
производства водорода.
Производство смазочных масел имеет в своем составе установки:
деасфальтизации гудрона пропаном;
селективной очистка масел фенолом;
сольвентной депарафинизация;
гидроочистки масел;
компаундирования и отгрузки масел;
производства твердых парафинов.
Производство нефтебитумов имеет в своем составе установки:
производства нефтяных битумов;
автоматического брикетирования нефтебитумов.

Основные технические характеристики предприятия за 3 квартал 2018 г.

Глубина переработки
75,8%
Выход светлых нефтепродуктов
61,1%

ООО "ЛУКОЙЛ-Пермнефтеоргсинтез". Нефтеперерабатывающий комплекс в Перми был введен в эксплуатацию в 1958 году. В состав Группы «ЛУКОЙЛ» предприятие входит с 1992 года. Установленная мощность первичной переработки нефти - 13 130 тыс. тонн в год.
Продукцией топливного производства являются бензины автомобильные и дизельные топлива стандарта ЕВРО-5, ароматические углеводороды (бензол, толуол), топливо для реактивных двигателей, топливо судовое экологическое, битум, коксы, компоненты масел.
Продукцией газопереработки являются газы углеводородные сжиженные пропан и бутан технические, их смесь для коммунально-бытового потребления и автомобильного транспорта , этановая фракция, изобутан, легкие углеводороды, отбензиненный газ.
Нефть на завод поступает по нефтепроводам: Сургут-Полоцк (нефть с Западной Сибири), Каменный Лог-Пермь, Северокамск-Пермь и Кунгур-Пермь (Пермские нефти)
При отгрузке продукции применяют: железнодорожный, речной (период навигации), трубопроводный и автомобильный транспорт.

Состав основных установок ООО «ЛУКОЙЛ-Пермнефтеоргсинтез»
Производство моторных топлив имеет в своем составе установки:
первичной переработки нефти;
газофракционирования;
каталитического риформинга;
каталитического риформинга на ароматику;
изомеризации;
гидроочистки дизельных топлив и авиакеросина;
гидрокрекинга вакуумных газойлей;
замедленного коксования;
каталитического крекинга;
производства битума;
производства гранулированной серы;
производство водорода.
Производство компонентов масел имеет в своем составе установки:
селективной очистки, деасфальтизации, депарафинизации. Производство газопереработки имеет в своем составе установки:
газофракционирования;
низкотемпературной конденсации и ректификации;
осушки и сероочистки газа.

Основные технические характеристики предприятия за 3 квартал 2018 г.

Глубина переработки
98,3%
Выход светлых нефтепродуктов
65,4%
ООО "ЛУКОЙЛ-Волгограднефтепереработка".
Введено в эксплуатацию в 1957 году. Предприятие перешло под контроль ПАО "ЛУКОЙЛ" в процессе приватизации. Установленная мощность первичной переработки нефти - 15 697 тыс. т в год.
Продукцией топливного производства являются бензины автомобильные и дизельные топлива стандарта ЕВРО-5, топливо для реактивных двигателей, топливо бункеровочное, мазуты малозольные малосернистые, коксы, газы углеводородные сжиженные, компоненты масел.
Нефть на завод поступает преимущественно по нефтепроводу Самара-Тихорецк, а также железнодорожным транспортом и незначительный объем - речным.
При отгрузке нефтепродуктов применяют железнодорожный, трубопроводный, речной и автомобильный транспорт.

Состав основных установок ООО «ЛУКОЙЛ-Волгограднефтепереработка»
Топливное производство имеет в своем составе установки:
первичной переработки нефти;
переработки предельных и непредельных углеводородов;
каталитического риформинга;
изомеризации;
гидрокрекинг вакуумных газойлей;
гидроочистки дизельных топлив;
гидроочистки авиакеросина (установка законсервирована);
производства серы газовой жидкой и гранулированной. Производство компонентов масел имеет в своем составе установки:
селективной очистки, деасфальтизации, депарафинизации;
вакуумной разгонки депарафинированных масел, контактной очистки и гидроочистки базовых компонентов;
гидрогенизационные процессы: комплекс КМ-3 по выработке низкозастывающих масел и высокоиндексного изопарафинового масла III группы по API.

Основные технические характеристики предприятия за 3 квартал 2018 г.

Глубина переработки
92,6%
Выход светлых нефтепродуктов
75,3%

ООО «ЛУКОЙЛ-Ухтанефтепереработка». С 1999 года завод входит в состав Группы «ЛУКОЙЛ».
Установленная мощность по первичной переработке нефти - 3 978,5 тыс. т в год.
Продукцией топливного производства являются бензины автомобильные и дизельные топлива (в т.ч. арктическое) стандарта ЕВРО-5, мазут.
Сырье для переработки на завод поставляется по магистральному нефтепроводу. При отгрузке нефтепродуктов используется железнодорожный транспорт.

Состав основных установок ООО «ЛУКОЙЛ- Ухтанефтепереработка»
Топливное производство имеет в своем составе установки:
первичной переработки нефти;
каталитического риформирования бензинов;
гидроочистки дизтоплив;
изомеризации;
висбрекинга гудрона;
производства битума.

Основные технические характеристики предприятия за 3 квартал 2018 г.

Глубина переработки
99,0%
Сумма светлых нефтепродуктов
50,5%

В Группу «ЛУКОЙЛ» также входят нефтеперерабатывающие заводы за рубежом.

«ЛУКОЙЛ Нефтохим Бургас» АД (Болгария). НПЗ эксплуатируется с 1964 г, в составе Группы
«ЛУКОЙЛ» с октября 1999 года. Установленная мощность первичной переработки нефти - 9 800 тыс. тонн в год.
Продукцией топливного производства являются различные сорта бензинов , автомобильного и дизельного топлива стандарта ЕВРО-5, керосин, продукты нефтехимии (пропилен, полипропилен).
Кроме основных технологических производств, предприятие имеет в своем составе морской терминал с тремя причалами.
Нефть на завод поступает по трубопроводу с морского терминала.
При отгрузке продукции применяют: железнодорожный и автомобильный транспорт, а также нефтепродукты отгружаются через морской терминал.

Состав основных установок «ЛУКОЙЛ Нефтохим Бургас» АД
Нефтеперерабатывающее производство имеет в своем составе установки:
атмосферной и вакуумной перегонки нефти;
гидроочистки керосиновых и дизельных фракций;
каталитического риформинга;
каталитического крекинга;
гидроочистки бензина каталитического крекинга;
гидрокрекинга гудрона;
висбрекинга;
газоочистки;
газофракционирующие установки с блоком изомеризации нормального бутана ;
производства серы;
регенерации отработанной серной кислоты;
производства водорода;
производства МТБЭ;
сернокислотного алкилирования (СКА);
производства битума.
Нефтехимическое и полимерное производство имеет в своем составе установки:
очистки и концентрирования пропилена из пропан-пропиленовой фракции (ППФ)
каталитического крекинга;
производства полипропилена;
«Ксилолы» - получение ароматических углеводородов;
ряд установок, которые в настоящее время находятся на консервации.

Основные технические характеристики предприятия за 3 квартал 2018 г.

Глубина переработки
87,1%
Сумма светлых нефтепродуктов
78,3%

«ПЕТРОТЕЛ ЛУКОЙЛ» С.А. (Румыния). Завод основан в 1904 году. «ПЕТРОТЕЛ ЛУКОЙЛ» С.А. осуществляет свою деятельность в составе Группы «ЛУКОЙЛ» с 1998 года. Установленная мощность первичной переработки нефти составляет 2 400 тыс. тонн нефти в год.
Продукцией топливного производства являются различные сорта бензинов , автомобильного и дизельного топлива стандарта ЕВРО-5, кокс, газы углеводородные сжиженные.
Нефть на завод поступает по трубопроводу с морского терминала.
При отгрузке продукции применяют: железнодорожный и автомобильный транспорт, а также нефтепродукты отгружаются через морской терминал.

Состав основных установок «ПЕТРОТЕЛ ЛУКОЙЛ» С.А.
Топливное производство имеет в своем составе установки:
первичной переработки нефти (АВТ);
каталитического крекинга;
гидроочистки бензина каталитического крекинга;
гидроочистки дизельного топлива;
гидроочистки прямогонной бензиновой фракции;
каталитического риформинга;
газофракционирования;
изомеризации;
производства серы;
замедленного коксования;
производства МТБЭ/ТАМЭ;
производства водорода.

Основные технические характеристики предприятия за 3 квартал 2018 г.

Глубина переработки
99,5%
Сумма светлых нефтепродуктов
82,5%

ISAB S.r.l. (Италия). Группа «ЛУКОЙЛ» приобрела 49% долю в нефтеперерабатывающем комплексе ISAB, расположенном в Приоло на юго-востоке острова Сицилия, в апреле 2008 года. В течение 2011-2013 гг. доля Компании была доведена до 100%.
Перерабатывающие мощности предприятия составляют 16 млн. тонн нефти в год.
Продукцией производства являются различные сорта бензина и дизельного топлива , керосин, бензол, кумол, газы сжиженные углеводородные.
Комплекс ISAB состоит из двух нефтеперерабатывающих заводов. Инфраструктура комплекса ISAB включает: три причала, ж/д эстакаду и две автоналивных эстакады. В состав завода входит энергоблок мощностью 520 МВт.
Нефть на завод поступает с морского терминала.
Нефтепродукты отгружаются преимущественно через морской терминал, а также применяют автомобильный транспорт.

Состав основных установок ISAB S.r.l.
Южная площадка имеет в своем составе установки:
первичной переработки нефти (АТ);
вакуумной перегонки нефти (ВТ);
висбрекинга гудрона;
термического крекинга;
мягкого гидрокрекинга вакуумного газойля;
гидроочистки прямогонной бензиновой фракции;
каталитического риформинга;
изомеризации;
гидроочистки дизельного топлива;
гидроочистки керосиновой фракции;
производства водорода;
производства серы;
деасфальтизации. Северная площадка:
первичной переработки нефти (АТ);
вакуумной перегонки нефти (ВТ);
гидроочистки дизельного топлива;
мягкого гидрокрекинга вакуумного газойля;
каталитического крекинга;
производства МТБЭ;
сернокислотного алкилирования (СКА);
- производства кумола;
- производства серы.

Основные технические характеристики предприятия за 3 квартал 2018 г.

Глубина переработки нефтяного сырья	91,0%
Выход светлых нефтепродуктов	71,0%

Компания также владеет 45-процентной долей участия в нефтеперерабатывающем заводе Zeeland Refinery N.V. в Нидерландах.

В Группу «ЛУКОЙЛ» также входят предприятия, осуществляющие переработку газа: ООО «ЛУКОЙЛ-Коробковский газоперерабатывающий завод»,

ООО «Ставролен», на базе которого в 2016 г. была введена в эксплуатацию газоперерабатывающая установка (ГПУ-1),

Переработка газа также осуществляется Управлением по переработке попутного нефтяного газа (УППНГ) ТПП "Лангепаснефтегаз" ООО "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь" и Усинским ГПЗ ООО

«ЛУКОЙЛ-Коми».

Информация о контрагентах, привлекаемых для переработки добываемых полезных ископаемых, и стоимость переработки за последний отчетный период:

в) Сбыт продукции

Сведения о наличии разрешений уполномоченных государственных органов на реализацию полезных ископаемых и продуктов их переработки, квот, в том числе на экспорт:

В соответствии с законодательством экспорт контролируемой продукции осуществляется на основании разрешительных документов уполномоченных органов Российской Федерации.

Федеральная служба по техническому и экспортному контролю (ФСТЭК России) выдала ПАО

«ЛУКОЙЛ» разрешения (идентификационные заключения) на безлицензионный вывоз топлива реактивного ТС-1 и топлива авиационного для газотурбинных двигателей марки Джет А-1 по контрактам на общий объем 39 тыс. т (окончание сроков поставки по контрактам – декабрь 2018 г. - апрель 2019 г.), а также на безлицензионный вывоз топлива дизельного и газов углеводородных сжиженных по

контрактам на объем 540 тыс. т (окончание сроков поставки по контрактам – декабрь 2018 г. - июль 2019

г.) и по контрактам на объем 720 тыс. т (сроки поставки – до выполнения обязательств).

Комиссия по экспортному контролю Российской Федерации выдала ПАО «ЛУКОЙЛ» разрешения на вывоз топлива авиационного для газотурбинных двигателей марки Джет А-1 и топлива реактивного ТС-1 по контрактам на общий объем 230 тыс. т (окончание сроков поставки по контрактам – май 2019 г. – декабрь 2019 г.).

Министерство внутренних дел Российской Федерации выдало ПАО «ЛУКОЙЛ» разрешения на вывоз Ацетонитрила технического по контрактам на общий объем 4 тыс. т (окончание сроков поставки по контрактам – август 2019 г. – сентябрь 2019 г.).

Министерство промышленности и торговли Российской Федерации выдало ПАО «ЛУКОЙЛ» лицензии на вывоз Ацетонитрила технического по контрактам на общий объем 4 тыс. т (окончание сроков поставки по контрактам – август 2019 г. – сентябрь 2019 г.).

Доступ к системе магистральных нефтепроводов ПАО «Транснефть» для поставок нефти на экспорт устанавливается ежеквартально на основании принципа равнодоступности в соответствии со ст .6 Федерального закона № 147-ФЗ от 17.08.1995 «О естественных монополиях» в виде документа «График транспортировки нефти по системе магистральных нефтепроводов за пределы таможенной территории Российской Федерации», утверждаемого Министром энергетики Российской Федерации.

Доступ к системе магистральных нефтепродуктопроводов ПАО «Транснефть» для заводов, подключенных к системе, не ограничен.

Дополнительные сведения об эмитентах, основной деятельностью которых является оказание услуг связи

Основной деятельностью эмитента не является оказание услуг связи

Планы будущей деятельности эмитента
Ключевыми инструментами реализации долгосрочной стратегии развития Компании являются : устойчивый органический рост добычи с фокусом на увеличение доли высокомаржинальных проектов , постоянное совершенствование и повышение эффективности НПЗ и сбытовой сети , развитие приоритетных каналов сбыта, а также выполнение прогрессивной дивидендной политики при консервативном сценарии цены на нефть. Стратегия также предполагает дополнительное распределение средств акционерам и реинвестирование в развитие бизнеса в случае более благоприятной конъюнктуры . Важным стратегическим приоритетом также является ответственное ведение бизнеса и приверженность принципам устойчивого развития.
Разведка и добыча нефти и газа являются центральным звеном деятельности Группы "ЛУКОЙЛ" и формируют основную стоимость Компании. Структура добычи меняется по мере изменения качества ресурсной базы, развития технологий, эволюции налогового законодательства. Последние годы стали особенно показательными, так как существенно возросла и будет наращиваться в дальнейшем доля сложных проектов в общем объеме добычи. Продолжится развитие добычи на морских проектах, высоковязкой нефти, добычи из низкопроницаемых коллекторов. Будет продолжена реализация качественного развития и повышения эффективности имеющихся проектов международного блока апстрим, развитие газовых проектов, обеспечивающих эффективную монетизацию газовых ресурсов.
В нефтепереработке в первую очередь будет продолжена работа над повышением эффективности : улучшением межзаводской интеграции, оптимизацией загрузки мощностей и выхода продукции. Повышение эффективности работы на имеющихся мощностях существенно увеличит свободный денежный поток.
Новым направлением может стать развитие нефте- и газохимии на основе собственного сырья. Продолжится движение в сторону дальнейшего углубления переработки для максимизации маржи . В планах Компании реализация точечных проектов, таких как "Комплекс замедленного коксования на Нижегородском НПЗ" и другие.

Участие эмитента в банковских группах, банковских холдингах, холдингах и ассоциациях

Наименование группы, холдинга или ассоциации: Ассоциация нефтепереработчиков и нефтехимиков

Cрок участия эмитента: с 1995 г.