1 сентября 2015 г - rosneft · Северное Чайво: 1-миллионная...

1 сентября 2015 г.

ОАО «НК «Роснефть»Результаты по МСФО за 2 кв. и 6 мес. 2015 г.

Важное замечание

Информация, содержащаяся в данной презентации, была подготовлена Компанией. Представленные здесьзаключения основаны на общей информации, собранной на момент подготовки материала, и могут быть измененыбез дополнительного извещения. Компания полагается на информацию, полученную из источников, которые онаполагает надежными; тем не менее, она не гарантирует ее точность или полноту.

Данные материалы содержат заявления относительно будущих событий и пояснения, представляющие собойпрогноз таких событий. Любые утверждения в данных материалах, не являющиеся констатацией историческихфактов, являются прогнозными заявлениями, сопряженные с известными и не известными рисками,неопределенностями и прочими факторами, в связи с которыми наши фактические результаты, итоги и достижениямогут существенно отличаться от любых будущих результатов, итогов или достижений, отраженных в илипредполагаемых такими прогнозными заявлениями. Мы не принимаем на себя никаких обязательств пообновлению любых содержащихся здесь прогнозных заявлений с тем, чтобы они отражали бы фактическиерезультаты, изменения в допущениях либо изменения в факторах, повлиявших на такие заявления.

Настоящая презентация не представляет собой предложение продажи, или же поощрение любого предложенияподписки на, или покупки любых ценных бумаг. Понимается, что ни одно положение данного отчета/презентации несоздает основу какого-либо контракта либо обязательства любого характера. Информация, содержащаяся внастоящей презентации, не должна ни в каких целях полагаться полной, точной или беспристрастной. Информацияданной презентации подлежит проверке, окончательному оформлению и изменению. Содержание настоящейпрезентации Компанией не выверялось. Соответственно, мы не давали и не даем от имени Компании, ееакционеров, директоров, должностных лиц или служащих, или любых иных лиц, никаких заверений или гарантий,как ясно выраженных, так и подразумеваемых, в отношении точности, полноты или объективности содержащейся вней информации или мнений. Ни один из директоров Компании, ее акционеров, должностных лиц или служащих,или любых иных лиц, не принимает на себя никакой ответственности за любые потери любого рода, которые могутбыть понесены в результате любого использования данной презентации или ее содержания, или же иным образомв связи с этой презентацией.

2

3

Ключевые события

Источник: Thomson ReutersПримечание: (1) Средняя MED и NWE, Naphtha FOB MED, Gasoil 0.1% FOB ARA, Fuel oil 3.5% FOB NWE

Обзор основных событий

Макроэкономическое окружение1

Показатель 2 кв. 15 1 кв. 15 % 1 пол. 15 1 пол. 14 %

Юралс, долл./барр. 61,8 52,8 17,0% 57,3 107,1 (46,5)%

Юралс, тыс. руб./барр. 3,25 3,28 (1,0)% 3,29 3,75 (12,2)%

Нафта, тыс. руб./т 26,71 27,21 (1,8)% 26,96 31,64 (14,8)%

Газойль 0,1%, тыс. руб./т 29,99 32,30 (7,2)% 31,14 31,82 (2,1)%

Мазут 3,5%, тыс. руб./т 15,88 15,75 0,8% 15,81 19,36 (18,3)%

Средний обменный курс, руб./долл. 52,65 62,19 (15,3)% 57,40 34,98 64,1%

Инфляция за период, % 1,1% 7,4% - 8,5% 4,8% -

утверждены дивиденды за 2014 г. в размере 8,21 руб. на акцию (выплачены в июле 2015 г.)

совместно со Statoil завершены буровые работы на пласте ПК1 Северо-Комсомольского месторождения

заключен договор с PKN Orlen, предусматривающий увеличение объема ежемесячных поставок на 120 тыс. т

достигнуты соглашения о продаже 20% Таас-Юрях нефтегазодобыча

с ВР подписаны основные условия реорганизации СП ROG, завершается приобретение у Total 16,67% доля в НПЗ в г. Шведт

Ключевые производственные показатели

4


Добыча углеводородов, в т.ч. тыс. барр. н.э./сут 5 149 5 200 (1,0)% 5 175 5 075 2,0%

Добыча нефти и ЖУВ,тыс. барр./сут 4 126 4 131 (0,1)% 4 129 4 176 (1,1)%

Добыча газа, млрд куб. м 15,29 15,80 (3,2)% 31,09 26,72 16,4%

Переработка нефти, млн т 23,75 24,34 (2,4)% 48,09 48,49 (0,8)%

Розничная реализация НП (на внутреннем рынке),млн т

2,7 2,5 8,0% 5,2 5,3 (1,9)%

Ключевые финансовые показатели

5


Выручка,млрд руб. 1 312 1 288 1,9% 2 600 2 810 (7,5)%

EBITDA,млрд руб. 311 265 17,4% 576 593 (2,9)%

Скорректированная EBITDA1, млрд руб. 326 286 14,0% 612 593 3,2%

Скорректированная чистая прибыль2, млрд руб.

134 56 >100% 190 212 (10,4)%

Операционный денежный поток3, млрд руб. 351 258 36,0% 609 470 29,6%

Капитальные затраты,млрд руб. 141 128 10,2% 269 237 13,5%

Свободный денежный поток3,млрд руб. 210 130 61,5% 340 233 45,9%

Чистый долг,млрд руб. 2 215 2 529 (12,4)% 2 215 1 525 45,2%

Примечание: (1) Скорректирована на разницу от курсов валют, применяемых при признании выручки по долгосрочным договорам поставки нефти за 2 и 1 кв. 2015 г. в сумме 15 млрд руб. и 21 млрд руб. соответственно, (2) Исключая прибыль от реализации доли в ООО «Юграгазпереработка» 45 млрд руб. (нетто результат) в 1 кв. 2014 г. (3) Скорректирован на эффект от операций с торговыми ценными бумагами, а также от зачета предоплат по долгосрочным договорам поставки нефти в размере 21 млрд руб. в 1 и 2 кв. 2015 г. и сумму предоплат в размере 431 млрд руб. за 6 мес. 2014 г.

Производственные итоги

2 301 3 039

1 пол. 2014 1 пол. 2015 2015

Бурение

СамараНГ: оптимизация программы экспл. бурения позволила достичь по итогам 1 пол. 2015 г. дебита новых скважин 67,5 т/сут. Ввод 41 скважины обеспечил добычу 186 тыс. т, что на 70% выше по сравнению с аналогичным периодом 2014 г.

ЮганскНГ: рост доли горизонтальных скважин с МГРП с 9% до 12% по сравнению с 1 пол. 2014 г.

Оптимизация технологических программ строительства скважин – скорость бурения горизонтальных скважин увеличилась на 8% по сравнению с 1 пол. 2014 г.

Сахалин-1: Новый мировой рекорд по протяженности скважины на м/р Чайво - 13 500 м

7

Ключевые достижения 1 пол. 2015 г.Проходка в эксплуатационном бурении

Планы на 2015 г.

тыс. м

Наращивание темпов проходки в экспл. бурении (не менее +30% к 2014 г.)

ЮганскНГ: дальнейшее увеличение количества горизонтальных скважин с МГРП (в среднем, каждая 10-я скважина)

СамараНГ: рост добычи из новых скважин (не менее +25% к 2014 г.)

Северо-Комсомольское м/р: подготовка к испытанию скважин, определение дальнейших перспектив и способов разработки пласта ПК1

+32%

1 пол. 2014 1 пол. 2015 2015

Скважины с горизонтальным окончаниемНаклонно-направленные скважины

Ввод новых скважин

шт.

+15%

700 806

Добыча

Рост добычи новых м/p за счет наращивания программы эксплуатационного бурения и успешного применения современных ГТМ.

Программы бурения и ГТМ с устойчиво подтверждаемой инвестиционной эффективностью, выполняемые в ЮНГ, Самотлоре и Пуре, сдерживают естественные темпы падения этих зрелых м/р

Северное Чайво: 1-миллионная тонна нефти в мае 2015 г. (с сентября 2014 г.)

Уват: новый рекорд коммерческой скорости бурения России: 7,5 сут на 1 000 м (-10% к мин 2014 г.). Запущено в эксплуатацию Протозановское месторождение (пик около 1 млн т)

ВЧНГ: в результате оптимизации режима работы объектов наземной инфраструктуры возросла пропускная способность установки по подготовке нефти на 25% до более 8 млн т нефти в год

Добыча газа: рост добычи за счет ввода добывающих объектов и объектов газотранспортной инфраструктуры в ПурНГ и Ванкоре, начала добычи газа на Хадырьяхинском ЛУ Сибнефтегаза во 2 пол. 2014 г., а также реализации мероприятий по рациональному использованию ПНГ, в основном, на Ванкоре 8

5 0755 175

(45)(30) (21) (10) (10) 10 (12) 39

19 13

147

1 пол. 2014 Юганск Оренбург Самотлор ВарьеганНГ Пурнефтегаз Самара Прочие РН-Шельф ДВ (Сев. Чайво)

Уват ВЧНГ Добыча газа 1 пол. 2015

тыс. барр. н.э./сут.

Новые активы:+71 тыс. барр./сут; +1,4%

Зрелые активы:-118 тыс. барр./сут; -2,3%

+2%

Прогресс в реализации ключевых проектов

9

Северо-Комсомольское месторождениеЛабаганское месторождение

Во 2 кв. 2015 г. начато эксплуатационное бурение. Ввод первой скважины осуществлен в июле 2015 г.

Запуск первого пускового комплекса на Лабаганском месторождении в НАО запланирован до конца 2015 г.

Выход на добычу в 2016 г. ~1 млн т н.э.

3Р запасы месторождения на 31.12.2014 оцениваются в 161,9 млн барр. н.э. (PRMS)

С июля запущено 7 скважин со стартовыми дебитами от 64 до 203 т/сут

Месторождение характеризуется сложным геологическим строением: нефтяная оторочка высоковязкой нефти и обширной газовой шапкой

Соглашение о сотрудничестве между Роснефтью и Statoil подписано 23 мая 2013 г.

В 2015 г. компаниями совместно пробурены две горизонтальные эксплуатационные скважины

Впервые в России осуществлено заканчиваниескважины по технологии «открытый ствол –гравийная набивка» в гор. участке длиной 1000 м

3Р запасы месторождения на 31.12.2014 оцениваются в 888,9 млн барр. н.э. (PRMS)

Партнерство с ВР в Таас-Юрях

10

Нефть + Конденсат, млн т Газ, млрд куб. м

2P 3P 2P 3P

137,6 241,6 68,3 79,2

Описание актива

Ключевое месторождение – Среднеботуобинское

Начало коммерческой добычи – октябрь 2013 г.; текущие объемы добычи ~20 тыс. барр./сут; полка добычи – 100 тыс. барр./сут

От м/р до ВСТО построена нитка нефтепровода протяженностью 169 км

Монетизация газа ожидается после ввода в эксплуатацию газопровода «Сила Сибири»

Действует льгота по НДПИ до конца 2021 г.

Запасы на 31.12.2014Преимущества от сделки для акционеров

ТЮНГД ПСП (приемо-сдаточный пункт ) в ВСТО

Сбалансированность денежных потоков Компании: получен аванс в размере 8 млрд руб.

Ускорение 2-й очереди разработки месторождения за счет получаемого от инвестора финансирования и применения технологий

Стоимость сделки превышает исторические затраты на приобретение актива в 717 млн долл. за 20% долю

Подтверждение привлекательности российского нефтегазового сектора, сохранение темпов развития ресурсной базы Восточной Сибири и расширения доступа на рынки АТР

Органический рост добычи газа на 16% в 1 пол. 2015 г. посравнению с аналогичным периодом прошлого года (в томчисле по природному газу – на 10,4%, по ПНГ – на 22,6%)

Улучшение показателя использования ПНГ в 1 пол. 2015 г.до 87% (рост на 10% к аналогичному периоду 2014 г. восновном в результате увеличения поставок газаВанкорского месторождения в ГТС Газпром)

Средняя цена реализации газа в РФ в 1 пол. 2015 г.выросла на 4% по сравнению с аналогичным периодом2014 г. в результате начала поставок1 по новымконтрактам

В июне 2015 г. ФСТ России было принято решение поувеличению оптовых цен на газ c 1 июля текущего года на7,5%, а тарифа на транспортировку для независимыхпроизводителей по магистральным газопроводам - на 2%в среднем по РФ

По итогам 1 пол. 2015 г. Роснефть обеспечила 2/3 объематоргов на бирже: были заключены контракты на поставкуболее 1 млрд куб. м газа

Газовый бизнес: органический рост добычи и эффективная монетизация

Ключевые достижения за 6 мес. 2015 г. Добыча газамлрд куб. м

26,731,1

Реализация газа в России

11

6 мес. 2015 г.6 мес. 2014 г.прочиеЮганскнефтегаз

Пурнефтегаз ВанкорнефтьСамотлорнефтегаз Сибнефтегаз

+16%

25,4

75,5

28,8

89,1

объем реализации,млрд куб.м

выручка,млрд руб.

6 мес. 20146 мес. 2015

3,09

2,98

+13%

+18%

+4%

средняя цена реализации, тыс. руб./1000 куб.м

Примечание: (1) Начало поставок с 01.01.2015

Нефтепереработка

12

Объем переработки и выход светлых в РФ

Статус реализации программы модернизации НПЗ

Ключевые достижения 2 кв. 2015 г.

Планы до конца 2015 г.

Переход на производство в полном объеме автобензина Премиум-95 Евро-5 на Ангарской НХК и дизельных топлив Евро-5 на Сызранском НПЗ

Объем производства моторных топлив класса Евро-4/5 вырос на 56% г/г

Начаты поставки легкой нефти на Сызранский НПЗ, с положительным эффектом свыше 200 млн руб. за 2 мес.

Поставки октаноповышающей присадки МТАЭ собственного производства (Санорс)

Запущен вакуумный блок на Туапсинском НПЗ, начато производство вакуумного газойля

Полный переход на производство моторных топлив класса Евро-5 на всех НПЗ Компании

Пуск в эксплуатацию установки производства МТБЭ и замена катализатора изомеризации на Ангарской НХК

Проведение в установленные сроки комплексных ремонтов в сентябре-октябре на Ачинском, Саратовском и Сызранском НПЗ

21,620,6

21,7

22,821,7

20,5

68%72% 55%

80%

95% 95%

52%48% 48%

65%73% 74%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

0

5

10

15

20

25

30

35

40

1 кв. 14 г. 2 кв. 14 г. 3 кв. 14 г. 4 кв. 14 г. 1 кв. 15 г. 2 кв. 15 г.

Переработка нефти в РФ, млн тДоля производства Евро 4/5 бензин,%Доля производства Евро 4/5 ДТ,%

32%

45%

45%

46%

47%

49%

55%

57%

Рязанский НПЗ

Ачинский НПЗ

Новокуйбышевский НПЗ

Сызранский НПЗ

Ангарская НХК

Комсомольский НПЗ

Куйбышевский НПЗ

Туапсинский НПЗ

44% 50%

2 кв. 2014 г. 2 кв. 2015 г.

Высокомаржинальные каналы

+$44.7 млн

Реализация нефти и нефтепродуктов

13

Рост реализации нефти и нефтепродуктов на 1,1% во 2 кв. 2015 г. по сравнению с 1 кв. 2015 г.

Повышение рентабельности нефтепереработки в условиях роста премии внутреннего рынка

Увеличение премиальных поставок нефти в восточном направлении во 2 кв. 2015 г. на 20% г/г

Дальнейшее увеличение объемов долгосрочных контрактов и расширение географии поставок нефтепродуктов: ChemChina (до 2,4 млн т), Trafigura (дизельное топливо с Мозырского НПЗ); расширение географии реализации авиатоплива и смазочных материалов

Доля высокомаржинальных каналов

Нетбэки основных каналов монетизации нефти

55%

3%

42%

Структура монетизации нефти (2 кв. 2015 г.)

Эффект от наращивания доли высокомаржинальныхканалов

Примечание: (1) Высокомаржинальные каналы: Де-Кастри, Козьмино, Китай, КТК и ряд поставок в Европейском направлении.

1

365 37

8

367

258

227 27

7349

366

322

216

226

27934

7

358

310

199 220 27

7

87%89%

88% 88%85% 87%

50%

55%

60%

65%

70%

75%

80%

85%

90%

95%

20

30

80

30

80

30

80

30

80

1 кв. 2014 г. 2 кв. 2014 г. 3 кв. 2014 г. 4 кв. 2014 г. 1 кв. 2015 г. 2 кв. 2015 г.

Переработка нефти на НПЗ Внутренний рынокЭкспорт Коэффициент использования мощностей НПЗ

$/т

Финансовые итоги

Выручка

15

2 кв. 2015 г. к 1 кв. 2015 г. млрд руб.

1 288 1 312(217) 214

6 8 3 11 (1)

1 кв. 2015 Изменение курса рубля

Изменениецен на нефть

Эффекткурсовых разниц научет предоплаты

Применение методики хеджирования

валютных рисков

Доход отзависимыхобществ

Изменениеобъемов иструктуры

Прочие 2 кв. 2015

Внутренние факторы:+13 млрд руб.; +1%

Внешние факторы:+11 млрд руб.; +1%

Рост объемов реализации нефти на экспорт в страны дальнего зарубежья, в рамках поставок по долгосрочным договорам с предоплатой, на 4,6%

Рост объемов реализации НП на внутреннем рынке на 4,3% на фоне восстановления премии внутреннего рынка

Положительная динамика цен на нефть (17% рост цены марки Юралс) сбалансированна укреплением курса рубля (15%)

Чистая выручка экспортера

16

5,95 6,41 5,26 3,586,91 7,07

6,08 6,145,84

5,27

6,87 7,071,61 1,61

1,611,61

1,70 1,70

13,65 13,3913,77

14,848,06 6,87

1 кв. 2014 2 кв. 2014 3 кв. 2014 4 кв. 2014 1 кв. 2015 2 кв. 2015

Экспортная пошлинаТариф Юганск-ПриморскНДПИЧистая выручка экспортера

тыс. руб./т

Во 2 кв. 2015 г. доля фискальных платежей и услуг естественных монополий в цене на нефть составила 69%

Чистая выручка экспортера во 2 кв. 2015 г. увеличилась на 2,3% в рублевом выражении к 1 кв. 2015 г.

Чистая выручка экспортера за 1 пол. 2015 г. оказалась выше аналогичного показателя за 1 пол. 2014 г. и весь 2014 г. на 13,2% и 31,9% соответственно

69%

1

Примечание: (1) Рассчитана, исходя из средних цен не нефть Юралс (FOB Приморск), переведенных в рубли по курсу, устанавливаемому ежедневно

144 150162 157 158

2,9% 6,0% 8,7%

19,8%

9,7%

-20%

0%

20%

40%

60%

0

60

120

180

2 кв. 14 3 кв. 14 4 кв. 14 1 кв. 15 2 кв. 15

Расходы% к пред. году

Динамика операционных расходов

17

Динамика расходов на переработку в РФДинамика расходов на добычу

Динамика транспортных расходов

руб./барр. н.э. руб./барр.

руб./барр.

116 110

132121

134

14,9%6,8% 3,9%

18,6% 15,5%

-20%

0%

20%

40%

60%

0

60

120

180

2 кв. 14 3 кв. 14 4 кв. 14 1 кв. 15 2 кв. 15


301 295326

368329

12,3%7,7%

14,8%20,3%

9,3%

-20%

0%

20%

40%

60%

0

140

280

420

2 кв. 14 3 кв. 14 4 кв. 14 1 кв. 15 2 кв. 15


Инфляция в годовом выражении

7,7% 8,0%

11,4%

16,5%15,1%

2 кв. 14 3 кв. 14 4 кв. 14 1 кв. 15 2 кв. 15

EBITDA и чистая прибыль

18

56

13446

(2)(19)

62

19 (6)(22)

1 кв. 2015 ИзменениеEBITDA

Изменение амортизации

Изменение налога на прибыль

Финансовые расходы (нетто)

Прочиедоходы

Прочиерасходы

Влияние курсовых разниц

2 кв. 2015

265311

(82) 57

64

8 3 4 (3) (5)

1 кв.15 Изм.курса

Изм. цены

на нефть

Лаг попошлине

Применениеметодики

хеджирования


Изм.объемов иструктуры

ГРР Прочие 2 кв.15

Внешние факторы:+47 млрд руб.; +18%

Внутренние факторы:-1 млрд руб.; -0,3%

EBITDA 2 кв. 2015 г. к 1 кв. 2015 г.

Чистая прибыль 2 кв. 2015 г. к 1 кв. 2015 г. млрд руб.

Рост EBITDA на 17% 2 кв. 2015 к 1 кв. 2015

Положительный эффект временного лага по экспортной пошлине

Рост прибыльности внутреннего рынка

Увеличение премиальных поставок нефти на экспорт

Рост чистой прибыли более чем в 2 раза 2 кв. 2015 к 1 кв. 2015

Снижение финансовых расходов в связи со снижением затрат на обслуживание долга и частичным завершением сделок с ПФИ в 1 кв. 15

Примечание: (1) Убыток по курсовым разницам в составе прибылей и убытков составил 5 млрд руб. во 2 кв. 2015 г. по сравнению с прибылью 17 млрд руб. в 1 кв. 2015 г.

млрд руб.

1

40,1

29,3

27,9

27,0

24,9

23,4

20,2

9,5

9,2

4,2

Капитальные затраты

19

0

1 400

2 800

4 200

5 600

0

200

400

600

800

2013 2014 1 пол. 15 2015ППрочие ПКиЛ РиД Добыча УВ

млрд руб. тыс барр. н.э/сут

Капитальные затраты и добыча

CAPEX РиД 1 пол. 151: сравнительный анализ

23.04.2015 Совет директоров Компании одобрил уточненный бизнес-план на 2015-2016 гг., сформированный в консервативных условиях и обеспечивающий выполнение стратегических целей при сбалансированной финансовой структуре с учетом существующих ограничений доступа к внешнему финансированию

Цели инвестиционной программы 2015 г.:

Поддержание уровня добычи углеводородов на уровне не ниже 2014 г.;

Обеспечение достаточного свободного денежного потока и максимального сохранения EBITDA;

Фокус на проектах с наибольшей экономической эффективностью

Прогнозный рост капитальных вложений 2015 г. относительно 2014 г. обусловлен увеличением объемов эксплуатационного бурения в целях поддержания добычи зрелых месторождений вследствие повышения уровня обеспеченности буровым сервисом, а также наращиванием темпов обустройства и освоения новых месторождений

В 2015 г. прогнозируется сохранить лидирующие позиции по удельной эффективности капитальных вложений - около 5 долл./барр.н.э.

$/барр. н.э.

269

533560

Примечание: (1) Роснефть, Petrobras, Statoil, Газпром нефть – данные за 1 пол 2015 г.; Лукойл – данные за 1 кв. 2015 г.; все остальные компании – данные за 2014 г.

Российские ВИНК

Роснефть Российские ВИНК

Роснефть

-12

-7

-2

1

3

4

7

Свободный денежный поток

20

204

596

68

233

2013 2014 2015

Год

6 мес.

Свободный денежный поток

СДП 1 пол. 15: сравнительный анализ (мэйджоры)

Рост свободного денежного потока (СДП) в 1 пол.2015 г. до 340 млрд руб., на 46% к 1 пол. 2014 г.

Несмотря на ухудшение мировой конъюнктуры Роснефть продолжает генерировать СДП на уровне 7 долл./бнэ, что является лучшим показателем среди публичных нефтегазовых компаний

Роснефть остается лидером по генерации СДП в российском нефтегазовом секторе

$/барр. н.э. x2

млрд руб.

340

СДП1: сравнительный анализ (российские ВИНК)

млрд руб.

135253 369

703

3К13-2К14 3К14-2К15

Примечание: (1) Рассчитано исходя из свободного денежного потока за последние 12 мес. (скользящий год)

263

39

67

269

569

69

Источники Направления использования

138

1423

187

331

31

Источники Направления использования

Поступления от реализации актива

Операционный денежный поток

Ден. средства, доступные для управления долговой нагрузкой

Проценты

Приобретение ДО, доли в зависимых и прочих фин. активов

Капитальные затраты и лицензии

Источники и использование денежных средств

21

1 полугодие 2015 г.2 квартал 2015 г.млрд руб. млрд руб.

10,915,1

11,15,7

18,1

3-4 кв. 2015 2016 2017 2018 2019-2029

45,3 45,0 43,8 43,3 39,9

20,4 20,616,7

12,7 14,4

0

10

20

30

40

50

60

70

2 кв. 14 3 кв. 14 4 кв. 14 1 кв. 15 2 кв. 15

Денежные средства, их эквиваленты и краткосрочные финансовые активыЧистый долг

54,3 Общий долг

65,7 65,6 60,5 56,0 54,3

Финансовая устойчивость

22

Динамика долга и чистого долга

График погашения2

млрд долл.1

млрд долл.1

Примечание: (1) Исходя из курса доллара США, установленного ЦБ РФ на конец соответствующего отчетного периода, (2) С учетом будущих начисленных процентов по курсам валют и ставкам процента по состоянию на 30.06.2015, (3) Исходя из среднего курса доллара США за 2 кв. 2015 г., (4) Исходя из курса доллара США, установленного ЦБ РФ на даты погашений

За 6 меc. 2015 г. консолидированная долговая нагрузка уменьшилась на 10,2% или 6,2 млрд долл.1 и составила 54,3 млрд долл.1 (3 013 млрд руб.)

За 6 мес. 2015 г. уровень чистого долга уменьшился на 3,9 млрд долл.1 и составил 39,9 млрд долл.1 (2 215 млрд руб.).

Совокупный объем свободных денежных средств на счетах и краткосрочных финансовых активов составил около 14,4 млрд долл.1 (798 млрд руб.) на 30 июня 2015г.

Объем погашений финансовых обязательств во 2 кв. 2015 г. составил 5,9 млрд долл.3 (309 млрд руб.), включая досрочное погашение кредитов на сумму около 0,6 млрд долл.4 (30 млрд руб.) с учетом процентов

Приложение

257 260190

3 (17)(30)

(75)

(25) (5)67

15

Прибыль акционеров Роснефти

за 1 пол. 2014

Неконтролирующиедоли

Прибыль за 1 пол. 2014

Изменение EBITDA

Изменение амортизации

Финансовыерасходы(нетто)

Прочиедоходы

Прочиерасходы

Влияние курсовыхразниц

Изменениеналога

на прибыль

Прибыль акционеров Роснефти

за 1 пол. 2015

EBITDA и чистая прибыль

24

593 576

373 (301)

1 (37) 9 (25) (58) (21) 3 39

1 пол. 2014 Изменениекурса

Изменениецены на нефть

Лаг попошлине

Налоговый маневр Изменение ставокпо акцизам и

прочим налогам

Изменение транспортных

тарифов

Применение методики

хеджирования

Изменениеоперационных

расходов и прочие


Изменениеобъемов и структуры

1 пол. 2015

Внешние факторы:-38 млрд руб.; -6%

Внутренние факторы:+21 млрд руб.; +3%

млрд руб.

млрд руб.

EBITDA 1 пол. 2015 г. к 1 пол. 2014 г.

Чистая прибыль 1 пол. 2015 г. к 1 пол. 2014 г.

Примечание: (1) Прочие доходы включают доход от продажи доли в Юграгазпереработка в 1 кв. 2014 г. в сумме 56 млрд руб., и доход от списания задолженности по судебным разбирательствам в 1 пол. 2015 г. в сумме 37 млрд руб.

1

117137

4 4 5 6

6 мес. 2014 Увеличение кол-ва ГТМ

Энергообеспеч. и рост

обводненности

Сахалин-1, новые проекты и инфрастр.

зрелых м/р

Рост добычи, заработная плата и прочие факторы

6 мес. 2015

Динамика расходов 1 пол. 15 к 1 пол. 14

25

Расходы на переработку в РФ

Расходы на добычу

Транспортные расходы

млрд руб.

млрд руб.

млрд руб.

31 36

2 2 1

6 мес. 2014 Рост стоимостиприсадок

Рост занятости и страхование имущества НПЗ

Прочие 6 мес. 2015

235274

2514

6 мес. 2014 Изменение тарифовТранснефти и РЖД

Объем и маршруты 6 мес. 2015

Рост расходов на добычу в связи с наращиванием объемов ГТМ и естественным ростом обводненности зрелых активов, а также ростом тарифов на электроэнергию

с 1 апреля 2015 г. на 7,5% проиндексирована заработная плата работников трудовых коллективов дочерних обществ

Рост расходов на переработку в связи с увеличением стоимости присадок для выпуска моторных топлив класса Евро-4 и выше

Индексация тарифов Транснефти на транспортировку нефти по магистральным нефтепроводам - 6,5%, при поставках по ВСТО - 7,5% с 1 января 2015 г.

Индексация тарифов Транснефти на транспортировку нефтепродуктов на 10% с 1 февраля 2015 г.

Индексация ставок тарифов, сборов и платы за перевозку грузов и услуги по использованию инфраструктуры при перевозках, выполняемых РЖД на 10%

Хеджирование валютных рисков

26

Показатель Эффект до налога Налог Эффект после налога

Признано в составе прочего совокупного дохода/(убытка) на 31.12.14 (498) 100 (398)

Возникло курсовых разниц за 1 кв. 2015 (70) 14 (56)

Перенесено в выручку за 1 кв. 2015 33 (7) 26

Итого признано в составе прочего совокупного дохода/(убытка) за 1 кв. 2015 г. (37) 7 (30)


Возникло курсовых разниц за 2 кв. 2015 50 (10) 40

Перенесено в выручку за 2 кв. 2015 25 (5) 20

Итого признано в составе прочего совокупного дохода/(убытка) за 2 кв. 2015 г. 75 (15) 60


Справочно:

Номинальные суммы объекта и инструментов хеджирования Млн долл. США Курс долл. США ЦБ РФ

На 31 декабря 2014 г. 29 490 56,2584

На 31 марта 2015 г. 28 016 58,4643

На 30 июня 2015 г. 15 999 55,524

Временной лаг по экспортной пошлине

27

300 301 311 317 308 288289 304276

188

265311

1 кв. 14 2 кв. 14 3 кв. 14 4 кв. 14 1 кв. 15 2 кв. 15

Нормализованная EBITDA Фактическая EBITDA

(11)

млрд руб.

3 (35) (129) (43) 23

Финансовые расходы, млрд руб.

28

Примечание: (1) Включая проценты, начисленные по кредитам и займам, векселям, рублевым облигациям и еврооблигациям, (2)Капитализация процентных расходов производится согласно стандарту IAS 23 «Затраты по займам». Ставка капитализации рассчитывается путем деления процентных расходов по займам, связанным с капитальными расходами, на средний остаток по данным займам. Сумма капитализированных процентов рассчитывается путем умножения среднего остатка по незавершенному строительству на ставку капитализации (3) Динамика квартального нетто-эффекта по операциям с ПФИ вызвана колебанием валютной составляющей сделок с валютно-процентными свопами и форвардами.

Показатель 2 кв. 15 1 кв. 15 % 1 пол. 15

1 пол.14 %

1. Начисленные проценты1 31 41 (24,4)% 72 44 63,6%

2. Уплаченные проценты 23 44 (47,7)% 67 41 63,4%

3. Изменение процентов к уплате (1-2) 8 (3) – 5 3 66,7%

4. Капитализированные проценты2 11 11 – 22 18 22,2%

5.Чистый убыток от операций с производными финансовыми инструментами3

4 58 (93,1)% 62 8 >100%

6. Прирост резервов, возникающий в результате течения времени 3 3 – 6 4 50,0%

7.Проценты за пользование денежными средствами в рамках договоров предоплаты

10 12 (16,7)% 22 12 83,3%

8. Прочие процентные расходы 1 – >100% 1 1 –

9. Итого финансовые расходы (1-4+5+6+7+8) 38 103 (63,1)% 141 51 >100%

Чувствительность EBITDA и чистой прибыли

Изменение цены Юралс Изменение курсамлрд руб. млрд руб.-11 долл./барр. +11 долл./барр. -9 руб./долл. +9 руб./долл.

(56)

(70)

56

70

EBITDA

Чистая прибыль

Средняя цена Юралс во 2 кв. 2015 г. составила 61,8 долл./барр. Если бы средняя цена данного периода сократилась до 50 долл./барр., то EBITDA соответственно сократилась бы на 40 млрд руб. из-за чистого эффекта цены и дополнительно на 43 млрд руб. из-за эффекта отложенной пошлины

Средний валютный курс за 2 кв. 2015 г. составил 52,65 руб./долл. При ослаблении среднего курса рубля данного периода на 9 руб./долл., EBITDA продемонстрировала бы рост на 70 млрд руб.

29

(32)

(40)

32

40

EBITDA

Чистая прибыль

Вопросы и ответы

1 сентября 2015 г - rosneft · Северное Чайво: 1-миллионная...

Documents