Справочник аналитика ЛУКОЙЛ

ЛУКОЙЛ в мире и в рОссии 2

ГеОЛОГОразведКа и запасы 4

Геолого-разведочные работы 4

Запасы углеводородов 6

Запасы нефти 8

Запасы газа 10

разрабОтКа местОрОждениЙ и дОбыча 12

Разработка месторождений 12

Добыча углеводородов 16

Добыча нефти 17

Добыча газа 19

Крупнейшие месторождения группы «ЛУКОЙЛ» в России 20

Международные проекты группы «ЛУКОЙЛ»

перерабОтКа нефти и Газа 28

Нефтепереработка 28

Газопереработка 38

Газовый баланс 39

Энергетика 40

Нефтехимия 42

реаЛизация прОдУКции 44

Товарный баланс 44

Сбыт нефтепродуктов и продукции нефтехимии 47

прОмышЛенная безОпаснОсть и Охрана ОКрУжающеЙ среды 49

финансы 50

Акции Компании 50

Макроэкономическое окружение 53

Консолидированная отчетность 55

Финансовые коэффициенты 60

приЛОжение 68

Основные понятия 68

Справочная информация 70

2

ЛУКОЙЛ в мире и в рОссии

ГеолоГоразведка или подГотовка к добыче

добыча уГлеводородов

переработка нефти и Газа

нефтехимия

ЭлектроЭнерГетика

Сбыт

2006 2007 2008 2009 2010

Доказанные запасы нефти 1,28 1,25 1,09 1,03 0,96Доказанные запасы газа 0,43 0,45 0,45 0,35 0,36Доказанные запасы углеводородов 0,90 0,88 0,80 0,72 0,69Добыча нефти 2,32 2,35 2,30 2,40 2,23 Добыча газа 0,56 0,56 0,64 0,59 0,58Добыча углеводородов 1,69 1,70 1,68 1,73 1,72Нефтеперерабатывающие мощности 1,35 1,34 1,51 1,58 1,56Переработка нефти 1,31 1,39 1,50 1,71 1,78

ДОЛя ГРУППы «ЛУКОЙЛ» в ОСНОвНых ПОКАЗАТеЛях МиРОвОЙ НеФТеГАЗОвОЙ ПРОМышЛеННОСТи, %

ГРУППА «ЛУКОЙЛ» — ОДНА иЗ КРУПНеЙших МежДУНАРОДНых веРТиКАЛьНО иНТеГРиРОвАННых ЭНеРГеТичеСКих КОМПАНиЙ.

2006 2007 2008 2009 2010

Доказанные запасы нефти 20,8 20,5 18,7 17,6 16,4Доказанные запасы газа 1,5 1,5 1,5 1,0 1,1Доказанные запасы углеводородов 5,7 5,7 5,3 4,7 4,5Эксплуатационный фонд нефтяных скважин 17,4 17,5 17,7 17,8 17,9 Добыча нефти 18,64 18,54 18,41 18,59 17,77 Добыча газа 2,14 2,09 2,14 2,12 2,61 Добыча углеводородов 10,06 10,09 10,14 10,61 10,72 Экспорт нефти 17,92 16,66 16,52 17,08 16,43 Нефтеперерабатывающие мощности 16,2 16,2 16,0 16,1 16,4Переработка нефти 18,05 18,69 18,75 18,88 18,17 Экспорт нефтепродуктов 20,04 22,35 22,36 22,33 19,66

ДОЛя РОССиЙСКих ОбщеСТв ГРУППы «ЛУКОЙЛ» в ОСНОвНых ПОКАЗАТеЛях РОССиЙСКОЙ НеФТеГАЗОвОЙ ОТРАСЛи, %

3Справочник аналитика 2011

2006 2007 2008 2009 2010

дебит нефтяных скважин, т/сут ЛУКОЙЛ 11,2 11,0 10,5 10,6 10,2 в среднем по России 10,3 10,2 9,9 9,9 10,0 доля неработающих нефтяных скважин в эксплуатационном фонде, % ЛУКОЙЛ 15,4 15,3 14,7 14,9 14,6 в среднем по России 17,5 16,4 16,0 16,3 15,3 Обводненность нефтяных скважин, %ЛУКОЙЛ 79,6 80,9 82,2 82,1 83,3 в среднем по России 83,3 86,2 84,7 84,8 85,1 Глубина переработки нефти, % ЛУКОЙЛ 76,2 74,0 76,0 74,8 75,0 в среднем по России 71,7 71,4 71,5 71,4 71,1 выход светлых нефтепродуктов, % ЛУКОЙЛ 50,2 49,9 50,4 50,1 48,5 в среднем по России 55,3 55,1 56,0 55,5 54,7 доля высокооктановых бензинов в общем выпуске автобензинов, %ЛУКОЙЛ 76,6 83,5 87,0 89,7 93,9 в среднем по России 68,7 73,9 77,2 82,6 85,6

СРАвНеНие ПОКАЗАТеЛеЙ ДеяТеЛьНОСТи ГРУППы «ЛУКОЙЛ» в РОССии СО СРеДНеРОССиЙСКиМи ПОКАЗАТеЛяМи

4

ГеОЛОГОразведКа и запасы

ГеОЛОГО-разведОчные рабОты

2006 2007 2008 2009 2010

Сейсморазведка 2D, км 10 573 7 736 6 266 2 446 6 178 Сейсморазведка 3D, км2 3 118 5 451 2 973 4 548 5 840 вСП*, скв. 33 30 15 9 8 Электроразведка, км 4 030 2 513 3 603 2 267 793

* вертикальное сейсмическое профилирование.

ГеОЛОГО-РАЗвеДОчНые РАбОТы

2006 2007 2008 2009 2010

Нефть 551 518 529 540 570 Газ 66 141 72 77 55 Углеводороды 617 659 601 617 625

УвеЛичеНие/ОТКРыТие НОвых ДОКАЗАННых ЗАПАСОв, млн барр. н. э.

РАСПРеДеЛеНие РАЗвеДОчНОГО бУРеНия ПО РеГиОНАМ, тыс. м

2006 2007 2008 2009 2010

всего 162 143 150 80 119 Россия 139 130 123 63 102 Западная Сибирь 60 54 63 29 45 Предуралье 9 9 9 8 14 Поволжье 29 31 17 11 22

в том числе Каспий 2 4 6 2 4 Тимано-Печора 27 18 18 10 9 большехетская впадина 4 6 4 – 3 Прочие 10 12 12 5 9 Международные проекты 23 13 27 17 17

КОЛичеСТвО ОТКРыТых МеСТОРОжДеНиЙ и ЗАЛежеЙ НА СУщеСТвУющих МеСТОРОжДеНиях, шт.

2006 2007 2008 2009 2010

месторождения 10 7 8 1 6 Нефтяные (включая

нефтегазоконденсатные) 9 7 8 1 4

Газовые 1 – – – – Газоконденсатные – – – – 2 залежи 15 17 18 17 25 Нефтяные 15 13 18 17 25 Газовые – – – – – Газоконденсатные – 4 – – –

КОЛичеСТвО ПРОбУРеННых РАЗвеДОчНых СКвАжиН НА ТеРРиТОРии РОССии и их СРеДНяя ГЛУбиНА

2006 2007 2008 2009 2010

Количество скважин, скв. 40 49 41 36 26 Средняя глубина, м 2 417 2 797 2 553 2 632 2 675

СеЙСМОРАЗвеДКА 2D, км

ЭЛеКТРОРАЗвеДКА, км

УвеЛичеНие/ОТКРыТие НОвых ДОКАЗАННых ЗАПАСОв, млн барр. н. э.

СеЙСМОРАЗвеДКА 3D, км2


2006 * 2007 2008 2009 2010 Нефть 78 73 75 75 81 Газ 71 146 63 73 44 Углеводороды 77 81 74 75 75

* C 2006 г. запасы рассчитываются из суммарной добычи газа, включающей потери, расходы на собственные нужды и закачку в пласт.

вОСПОЛНеНие ДОбычи в РеЗУЛьТАТе УвеЛичеНия/ОТКРыТия НОвых ДОКАЗАННых ЗАПАСОв, %

ЗАТРАТы НА РАЗвеДКУ и РАЗРАбОТКУ (finDing & Development costs) ПО ДОчеРНиМ ОбщеСТвАМ ГРУППы «ЛУКОЙЛ»

ЗАТРАТы НА ГеОЛОГОРАЗвеДКУ, млн долл.

2006 2007 2008 2009 2010 затраты всего 479 558 679 394 435 Дочерние общества 468 546 670 383 419 Россия 276 366 313 162 199 Международные проекты 192 180 357 221 220 Зависимые организации 11 12 9 11 16 Россия 10 12 9 10 16 Международные проекты 1 – – 1 –

2004–2006 2005–2007 2006–2008 2007–2009 2008-2010Увеличение/открытие новых запасов, млн барр. н.э. 1 898 1 899 1 824 1 833 1 824 Затраты на геологоразведку, млн. долл. 1 197 1 437 1 684 1 599 1 472 Затраты на приобретение недоказанных запасов, млн. долл. 1 905 2 347 1 341 590 92 Затраты на разработку, млн. долл. 8 973 13 547 18 201 17 981 15 908 затраты, долл./барр. 6,36 9,13 11,64 11,00 9,58

Затраты на разведку и разработку

Затраты на геологоразведку + Затраты на разработку + Затраты на покупку недоказанных запасовУвеличение/открытие новых доказанных запасов

РАСПРеДеЛеНие РАЗвеДОчНОГО бУРеНия ПО РеГиОНАМ, %

0

20

40

60

80

100

2006 2007 2008 2009 2010

6

запасы УГЛевОдОрОдОв

ЗАПАСы УГЛевОДОРОДОв ГРУППы «ЛУКОЙЛ» (НА КОНец ГОДА), млн барр. н. э.

2006 2007 2008 2009 2010 Доказанные 20 360 20 369 19 334 17 504 17 255

Разрабатываемые 11 423 11 402 10 490 10 126 10 270 Неразрабатываемые 8 937 8 967 8 844 7 377 6 985

вероятные 12 340 12 187 11 767 9 820 8 455 возможные 6 022 6 301 5 282 5 054 3 167 всего 38 722 38 857 36 383 32 378 28 877

ДОКАЗАННые ЗАПАСы УГЛевОДОРОДОв ГРУППы «ЛУКОЙЛ» (НА КОНец ГОДА), млн барр. н. э.

2006 2007 2008 2009 2010 всего 20 360 20 369 19 334 17 504 17 255 Россия 19 010 19 030 17 580 15 736 15 495 Западная Сибирь 8 907 8 977 8 085 7 622 7 614 Предуралье 2 215 2 230 2 165 2 124 2 033 Поволжье 1 702 1 699 1 670 895 845

в том числе Каспий 1 412 1 417 1 386 648 623 Тимано-Печора 3 614 3 465 3 017 2 735 2 533 большехетская впадина 2 327 2 410 2 409 2 129 2 247 Прочие 245 249 234 231 223 Международные проекты 1 350 1 339 1 754 1 768 1 760 Восполнение добычи углеводородов приростом запасов, % 104 101 -27 -122 70

Обеспеченность запасами углеводородов, годы 25,5 25,2 23,7 21,2 20,7

РАСПРеДеЛеНие ДОКАЗАННых ЗАПАСОв УГЛевОДОРОДОв ПО МежДУНАРОДНыМ ПРОеКТАМ, % (31.12.2010)

РАСПРеДеЛеНие ДОКАЗАННых ЗАПАСОв УГЛевОДОРОДОв ГРУППы «ЛУКОЙЛ» ПО РеГиОНАМ, %

0

20

40

60

80

100

2006 2007 2008 2009 2010

0,5%

45,3%47,0%


веРОяТНые ЗАПАСы УГЛевОДОРОДОв ГРУППы «ЛУКОЙЛ» (НА КОНец ГОДА), млн барр. н. э.

2007 2008 2009 2010 всего 12 187 11 767 9 820 8 455 Россия 11 960 11 493 9 624 8 254 Западная Сибирь 7 087 6 789 6 094 5 716 Предуралье 416 418 461 489 Поволжье 3 286 3 394 1 961 971 Тимано-Печора 1 120 845 1 057 1 030 Прочие 52 47 51 48 Международные проекты 227 274 196 201

вОЗМОжНые ЗАПАСы УГЛевОДОРОДОв ГРУППы «ЛУКОЙЛ» (НА КОНец ГОДА), млн барр. н. э.

2007 2008 2009 2010 всего 6 301 5 282 5 054 3 167 Россия 6 185 5 233 5 023 3 052

Западная Сибирь 1 729 977 1 627 1 654 Предуралье 1 141 514 793 763 Поволжье 168 176 194 128 Тимано-Печора 3 081 3 517 2 378 483 Прочие 66 49 31 24

Международные проекты 116 49 31 115

ФАКТОРы иЗМеНеНия ДОКАЗАННых ЗАПАСОв УГЛевОДОРОДОв, млн барр. н. э.

2006 * 2007 2008 2009 2010 Запасы на начало года 20 330 20 360 20 369 19 334 17 504 Увеличение/открытие новых запасов 617 659 601 617 625 Добыча -797 -809 -817 -824 -834 Приобретение и реализация неизвлеченного сырья 217 -31 274 148 62

Пересмотр предыдущих оценок -7 190 -1 093 -1 771 -102,2 Запасы на конец года 20 360 20 369 19 334 17 504 17 255

* C 2006 г. запасы рассчитываются из суммарной добычи газа, включающей потери, расходы на собственные нужды и закачку в пласт.

ДОКАЗАННые ЗАПАСы УГЛевОДОРОДОв ПО МежДУНАРОДНыМ ПРОеКТАМ (НА КОНец ГОДА), млн барр. н. э.

2006 2007 2008 2009 2010 азербайджан

шах-Дениз 63 90 107 103 65 Казахстан

Тенгиз и Королевское 146 142 145 262 248 Кумколь 81 80 70 71 57 Карачаганак 374 347 556 389 394 Арман 4 2 1 1 1 Каракудук 50 34 33 32 31 Северные бузачи 80 41 35 38 37 Казахойл-Актобе 76 35 32 36 29

египетМелейя 2 3 4 5 4 Weem 6 5 7 5 4

Узбекистан Кандым – хаузак – шады 468 554 513 526 569 юго-Западный Гиссар – – 250 300 259

Колумбия Кондор – 6 1 – –

ирак Западная Курна-2 – – – – 62

итого 1 350 1 339 1 754 1 768 1 760

ЗАПАСы УГЛевОДОРОДОв ГРУППы «ЛУКОЙЛ» ПО КАТеГОРияМ 3p, млрд барр. н. э.

ДОКАЗАННые ЗАПАСы УГЛевОДОРОДОв ГРУППы «ЛУКОЙЛ» ПО МежДУНАРОДНыМ ПРОеКТАМ, млн барр. н. э.

РАСПРеДеЛеНие ДОКАЗАННых ЗАПАСОв УГЛевОДОРОДОв ГРУППы «ЛУКОЙЛ», % (31.12.2010)

1200

1400

1600

1800

0 5 10 15 20 25 30 35 40

12,340 6,02220,360

20,369 12,187 6,301

19,334 11,767 5,282

17,504 9,820 5,054

8,455 3,167 10,70017,255

Доказанные

вероятные

возможные

Условные ресурсы

8

ЗАПАСы НеФТи ГРУППы «ЛУКОЙЛ» (НА КОНец ГОДА), млн барр.

2006 2007 2008 2009 2010 Доказанные 15 927 15 715 14 458 13 696 13 319



ДОКАЗАННые ЗАПАСы НеФТи ГРУППы «ЛУКОЙЛ» (НА КОНец ГОДА), млн барр.

2006 2007 2008 2009 2010 всего 15 927 15 715 14 458 13 696 13 319 Россия 15 319 15 220 13 866 13 080 12 687 Западная Сибирь 8 574 8 616 7 798 7 305 7 222 Предуралье 2 112 2 151 2 082 2 040 1 940 Поволжье 697 657 623 669 623

в том числе Каспий 448 407 376 450 429 Тимано-Печора 3 496 3 346 2 912 2 649 2 445 большехетская впадина 197 203 219 187 236 Прочие 243 247 232 230 221 Международные проекты 608 495 592 616 632 Восполнение добычи нефти приростом запасов, % 73 70 -79 -6 47Обеспеченность запасами нефти, годы 22,7 22,0 20,6 19,0 18,8

РАСПРеДеЛеНие ДОКАЗАННых ЗАПАСОв НеФТи ГРУППы «ЛУКОЙЛ» ПО РеГиОНАМ, %

запасы нефти

0

20

40

60

80

100

2006 2007 2008 2009 2010


веРОяТНые ЗАПАСы НеФТи ГРУППы «ЛУКОЙЛ» (НА КОНец ГОДА), млн барр.

2007 2008 2009 2010 всего 8 679 8 083 7 293 6 474 Россия 8 554 8 015 7 265 6 361 Западная Сибирь 5 813 5 469 4 776 4 366 Предуралье 405 407 450 415 Поволжье 1 191 1 266 954 527 Тимано-Печора 1 093 826 1 034 1 005 Прочие 52 47 51 48 Международные проекты 125 68 28 113

вОЗМОжНые ЗАПАСы НеФТи ГРУППы «ЛУКОЙЛ» (НА КОНец ГОДА), млн барр.

2007 2008 2009 2010 всего 4 446 3 333 3 683 2 780 Россия 4 373 3 309 3 669 2 675 Западная Сибирь 1 481 757 1 414 1 357 Предуралье 164 172 189 116 Поволжье 1 538 1 826 1 262 445 Тимано-Печора 1 124 505 773 733 Прочие 66 49 31 24 Международные проекты 73 24 14 105

ФАКТОРы иЗМеНеНия ДОКАЗАННых ЗАПАСОв НеФТи, млн барр.

2006 2007 2008 2009 2010 Запасы на начало года 16 114 15 927 15 715 14 458 13 696 Увеличение/открытие новых запасов 551 518 529 540 570 Добыча -703 -713 -703 -720 -708 Приобретение и реализация неизвлеченного сырья 216 -31 41 124 62

Пересмотр предыдущих оценок -251 14 -1 124 -706 -301 Запасы на конец года 15 927 15 715 14 458 13 696 13 319

ДОКАЗАННые ЗАПАСы НеФТи ПО МежДУНАРОДНыМ ПРОеКТАМ (НА КОНец ГОДА), млн барр.

2006 2007 2008 2009 2010 азербайджан

шах-Дениз 10 11 18 16 12 Казахстан

Тенгиз и Королевское 120 117 120 217 206 Кумколь 79 78 68 69 55 Карачаганак 173 157 246 167 166 Арман 4 2 1 1 1 Каракудук 50 34 33 30 29 Северные бузачи 80 41 35 38 36 Казахойл-Актобе 76 35 32 31 28

египетМелейя 2 3 4 5 4 Weem 6 5 7 5 4

Узбекистан Кандым – хаузак – шады 8 6 10 6 6 юго-Западный Гиссар – – 17 31 23

Колумбия Кондор – 6 1 – –

ирак Западная Курна – – – – 62

итого 608 495 592 616 632

ДОКАЗАННые ЗАПАСы НеФТи ГРУППы «ЛУКОЙЛ» ПО МежДУНАРОДНыМ ПРОеКТАМ, млн барр.

ЗАПАСы НеФТи ГРУППы «ЛУКОЙЛ» ПО КАТеГОРияМ 3p, млрд барр.

РАСПРеДеЛеНие ДОКАЗАННых ЗАПАСОв НеФТи ПО МежДУНАРОДНыМ ПРОеКТАМ, % (31.12.2010)

2,780


вероятные

возможные

400

500

600

700

10

ЗАПАСы ГАЗА ГРУППы «ЛУКОЙЛ» (НА КОНец ГОДА), млрд фут 3

2006 2007 2008 2009 2010 Доказанные 26 597 27 921 29 253 22 850 23 615



ДОКАЗАННые ЗАПАСы ГАЗА ГРУППы «ЛУКОЙЛ» (НА КОНец ГОДА), млрд фут 3

2006 2007 2008 2009 2010 всего 26 597 27 921 29 253 22 850 23 615 Россия 22 155 22 853 22 281 15 939 16 847 Западная Сибирь 1 999 2 163 1 726 1 899 2 354 Предуралье 619 471 496 505 558 Поволжье 6 031 6 255 6 278 1 354 1 332

в том числе Каспий 5 786 6 057 6 060 1 191 1 165 Тимано-Печора 708 709 631 515 527 большехетская впадина 12 788 13 243 13 138 11 658 12 064 Прочие 10 12 12 8 12 Международные проекты 4 442 5 068 6 972 6 911 6 768 Восполнение добычи газа приростом запасов, % 330 329 294 – 202 Обеспеченность запасами газа, годы 47,1 48,2 42,6 36,5 31,4

запасы Газа

РАСПРеДеЛеНие ДОКАЗАННых ЗАПАСОв ГАЗА ГРУППы «ЛУКОЙЛ» ПО РеГиОНАМ, %

0

20

40

60

80

100

2006 2007 2008 2009 2010


веРОяТНые ЗАПАСы ГАЗА ГРУППы «ЛУКОЙЛ» (НА КОНец ГОДА), млрд фут 3

2007 2008 2009 2010

всего 21 048 22 103 15 163 11 888

Россия 20 438 20 865 14 153 11 360

Западная Сибирь 7 642 7 916 7 906 8 103

Предуралье 65 63 67 443

Поволжье 12 569 12 769 6 042 2 664

Тимано-Печора 161 116 137 149

Прочие 1 1 1 1

Международные проекты 610 1 238 1 010 528

вОЗМОжНые ЗАПАСы ГАЗА ГРУППы «ЛУКОЙЛ» (НА КОНец ГОДА), млрд фут 3

2007 2008 2009 2010

всего 11 134 11 694 8 226 2 318

Россия 10 877 11 545 8 125 2 257

Западная Сибирь 1 493 1 323 1 281 1 776

Предуралье 23 23 28 71

Поволжье 9 259 10 144 6 698 230

Тимано-Печора 100 54 118 179

Прочие 2 1 – 1

Международные проекты 257 149 101 61

ФАКТОРы иЗМеНеНия ДОКАЗАННых ЗАПАСОв ГАЗА, млрд фут 3

2006* 2007 2008 2009 2010

Запасы на начало года 25 298 26 597 27 921 29 253 22 850

Увеличение/открытие новых запасов 399 844 435 458 328

Добыча -565 -579 -686 -626 -753

Приобретение и реализация неизвлеченного сырья -2 5 1 399 143 –

Пересмотр предыдущих оценок 1 467 1 054 184 -6 378 1 190

Запасы на конец года 26 597 27 921 29 253 22 850 23 615 * C 2006 г. запасы рассчитываются из суммарной добычи газа, включающей потери, расходы на собственные нужды и закачку в пласт.

ДОКАЗАННые ЗАПАСы ГАЗА ПО МежДУНАРОДНыМ ПРОеКТАМ (НА КОНец ГОДА), млрд фут 3

2006 2007 2008 2009 2010

азербайджан

шах-Дениз 314 476 532 523 319

Казахстан

Тенгиз и Королевское 154 151 152 267 252

Карачаганак 1 203 1 137 1 861 1 332 1 367

Кумколь 13 14 13 13 9

Каракудук – – – 14 12

Казахойл-Актобе – – – 27 8

Северные бузачи – – – – 4

Арман – – – – 1

Узбекистан

Кандым – хаузак – шады 2 758 3 290 3 019 3 119 3 379

юго-Западный Гиссар – – 1 395 1 616 1 417

итого 4 442 5 068 6 972 6 911 6 768

ЗАПАСы ГАЗА ГРУППы «ЛУКОЙЛ» ПО КАТеГОРияМ 3p, трлн фут 3

ДОКАЗАННые ЗАПАСы ГАЗА ГРУППы «ЛУКОЙЛ» ПО МежДУНАРОДНыМ ПРОеКТАМ, трлн фут 3

РАСПРеДеЛеНие ДОКАЗАННых ЗАПАСОв ГАЗА ПО МежДУНАРОДНыМ ПРОеКТАМ, % (31.12.2010)


вероятные

возможные

4

5

6

7

8

12

разрабОтКа местОрОждениЙ и дОбыча

2006 2007 2008 2009 2010 Количество месторождений 11 13 11 8 11 Запасы (доказанные, вероятные и возможные), млн барр. н.э. 681 354 1 016 116 528

КОЛичеСТвО МеСТОРОжДеНиЙ, ввеДеННых в ЭКСПЛУАТАцию, и их ЗАПАСы (НА КОНец ГОДА, в КОТОРОМ ОНи быЛи ввеДеНы в ЭКСПЛУАТАцию)

РАСПРеДеЛеНие ЭКСПЛУАТАциОННОГО бУРеНия ПО РеГиОНАМ, тыс. м

2006 2007 2008 2009 2010 всего 2 341 2 968 3 572 2 740 2 732 Россия 2 122 2 641 2 981 2 385 2 286 Западная Сибирь 1 716 2 197 2 563 1 961 1 814 Предуралье 98 98 137 162 171 Поволжье 7 5 3 – 12 Тимано-Печора 248 254 231 199 213 большехетская впадина 11 37 – 18 35 Прочие 42 50 47 45 41 Международные проекты 219 327 591 355 446

ЗАТРАТы НА РАЗРАбОТКУ МеСТОРОжДеНиЙ, млн долл.

2006 2007 2008 2009 2010 всего 4 652 6 660 7 288 4 421 4 599 Дочерние компании 4 495 6 557 7 149 4 275 4 484 Россия 3 901 5 887 6 430 3 726 3 686 Международные проекты 594 670 719 549 798 Доля в зависимых организациях 157 103 139 146 115

разрабОтКа местОрОждениЙ

СТРУКТУРА ФОНДА ПРОбУРеННых СКвАжиН НА НеФТяНых и ГАЗОвых МеСТОРОжДеНиях ГРУППы «ЛУКОЙЛ», %

ПРОхОДКА в ЭКСПЛУАТАциОННОМ бУРеНии, тыс. м

ЗАТРАТы НА РАЗРАбОТКУ МеСТОРОжДеНиЙ, млн долл.

СТРУКТУРА СебеСТОиМОСТи в биЗНеС-СеГМеНТе «ГеОЛОГОРАЗвеДКА и ДОбычА»

0

20

40

60

80

100

2006 2007 2008 2009 2010


ЭКСПЛУАТАциОННыЙ ФОНД НеФТяНых СКвАжиН (НА КОНец ГОДА), скв.

2006 2007 2008 2009 2010 всего 27 833 28 468 29 417 29 759 30 343 Россия 26 965 27 451 28 097 28 237 28 605 Западная Сибирь 15 940 16 372 16 797 16 831 17 008 Предуралье 6 134 6 255 6 393 6 498 6 595 Поволжье 1 001 906 869 857 948 Тимано-Печора 3 288 3 286 3 387 3 370 3 358 Прочие 602 632 651 681 696 Международные проекты 868 1 017 1 320 1 522 1 738

ФОНД НеФТяНых СКвАжиН, ДАющих ПРОДУКцию (НА КОНец ГОДА), скв.

2006 2007 2008 2009 2010 всего 23 490 24 099 25 112 25 383 25 999 Россия 22 799 23 238 23 964 24 038 24 416 Западная Сибирь 13 879 14 337 14 775 14 911 15 011 Предуралье 5 298 5 225 5 375 5 372 5 703 Поволжье 895 790 785 782 781 Тимано-Печора 2 133 2 266 2 394 2 300 2 245 Прочие 594 620 635 673 676 Международные проекты 691 861 1 148 1 345 1 583

КОЛичеСТвО ПРОбУРеННых ЭКСПЛУАТАциОННых СКвАжиН НА ТеРРиТОРии РОССии и их СРеДНяя ГЛУбиНА

2006 2007 2008 2009 2010 Количество скважин, скв. 707 941 1 151 885 881 Средняя глубина, м 2 652 2 722 2 625 2 697 2 562

КОЛичеСТвО НОвых НеФТяНых СКвАжиН, ввеДеННых в ЭКСПЛУАТАцию

2006 2007 2008 2009 2010 Скважины 945 1 193 1 510 1 124 1 077

РАСПРеДеЛеНие ЭКСПЛУАТАциОННОГО бУРеНия ГРУППы «ЛУКОЙЛ» ПО РеГиОНАМ, %

ФОНД ПРОбУРеННых СКвАжиН НА НеФТяНых и ГАЗОвых МеСТОРОжДеНиях ГРУППы «ЛУКОЙЛ», тыс. скв.

ФОНД ПАРОНАГНеТАТеЛьНых СКвАжиН ГРУППы «ЛУКОЙЛ», скв.

ФОНД ПАРОНАГНеТАТеЛьНых СКвАжиН НА НеФТяНых МеСТОРОжДеНиях* (НА КОНец ГОДА), скв.

2006 2007 2008 2009 2010 Скважины 137 152 164 162 158

* фонд паронагнетательных скважин имеется только в ооо «лукоЙл-коми».

0

20

40

60

80

100

2006 2007 2008 2009 2010

57

59

61

63

65

67

120

140

160

180

ФОНД НеФТяНых СКвАжиН, ДАющих ПРОДУКцию, тыс. скв.

22

23

24

25

26

27

14

ФОНД НАГНеТАТеЛьНых СКвАжиН НА НеФТяНых МеСТОРОжДеНиях (НА КОНец ГОДА), скв.

2006 2007 2008 2009 2010 Эксплуатационный фонд 8 663 9 064 9 552 9 906 10 321

Россия 8 501 8 859 9 303 9 603 9 963 Международные проекты 162 205 249 303 358

Скважины под закачкой 6 338 6 656 7 047 7 634 8 120 Россия 6 193 6 471 6 835 7 372 7 803 Международные проекты 145 185 212 262 317

Доля неработающих скважин, % 26,8 26,6 26,2 22,9 27,1 Россия 27,1 27,0 26,5 23,2 27,7 Международные проекты 10,5 9,8 14,9 13,5 12,9

ЭКСПЛУАТАциОННыЙ ФОНД ГАЗОвых СКвАжиН (НА КОНец ГОДА), скв.

2006 2007 2008 2009 2010 всего 367 376 387 394 397 Россия 295 297 299 304 306 Западная Сибирь 4 5 6 2 2

Предуралье 72 73 73 71 74

Поволжье 123 123 124 131 130 Тимано-Печора 35 35 35 34 34 большехетская впадина 61 61 61 66 66 Международные проекты 72 79 88 90 91

ДОЛя НеРАбОТАющих СКвАжиН в ЭКСПЛУАТАциОННОМ ФОНДе НеФТяНых СКвАжиН (НА КОНец ГОДА), %

2006 2007 2008 2009 2010 всего 15,6 15,3 14,6 14,7 14,3 Россия 15,4 15,3 14,7 14,9 14,6 Западная Сибирь 12,9 12,4 12,0 11,4 11,7 Предуралье 13,6 16,5 15,9 17,3 13,5 Поволжье 10,6 12,8 9,7 8,8 17,6 Тимано-Печора 35,1 31,0 29,3 31,8 33,1 Прочие 1,3 1,9 2,5 1,2 2,9 Международные проекты 20,4 15,3 13,0 11,6 8,9

ФОНД ПРОбУРеННых СКвАжиН НА НеФТяНых МеСТОРОжДеНиях ГРУППы «ЛУКОЙЛ» (31.12.2010), %

ФОНД ПРОбУРеННых СКвАжиН НА НеФТяНых МеСТОРОжДеНиях ГРУППы «ЛУКОЙЛ», тыс. скв.

РАСПРеДеЛеНие ФОНДА НеФТяНых СКвАжиН, ДАющих ПРОДУКцию, ПО РеГиОНАМ (31.12.2010), %

3,0%

55

57

59

61

63

65

0

20

40

60

80

100

2006 2007 2008 2009 2010

Эксплуатационные

Нагнетательный

Паронагнетательный

Водозаборный

Контрольный и пьезометрический

В консервации

Ликвидированный

Прочие


ФОНД ГАЗОвых СКвАжиН, ДАющих ПРОДУКцию (НА КОНец ГОДА), скв.

2006 2007 2008 2009 2010

всего 285 277 278 274 286 Россия 239 221 209 211 213 Западная Сибирь 2 1 2 2 1 Предуралье 71 71 71 70 74 Поволжье 104 87 83 74 73 Тимано-Печора 1 1 2 2 2 большехетская впадина 61 61 51 63 63 Международные проекты 46 56 69 63 73

ДОЛя НеРАбОТАющих СКвАжиН в ЭКСПЛУАТАциОННОМ ФОНДе ГАЗОвых СКвАжиН (НА КОНец ГОДА), %

2006 2007 2008 2009 2010

всего 22,3 26,3 28,2 30,5 28,0 Россия 19,0 25,6 30,1 30,6 30,4 Западная Сибирь 50,0 80,0 66,7 – 50,0 Предуралье 1,4 2,7 2,7 1,4 – Поволжье 15,4 29,3 33,1 43,5 43,8 Тимано-Печора 97,1 97,1 94,3 94,1 94,1 большехетская впадина – – 16,4 4,5 4,5 Международные проекты 36,1 29,1 21,6 30,0 19,8

ФОНД НАГНеТАТеЛьНых СКвАжиН НА ГАЗОвых МеСТОРОжДеНиях (НА КОНец ГОДА), скв.

2005 2006 2007 2008 2009 2010

всего 35 35 35 35 37 36 Россия 20 20 20 20 21 21 Международные проекты 15 15 15 15 16 15

ФОНД ПРОбУРеННых СКвАжиН НА ГАЗОвых МеСТОРОжДеНиях ГРУППы «ЛУКОЙЛ» (31.12.2010), %

РАСПРеДеЛеНие ФОНДА ГАЗОвых СКвАжиН, ДАющих ПРОДУКцию, ПО РеГиОНАМ (31.12.2010), %

ФОНД ПРОбУРеННых СКвАжиН НА ГАЗОвых МеСТОРОжДеНиях ГРУППы «ЛУКОЙЛ», тыс. скв.

ФОНД ГАЗОвых СКвАжиН, ДАющих ПРОДУКцию, скв.

22,1%

1,0

1,2

1,4

1,6

270

275

280

285

290

0

20

40

60

80

100

2006 2007 2008 2009 2010

Эксплуатационные

Нагнетательный

Контрольный и пьезометрический

В консервации

Ликвидированный

Прочие

16

дОбыча УГЛевОдОрОдОв

«ОСНОвНые РеГиОНы ДОбычи УГЛевОДОРОДОв ГРУППОЙ «ЛУКОЙЛ»

ЛангепаснефтегазПокачевнефтегазУрайнефтегазКогалымнефтегазРИТЭК

Калининградморнефть

ТатРИТЭКнефть

ЛУКОЙЛ-Пермь

НарьянмарнефтегазЛУКОЙЛ-КОМИ

ВолгограднефтегазНижневолжскнефть

2006 2007 2008 2009 2010 Нефть 703 713 703 720 708 Газ* 94 96 114 104 126 добыча группы «ЛУКОЙЛ», всего 797 809 817 824 834 добыча группы «ЛУКОЙЛ», тыс. барр. н. э./сут 2 184 2 218 2 232 2 258 2 284 добыча товарных углеводородов (с учетом товарного газа**) 783 795 803 807 817 добыча товарных углеводородов, тыс. барр. н. э./сут 2 145 2 178 2 194 2 212 2 239

* включает газ для продажи и закачки в пласт, технологические потери и газ для собственного потребления.** включает газ для продажи, не включает газ для закачки в пласт, технологические потери и газ для собственного потребления.

ДОбычА УГЛевОДОРОДОв ГРУППОЙ «ЛУКОЙЛ», млн барр. н. э.


РАСПРеДеЛеНие ДОбычи ТОвАРНых УГЛевОДОРОДОв ПО РеГиОНАМ, млн барр. н. э.

2006 2007 2008 2009 2010 добыча группы «ЛУКОЙЛ», всего 783 795 803 807 817 Россия 733 743 738 738 741 Западная Сибирь 455 459 431 410 397 большехетская впадина 49 45 49 35 49 Предуралье 84 87 90 92 96 Поволжье 28 28 28 26 27 Тимано-Печора 102 108 124 159 157 Прочие 15 16 16 16 15 Международные проекты 50 52 65 69 76 дочерние общества 754 775 783 786 789 Россия 721 740 735 736 738 Западная Сибирь 445 458 431 410 397 большехетская впадина 49 45 49 35 49 Предуралье 84 86 89 92 95 Поволжье 26 27 26 24 25 Тимано-Печора 102 108 124 159 157 Прочие 15 16 16 16 15 Международные проекты 33 35 48 50 51 доля в добыче зависимых организаций 29 20 20 21 28 Россия 12 3 3 2 3 Западная Сибирь 10 1 – – – большехетская впадина – – – – – Предуралье – 1 1 – 1 Поволжье 2 1 2 2 2 Тимано-Печора – – – – – Прочие – – – – – Международные проекты 17 17 17 19 25

2006 2007 2008 2009 2010 всего 3,08 3,58 4,12 3,56 4,12 Россия 3,01 3,55 4,11 3,53 4,11 Международные проекты 4,67 4,16 4,32 3,99 4,29

УДеЛьНые ЗАТРАТы НА ДОбычУ УГЛевОДОРОДОв ПО ДОчеРНиМ ОбщеСТвАМ ГРУППы, долл./барр. н. э.

дОбыча нефти

2006 2007 2008 2009 2010

добыча группы «ЛУКОЙЛ», всего 703 713 703 720 708

Дочерние общества 675 694 684 700 684

Россия 648 668 660 673 658

Международные проекты 27 26 24 27 26

Доля в добыче зависимых организаций 28 19 19 20 24

ДОбычА НеФТи ГРУППОЙ «ЛУКОЙЛ», млн барр.

2006 2007 2008 2009 2010

Тыс. т 95 235 96 645 95 240 97 615 95 992

Млн барр. 703 713 703 720 708

Тыс. т/сут 261 265 260 267 263

Тыс. барр./сут 1 926 1 953 1 921 1 972 1 940

ДОбычА НеФТи ГРУППОЙ «ЛУКОЙЛ»

ДОбычА УГЛевОДОРОДОв ГРУППОЙ «ЛУКОЙЛ», млн барр. н. э.

700 730 760 790 820 850

797

809

817

824

834

18

РАСПРеДеЛеНие ДОбычи НеФТи ПО РеГиОНАМ, тыс. т 2006 2007 2008 2009 2010 добыча группы «ЛУКОЙЛ», всего 95 235 96 645 95 240 97 615 95 992 Россия 89 561 91 100 89 945 91 868 89 767 Западная Сибирь 59 764 59 917 56 187 52 962 50 934 Предуралье 10 923 11 257 11 625 12 042 12 500 Поволжье 3 214 3 240 3 263 3 072 3 137 Тимано-Печора 13 601 14 576 16 685 21 662 21 175 Прочие 2 059 2 110 2 185 2 130 2 021 Международные проекты 5 674 5 545 5 295 5 747 6 225 дочерние общества 91 537 94 147 92 846 95 075 92 891 Россия 87 930 90 735 89 646 91 560 89 431 Западная Сибирь 58 414 59 849 56 187 52 962 50 934 Предуралье 10 855 11 183 11 548 11 958 12 385 Поволжье 3 001 3 017 3 041 2 848 2 916 Тимано-Печора 13 601 14 576 16 685 21 662 21 175 Прочие 2 059 2 110 2 185 2 130 2 021 Международные проекты 3 607 3 412 3 200 3 515 3 460 доля в добыче зависимых организаций 3 698 2 498 2 394 2 540 3 101 Россия 1 631 365 299 308 336 Западная Сибирь 1 350 68 – – – Предуралье 68 74 77 84 115 Поволжье 213 223 222 224 221 Тимано-Печора – – – – – Прочие – – – – – Международные проекты 2 067 2 133 2 095 2 232 2 765

ДебиТ НеФТяНых СКвАжиН ПО ПРОеКТАМ ГРУППы «ЛУКОЙЛ», т/сут 2006 2007 2008 2009 2010 Группа в целом 14,7 14,6 14,2 14,7 14,5 российские проекты Новые скважины 37,3 33,0 36,1 31,8 33,3 Старые скважины 10,8 10,6 10,0 10,2 9,8 по всему фонду скважин 11,2 11,0 10,5 10,6 10,1 Западная Сибирь 12,3 11,7 10,5 9,8 9,3 Предуралье 5,8 6,0 6,2 6,2 6,2 Поволжье 10,3 11,4 10,8 11,7 12,1 Тимано-Печора 18,6 18,4 19,8 25,0 24,7 Прочие 10,0 10,0 9,7 9,2 8,4

ОбвОДНеННОСТь НеФТяНых СКвАжиН ПО ПРОеКТАМ ГРУППы «ЛУКОЙЛ», % 2006 2007 2008 2009 2010 Группа в целом 74,8 76,1 77,3 76,8 77,9 российские проекты Новые скважины 27,4 35,1 32,1 34,1 31,4 Старые скважины 80,4 83,0 83,1 82,8 83,9 по всему фонду скважин 79,6 80,9 82,2 82,1 83,3 Западная Сибирь 82,5 84,1 85,9 86,7 87,8 Предуралье 68,5 66,6 65,7 65,2 64,5 Поволжье 62,2 60,0 64,3 65,8 65,1 Тимано-Печора 71,8 72,3 71,4 67,5 69,1 Прочие 60,8 62,7 64,8 67,0 69,6

ПРиМеНеНие СОвРеМеННых ТехНОЛОГиЙ и МеТОДОв ПОвышеНия НеФТеОТДАчи ПЛАСТОв

2006 2007 2008 2009 2010 ввод в эксплуатацию горизонтальных скважин, шт. 56 109 112 91 101 Средний дебит, т/сут 110,4 65,5 58,4 78,2 156,6 бурение вторых стволов, шт. 146 188 260 264 224 Средний прирост дебита, т/сут 25,9 19,2 18,1 16,8 19,7 Гидроразрыв пласта, шт. 1 002 762 711 634 690 Средний прирост дебита, т/сут 10,2 8,9 9,4 9,6 10,8

ДОПОЛНиТеЛьНАя ДОбычА НеФТи, ПОЛУчеННАя в РеЗУЛьТАТе ПРиМеНеНия ГРУППОЙ «ЛУКОЙЛ» МеТОДОв ПОвышеНия НеФТеОТДАчи ПЛАСТОв в РОССии, млн т

2006 2007 2008 2009 2010 Группа «ЛУКОЙЛ» в россии, всего 24,19 23,75 22,95 23,04 22,16 Западная Сибирь 19,16 18,19 16,76 15,43 14,52 Предуралье 1,84 2,17 2,76 3,17 3,74 Поволжье 0,57 0,64 0,51 0,55 0,26 Тимано-Печора 2,41 2,69 2,73 3,68 3,44 Прочие 0,21 0,06 0,19 0,21 0,20

ДебиТ НеФТяНых СКвАжиН ПО ПРОеКТАМ ГРУППы «ЛУКОЙЛ», т/сут

ввОД в ЭКСПЛУАТАцию ГОРиЗОНТАЛьНых СКвАжиН, шт.

РАСПРеДеЛеНие ДОбычи НеФТи ГРУППы «ЛУКОЙЛ» ПО РеГиОНАМ, %

0 20 40 60 80 100 120

56

109

112

91

101

0

20

40

60

80

100

2006 2007 2008 2009 2010


РАСПРеДеЛеНие ДОбычи ТОвАРНОГО ГАЗА ГРУППы «ЛУКОЙЛ» ПО РеГиОНАМ, %

дОбыча Газа

2006 2007 2008 2009 2010 Млн м3 13 612 13 955 17 020 14 898 18 554 Млрд фут3 481 493 601 526 655 Млн барр. н. э. 80 82 100 88 109 Млн м3/сут 37 38 47 41 51 Млн фут3/сут 1 317 1 350 1 642 1 441 1 795 Тыс. барр. н. э./сут 219 225 273 240 299

ПРОиЗвОДСТвО ТОвАРНОГО ГАЗА ГРУППОЙ «ЛУКОЙЛ» *

ДОбычА ПРиРОДНОГО ГАЗА, млн м3

2006 2007 2008 2009 2010 добыча природного газа, всего** 10 709 10 787 13 888 11 444 13 936 производство товарного природного газа* 9 821 9 652 12 671 10 218 12 770 в том числе: дочерние общества 9 821 9 652 12 671 10 218 12 770 Россия 8 816 8 161 8 711 6 341 8 532

Западная Сибирь – – – – – большехетская впадина 8 348 7 719 8 313 5 936 8 146 Предуралье 326 322 291 302 304 Поволжье 141 119 106 102 81 Тимано-Печора 1 1 1 1 1 Прочие – – – – –

Международные проекты 1 005 1 491 3 960 3 877 4 238 доля в добыче зависимых организаций – – – – – Россия – – – – – Международные проекты – – – – –

ДОбычА ПОПУТНОГО ГАЗА, млн м3

2006 2007 2008 2009 2010 добыча попутного газа, всего** 5 258 5 610 5 549 6 273 7 392 производство товарного попутного газа* 3 791 4 303 4 349 4 680 5 784 в том числе: дочерние общества 3 576 4 079 4 084 4 342 5 131 Россия 3 576 4 079 4 084 4 295 5 067

Западная Сибирь 2 089 2 528 2 549 2 888 3 492 Предуралье 527 575 576 604 614 Поволжье 409 403 426 345 415 Тимано-Печора 542 564 524 448 535 Прочие 9 9 9 10 11

Международные проекты – – – 47 64 доля в добыче зависимых организаций 215 224 265 338 653 Россия 31 33 33 27 36 Международные проекты 184 191 232 311 617 Уровень утилизации попутного газа, % 72,2 69,0 70,4 71,1 76,8

СУММАРНАя ДОбычА ГАЗА ГРУППОЙ «ЛУКОЙЛ», млн м3

2006 2007 2008 2009 2010 добыча газа, всего** 15 967 16 397 19 437 17 717 21 328 производство товарного газа* 13 612 13 955 17 020 14 898 18 554 в том числе: дочерние общества 13 397 13 731 16 755 14 560 17 901 Россия 12 392 12 240 12 795 10 636 13 599

Западная Сибирь 2 089 2 528 2 549 2 888 3 492 большехетская впадина 8 348 7 719 8 313 5 936 8 146 Предуралье 853 897 867 906 918 Поволжье 550 522 532 447 496 Тимано-Печора 543 565 525 449 536 Прочие 9 9 9 10 11

Международные проекты 1 005 1 491 3 960 3 924 4 302 доля в добыче зависимых организаций 215 224 265 338 653 Россия 31 33 33 27 36 Международные проекты 184 191 232 311 617

* включает газ для продажи, не включает газ для закачки в пласт, технологические потери и газ для собственного потребления.** включает газ для продажи и закачки в пласт, технологические потери и газ для собственного потребления.

0

20

40

60

80

100

2006 2007 2008 2009 2010

Прочие

20

КрУпнеЙшие местОрОждения ГрУппы «ЛУКОЙЛ» в рОссии

западная сибирь 2006 2007 2008 2009 2010 Добыча нефти Группой в Западной Сибири всего, тыс. т 59 764 59 917 56 187 52 962 50 934 Добыча нефти на 14 крупнейших месторождениях, тыс. т 44 436 43 697 41 365 39 763 38 444 доля, % 74,4 72,9 73,6 75,1 75,5 Запасы нефти Группы в Западной Сибири, млн барр. 7 305 7 222 Запасы нефти 14 крупнейших месторождений, млн барр. 5 432 5 282 доля, % 74,4 73,1

тевлинско-русскинское месторождениедоказанные запасы нефти, млн барр. 727 705добыча нефти, тыс. т 10 382 9 486 8 608 8 306 7 589Накопленная добыча нефти, млн т 124,6 134,1 142,7 151,0 158,5Фонд скважин, скв. 2 229 2 297 2 407 2 515 2 538

Эксплуатационные, скв. 1 383 1 404 1 423 1 490 1 500Дающие продукцию, скв. 1 281 1 300 1 333 1 399 1 409

Средний дебит скважин, т/сут 22,7 20,3 17,9 16,7 14,7Обводненность, % 64,2 70,4 75,4 77,1 81,2

вать-еганское месторождениедоказанные запасы нефти, млн барр. 1 229 1 146добыча нефти, тыс. т 8 344 8 086 7 626 7 069 6 535

в том числе доля Группы, тыс. т 8 265 8 086 7 626 7 069 6 535Накопленная добыча нефти, млн т 152,7 160,8 168,4 175,5 182,0Фонд скважин, скв. 3 643 3 722 3 834 3 887 3 942


Средний дебит скважин, т/сут 11,0 11,0 10,2 9,6 9,0Обводненность, % 81,8 83,0 85,0 86,0 88

повховское месторождениедоказанные запасы нефти, млн барр. 776 773добыча нефти, тыс. т 6 093 6 183 5 898 5 761 5 934Накопленная добыча нефти, млн т 171,9 178,1 184,0 189,7 195,6Фонд скважин, скв. 3 213 3 261 3 268 3 308 3 358



южно-ягунское месторождениедоказанные запасы нефти, млн барр. 580 551добыча нефти, тыс. т 3 711 3 142 2 810 2 674 2 508

в том числе доля Группы, тыс. т 3 689 3 142 2 810 2 674 2 508Накопленная добыча нефти, млн т 121,2 124,3 127,1 129,9 132,4Фонд скважин, скв. 1 783 1 810 1 879 1 873 1 874

Эксплуатационные, скв. 979 975 990 992 975Дающие продукцию, скв. 875 860 883 909 885


покачевское месторождениедоказанные запасы нефти, млн барр. 339 303добыча нефти, тыс. т 3 468 3 582 3 125 2 571 2 392Накопленная добыча нефти, млн т 139,7 143,3 146,4 149,0 151,3Фонд скважин, скв. 2 215 2 243 2 272 2 284 2 303



Когалымское месторождениедоказанные запасы нефти, млн барр. 278 276добыча нефти, тыс. т 2 623 2 793 2 846 2 776 2 689Накопленная добыча нефти, млн т 26,0 28,8 31,6 34,4 37,1Фонд скважин, скв. 520 553 574 598 650



НеФТяНые МеСТОРОжДеНия*

* данные по запасам представлены в соответствии с долей Группы. если доля Группы в добыче менее 100%, то эта доля указана в отдельной строке. Сводные данные по добыче представлены в соответствии с долей Группы.


2006 2007 2008 2009 2010

Урьевское месторождениедоказанные запасы нефти, млн барр. 303 318добыча нефти, тыс. т 1 847 2 227 2 394 2 618 2 861Накопленная добыча нефти, млн т 78,6 80,8 83,2 85,8 88,7Фонд скважин, скв. 2 011 2 076 2 200 2 287 2 370

Эксплуатационные, скв. 906 921 945 951 1 001Дающие продукцию, скв. 811 818 833 894 902


нонг-еганское месторождениедоказанные запасы нефти, млн барр. 159 160добыча нефти, тыс. т 1 447 1 340 1 026 906 900Накопленная добыча нефти, млн т 30,3 31,6 32,6 33,5 34,4Фонд скважин, скв. 444 454 469 480 482



дружное месторождениедоказанные запасы нефти, млн барр. 156 147добыча нефти, тыс. т 1 682 1 655 1 477 1 306 1 286Накопленная добыча нефти, млн т 44,4 46,1 47,6 48,9 50,2Фонд скважин, скв. 945 966 998 988 999



нивагальское месторождениедоказанные запасы нефти, млн барр. 359 345добыча нефти, тыс. т 1 198 1 330 1 632 1 366 1 235Накопленная добыча нефти, млн т 17,6 18,9 20,5 21,9 23,1Фонд скважин, скв. 934 936 968 984 977



средне-хулымское месторождениедоказанные запасы нефти, млн барр. 36 31добыча нефти, тыс. т 1 035 969 840 701 581Накопленная добыча нефти, млн т 3,4 4,4 5,2 5,9 6,5Фонд скважин, скв. 114 138 142 145 146


Средний дебит скважин, т/сут 39,9 29,6 26,9 22,2 19Обводненность, % 31,3 38,2 44,7 53,6 56,1

северо-покачевское месторождениедоказанные запасы нефти, млн барр. 76 71добыча нефти, тыс. т 853 1 093 1 036 898 778Накопленная добыча нефти, млн т 2,5 3,6 4,6 5,5 6,3Фонд скважин, скв. 125 154 204 215 205



Каменный лицензионный участок (восточная часть Каменной площади Красноленинского месторождения)доказанные запасы нефти, млн барр. 211 210добыча нефти, тыс. т 1 124 1 081 1 079 1 225 1 091Накопленная добыча нефти, млн т 2,8 3,9 5,0 6,2 7,3Фонд скважин, скв. 311 332 434 452 478



22

2006 2007 2008 2009 2010

Кечимовское месторождениедоказанные запасы нефти, млн барр. 203 246добыча нефти, тыс. т 730 731 968 1 586 2 065Накопленная добыча нефти, млн т 4,0 4,7 5,7 7,2 9,3Фонд скважин, скв. 177 200 327 440 573


Средний дебит скважин, т/сут 24,2 22,9 22,1 23,5 22Обводненность, % 65,9 68,2 73,8 68,9 70,6

тимано-печора 2006 2007 2008 2009 2010 Добыча нефти Группой в Тимано-Печоре всего, тыс. т 13 601 14 576 16 685 21 662 21 175 Добыча нефти на 8 крупнейших месторождениях, тыс. т 8 935 9 759 11 600 16 627 15 959 доля, % 65,7 67,0 69,5 76,8 75,4 Запасы нефти Группы в Тимано-Печоре, млн барр. 2 649 2 445 Запасы нефти 8 крупнейших месторождений, млн барр. 1 601 1 495 доля, % 60,4 61,1

южно-хыльчуюское месторождениедоказанные запасы нефти, млн барр. 364 311добыча нефти, тыс. т – – 1 527 6 962 6 888Накопленная добыча нефти, млн т – – 1,6 8,5 15,4Фонд скважин, скв. – – 68 82 89

Эксплуатационные, скв. – – 22 30 33Дающие продукцию, скв. – – 22 26 31

Средний дебит скважин, т/сут – – 539,9 775,8 668,5Обводненность, % – – 2,0 2,1 31,4

харьягинское месторождениедоказанные запасы нефти, млн барр. 287 267добыча нефти, тыс. т 2 827 2 874 2 901 2 788 2 609Накопленная добыча нефти, млн т 33,3 36,2 39,1 41,9 44,5Фонд скважин, скв. 348 356 365 369 380



Усинское месторождениедоказанные запасы нефти, млн барр. 530 543добыча нефти, тыс. т 2 129 2 113 2 109 2 107 2 318Накопленная добыча нефти, млн т 152,8 154,9 157,0 159,2 161,5Фонд скважин, скв. 1 748 1 745 1 730 1 729 1 726

Эксплуатационные, скв. 1 228 1 241 1 247 1 239 1 171Дающие продукцию, скв. 726 757 793 766 763



2006 2007 2008 2009 2010

южно-шапкинское месторождениедоказанные запасы нефти, млн барр. 66 83добыча нефти, тыс. т 1 341 1 299 903 759 651

в том числе доля Группы, тыс. т 1 341 1 299 903 759 651Накопленная добыча нефти, млн т 4,7 6,0 6,9 7,7 8,3Фонд скважин, скв. 60 62 68 70 76



возейское месторождениедоказанные запасы нефти, млн барр. 153 121добыча нефти, тыс. т 1 058 1 138 1 278 1 289 1 157Накопленная добыча нефти, млн т 97,9 99,0 100,3 101,6 102,8Фонд скважин, скв. 1 586 1 585 1 583 1 572 1 571



тэдинское месторождениедоказанные запасы нефти, млн барр. 70 51добыча нефти, тыс. т 1 037 1 099 1 042 835 698Накопленная добыча нефти, млн т 3,1 4,2 5,2 6,0 6,7

Фонд скважин, скв. 36 50 58 63 64

Эксплуатационные, скв. 35 43 49 51 52

Дающие продукцию, скв. 35 43 49 48 49

Средний дебит скважин, т/сут 93,5 80,2 65,0 48,4 39,2

Обводненность, % 39,6 54,0 65,5 74,6 81,4

пашшорское месторождениедоказанные запасы нефти, млн барр. 27 28добыча нефти, тыс. т 83 629 954 877 731Накопленная добыча нефти, млн т 0,1 0,8 1,7 2,6 3,3





Обводненность, % 11,0 13,1 10,6 23,2 30,5

Кыртаельское месторождениедоказанные запасы нефти, млн барр. 104 91добыча нефти, тыс. т 460 607 886 1 010 907Накопленная добыча нефти, млн т 4,0 4,6 5,5 6,5 7,4





Обводненность, % 10,5 14,0 15,2 13,8 16,2

24

предуралье 2006 2007 2008 2009 2010 доля Уньвинского месторождения в добыче Группой в предуралье, % 11,7 12,3 11,9 11,8 12,1 доля Уньвинского месторождения в доказанных запасах нефти Группы в предуралье, % 8,0 7,8

Уньвинское месторождение

доказанные запасы нефти, млн барр. 163 151добыча нефти, тыс. т 1 274 1 385 1 385 1 421 1 509Накопленная добыча нефти, млн т 23,9 25,3 26,7 28,1 29,6

Фонд скважин, скв. 428 428 420 417 429




Обводненность, % 19,6 27,3 30,2 38,5 38,2

поволжье 2006 2007 2008 2009 2010

доля памятно-сасовского месторождения в добыче Группой в поволжье, % 72,8 76,0 73,2 71,9 76,7 доля памятно-сасовского месторождения в доказанных запасах нефти Группы в поволжье (без учета запасов месторождений северного Каспия), % 58,9 55,2

памятно-сасовское месторождение

доказанные запасы нефти, млн барр. 129 107добыча нефти, тыс. т 2 547 2 667 2 585 2 404 2 406

в том числе доля Группы, тыс. т 2 341 2 464 2 390 2 210 2 216Накопленная добыча нефти, млн т 29,8 32,4 35,0 37,4 39,8





Обводненность, % 0,9 2,3 3,8 3,4 2,1

Калининградская область 2006 2007 2008 2009 2010

доля Кравцовского месторождения в добыче Группой в Калининградской области, % 60,9 61,7 59,1 56,8 56,2 доля Кравцовского месторождения в доказанных запасах нефти Группы в Калининградской области, % 49,5 45,0

Кравцовское месторождение

доказанные запасы нефти, млн барр. 32 27добыча нефти, тыс. т 861 877 842 748 677Накопленная добыча нефти, млн т 1,5 2,4 3,2 4,0 4,6





Обводненность, % 8,7 14,0 22,3 33,4 44,0

находкинское месторождение 2006 2007 2008 2009 2010

доказанные запасы газа, млрд фут3 3 392 3 080

добыча газа, млн м3 8 486 7 798 8 408 5 968 8 186

Накопленная добыча газа, млрд м3 9,0 16,8 25,2 31,2 39,3




ГАЗОвые МеСТОРОжДеНия


Est Rapsodia & Trident (80%)

WEEM Ext (50%)

Cape Three Points Deep Water (56,66%)

CI-205 (63%)CI-101 (56,66%)CI-401 (56,66%)

Meleiha (24%)WEEM (100%)

Тюб-Караган (50%)Аташский (50%)Жамбай Южный/Южное Забурунье (12,5%)

Кунград (90%)Арал (20%)

Шах-Дениз (10%)

Хунин-3, 6

Кондор (70%)

Западная Курна-2 (56,25%)

Блок А (80%)

Кандым–Хаузак–Шады (90%)Юго-Западный Гиссар (100%)

Карачаганак (15%)Тенгиз (5%)Кумколь (50%)Казахойл-Актобе (25%)Северные Бузачи (25%)Каракудук (50%)Арман (25%)

ГеолоГоразведкаили подГотовка к добыче

добыча нефти и Газа

междУнарОдные прОеКты ГрУппы «ЛУКОЙЛ»

Est Rapsodia & Trident (80%)

WEEM Ext (50%)

Cape Three Points Deep Water (56,66%)

CI-205 (63%)CI-101 (56,66%)CI-401 (56,66%)

Meleiha (24%)WEEM (100%)

Тюб-Караган (50%)Аташский (50%)Жамбай Южный/Южное Забурунье (12,5%)

Кунград (90%)Арал (20%)

Шах-Дениз (10%)

Хунин-3, 6

Кондор (70%)

Западная Курна-2 (56,25%)

Блок А (80%)

Кандым–Хаузак–Шады (90%)Юго-Западный Гиссар (100%)

Карачаганак (15%)Тенгиз (5%)Кумколь (50%)Казахойл-Актобе (25%)Северные Бузачи (25%)Каракудук (50%)Арман (25%)

МежДУНАРОДНые ПРОеКТы*, вСеГО

2006 2007 2008 2009 2010 Доказанные запасы нефти, млн барр. 608 495 592 616 632 Доказанные запасы газа, млрд фут3 4 442 5 068 6 972 6 911 6 768 Запасы углеводородов, млн барр. н. э. 1 350 1 339 1 754 1 768 1 760 Добыча нефти, тыс. т 5 674 5 545 5 295 5 747 6 225 Добыча товарного газа, млн м3 1 189 1 682 4 192 4 235 4 919 Добыча товарных углеводородов, млн барр. н. э. 50 52 65 69 76

* доля Группы.

26

Казахстан 2006 2007 2008 2009 2010

Карачаганак

Доказанные запасы нефти, млн барр. 173 157 246 167 166

Доказанные запасы газа, млрд фут3 1 203 1 137 1 861 1 332 1 367

запасы углеводородов, млн барр. н. э. 374 347 556 389 394

Добыча нефти, тыс. т 1 448 1 601 1 565 1 628 1 497

Добыча товарного газа, млн м3 1 005 1 046 1 069 1 132 1 038

добыча товарных углеводородов, млн барр. н. э. 17 19 18 19 17

Кумколь


Доказанные запасы газа, млрд фут3 13 14 13 13 9


Добыча нефти, тыс. т 1 707 1 756 1 628 1 590 1 470

Добыча товарного газа, млн м3 41 44 42 42 49


тенгиз




Добыча нефти, тыс. т 360 376 466 642 1 296

Добыча товарного газа, млн м3 143 147 190 269 568


северные бузачи


Доказанные запасы газа, млрд фут3 – – – – 4


Добыча нефти, тыс. т 668 524 428 479 497

Добыча товарного газа, млн м3 – – – – –


арман

Доказанные запасы нефти, млн барр. 4 2 0,6 1 1

Доказанные запасы газа, млрд фут3 – – – – 1



Добыча нефти, млн барр. 0,6 0,3 0,2 0,2 0,2

Каракудук


Доказанные запасы газа, млрд фут3 – – – 14 12



Добыча товарного газа, млн м3 – – – 47 64


Казахойл актобе


Доказанные запасы газа, млрд фут3 – – – 27 8



Добыча нефти, млн барр. 4 2 1 2 2


египет 2006 2007 2008 2009 2010

мелейя



Добыча нефти, млн барр. 0,3 0,4 0,4 1 1

WEEM



Добыча нефти, млн барр. 1 1 1 1 1

WEEM Extension

Доказанные запасы нефти, млн барр. – – – – -

Добыча нефти, тыс. т – – – – 4

Добыча нефти, млн барр. – – – – 0,03

азербайджан 2006 2007 2008 2009 2010

шах-дениз




Добыча нефти, тыс. т – 88 147 139 149

Добыча товарного газа, млн м3 – 309 551 518 545

добыча товарных углеводородов, млн барр. н. э. – 2 4 4 4

УзбеКистан 2006 2007 2008 2009 2010

Кандым–хаузак–шады


Доказанные запасы газа, млрд фут3 2 758 3 290 3 019 3 119 3 379


Добыча нефти, тыс. т – 2 12 12 10

Добыча товарного газа, млн м3 – 136 2 340 2 227 2 655

добыча товарных углеводородов, млн барр. н. э. – 0,8 14 13 16

юго-западный Гиссар

Доказанные запасы нефти, млн барр. – – 17 31 23

Доказанные запасы газа, млрд фут3 – – 1 395 1 616 1 417

запасы углеводородов, млн барр. н. э. – – 250 300 259

Добыча нефти, тыс. т – – 6 38 88

Добыча нефти, млн барр. – – 0,1 0,3 0,6

ирак 2006 2007 2008 2009 2010

западная Курна–2

Доказанные запасы нефти, млн барр. – – – – 62

Доказанные запасы газа, млрд фут3 – – – – –

Запасы углеводородов, млн барр. н. э. – – – – 62

Колумбия 2006 2007 2008 2009 2010

Кондор

Доказанные запасы нефти, млн барр. – 6 1 – –

Доказанные запасы газа, млрд фут3 – – – – –

запасы углеводородов, млн барр. н. э. – 6 1 – –

Добыча нефти, тыс. т – – 6 38 2

Добыча нефти, млн барр. – – 0,1 0,3 0,01

ДОЛя МежДУНАРОДНОЙ ДОбычи ТОвАРНых УГЛевОДОРОДОв в ОбщеЙ ДОбыче ГРУППы «ЛУКОЙЛ», %

ДОЛя ЗАПАСОв УГЛевОДОРОДОв ПО МежДУНАРОДНыМ ПРОеКТАМ в ОбщеМ ОбъеМе ГРУППы «ЛУКОЙЛ», %

0 2 4 6 8 10

6,4

6,5

8,1

8,6

9,3

0 2 4 6 8 10

6,6

6,6

9,1

10,1

10,2

28

перерабОтКа нефти и Газа

1 мощность и объем переработки на нпK ISAB и нпз TRN указаны по доле компании (49% и 45%, соответственно).

НеФТеПеРеРАбАТывАющие ЗАвОДы ГРУППы «ЛУКОЙЛ»

МОщНОСТи УСТАНОвОК ПО ПеРеРАбОТКе СыРья, тыс. барр./сут

нефтеперерабОтКа

Первичная

переработкавакуумная

дистилляция КоксованиеТермические

процессыКаталитиче-

ский крекинг

Ката-литический риформинг Гидрокрекинг Гидроочистка

Пермский 259,0 116,3 17,6 – 9,3 36,9 65,2 146,3 волгоградский 225,2 68,2 18,5 – – 43,7 – 95,9 Нижегородский 337,1 132,4 – 42,2 41,0 47,1 – 209,1 Ухтинский 73,4 18,1 – 14,1 – 9,2 – 29,4 бургас 195,0 76,9 – 26,4 37,1 14,4 – 166,9 Плоешти 47,8 21,8 10,5 – 18,5 10,1 – 45,7 Одесса 55,7 25,5 – 12,3 – 11,5 – 33,9 итого* 1 193,2 459,2 46,6 95,0 105,9 172,9 65,2 727,2

*без учета мини-нпз и комплексов ISAB и TRN


Алки-

лирование Ароматика изомеризация Масла Оксигенатыводород,

млн фут3/сут Сера, т/сут битум

Пермский – 2,2 12,0 9,4 – 153,6 213,7 12,1 волгоградский – 1,8 9,8 11,3 – 111,8 4,2 Нижегородский 9,5 – 15,2 4,5 – 42,4 376,0 20,7 Ухтинский – – 3,2 – – 11,0 4,4 бургас 8,1 3,3 1,3 – 1,9 25,9 164,4 4,8 Плоешти – – 3,8 – 2,6 9,4 54,8 –Одесса – – 3,2 – – – 21,1 3,3 итого* 17,6 7,3 48,5 25,2 4,5 231,3 952,8 49,5

*без учета мини-нпз и комплексов ISAB и TRN

МОщНОСТи УСТАНОвОК ПО выРАбОТКе цеЛевОЙ ПРОДУКции, тыс. барр./сут

КАПиТАЛьНые ЗАТРАТы в СеКТОРе НеФТеПеРеРАбОТКи, млн долл.

2006 2007 2008 2009 2010 Затраты, всего 696 830 1 023 828 702

ЗАТРАТы НА ПеРеРАбОТКУ НеФТи, млн долл.

2006 2007 2008 2009 2010 Собственные НПЗ 730 880 1 115 923 1 088 Привлеченные НПЗ 230 242 439 713 724

ПеРвичНАя ПеРеРАбОТКА НеФТи НА НПЗ ГРУППы «ЛУКОЙЛ», млн т

2006 2007 2008** 2009** 2010** переработка, всего 48,88 52,16 56,28 62,70 66,18 Российские заводы 39,50 42,55 44,18 44,46 45,21 в том числе мини-НПЗ 0,20 0,19 0,20 0,19 0,19 Зарубежные заводы 9,38 9,61 12,10 18,24 20,97 переработка, тыс.барр./сут 982 1 047 1 127 1 259 1 329

СТРУКТУРА выПУСКА НеФТеПРОДУКТОв НА НПЗ КОМПАНии

2006 2007 2008 2009* 2010** бензины 18,8 18,5 18,3 18,5 19,6 Средние дистилляты 37,3 37,0 37,2 36,5 37,8 Мазут 25,5 26,2 24,6 25,8 23,1 вакуумный газойль 8,9 9,3 11,2 12,1 11,3 Масла 2,7 2,3 2,1 2,0 1,9 Прочие 6,8 6,7 6,6 5,1 6,3

* без учета мини-нпз и комплексов ISAB и TRN ** С учетом переработки на комплексах ISAB и TRN (по доле компании)

ПРОиЗвОДСТвО и СМешеНие МАСеЛ НА ЗАвОДАх КОМПАНии, тыс. т

2006 2007 2008 2009 2010 Производство масел (полный цикл) 1 174 1 120 1 128 1 058 1 193

Смешение масел из готовых компонентов 91 93 76 63 101

выпуск фасованных масел 206 223 231 205 251

РАСПРеДеЛеНие ПеРвичНОЙ ПеРеРАбОТКи НеФТи ПО НПЗ КОМПАНии (2010)

СТРУКТУРА СебеСТОиМОСТи в СеГМеНТе «ПеРеРАбОТКА»

30

ДОЛя ЭКОЛОГичеСКи чиСТОГО ДиЗТОПЛивА (евРО-3 и выше) в ОбщеМ выПУСКе ДиЗТОПЛивА НА НПЗ ГРУППы «ЛУКОЙЛ», %*

выпУсК ОснОвных прОдУКтОв на нпз КОмпании (2010), %

вОЛГОГРАДСКиЙ НПЗ ПеРМСКиЙ НПЗ

НижеГОРОДСКиЙ НПЗ УхТиНСКиЙ НПЗ

НПЗ в ПЛОешТи НПЗ в бУРГАСе

ОДеССКиЙ НПЗ

ДОЛя выСОКОКТАНОвых беНЗиНОв в ОбщеМ выПУСКе АвТОбеНЗиНОв НА НПЗ ГРУППы ЛУКОЙЛ, %*

выхОД СвеТЛых НеФТеПРОДУКТОв НА НПЗ ГРУППы «ЛУКОЙЛ», %*

0 20 40 60 80 100

67,8

70,4

68,5

71,9

81,6

70 75 80 85 90 95

84,5

88,8

91,0

92,7

94,0

48 49 50 51 52 53 54

51,7

52,7

52,7

52,5

53,2

43,0%

* без учета мини-нпз и комплексов ISAB и TRN


вОЛГОГрадсКиЙ нпз

пермсКиЙ нпз

СТРУКТУРА ТРАНСПОРТНых ОТГРУЗОК С вОЛОГОГРАДСКОГО НПЗ, %

СТРУКТУРА ТРАНСПОРТНых ОТГРУЗОК С ПеРМСКОГО НПЗ, %

ДОЛя выСОКООКТАНОвых беНЗиНОв в ОбщеМ выПУСКе АвТОбеНЗиНОв, %

ДОЛя ЭКОЛОГичеСКи чиСТОГО ДиЗТОПЛивА в ОбщеМ выПУСКе ДиЗТОПЛивА, %

выхОД СвеТЛых НеФТеПРОДУКТОв, %

ПеРвичНАя ПеРеРАбОТКА НеФТи и выПУСК НеФТеПРОДУКТОв НА вОЛГОГРАДСКОМ НПЗ

2006 2007 2008 2009 2010 первичная переработка нефти, млн т 9,62 9,61 10,74 11,26 10,97 выпуск товарной продукции, млн т 9,12 9,06 10,18 10,69 10,40 Структура выпуска нефтепродуктов, % бензины 19,3 19,0 18,7 18,5 17,1 Средние дистилляты 39,6 39,3 40,1 40,6 39,4 Мазут 18,6 22,5 18,8 17,7 17,2 вакуумный газойль 11,3 9,2 12,8 14,2 15,8 Масла 6,0 5,1 4,7 4,3 5,2 Прочие 5,2 4,9 4,9 4,7 5,3

ПеРвичНАя ПеРеРАбОТКА НеФТи и выПУСК НеФТеПРОДУКТОв НА ПеРМСКОМ НПЗ

2006 2007 2008 2009 2010

первичная переработка нефти, млн т 11,86 11,94 12,46 12,67 13,02 выпуск товарной продукции, млн т 11,32 11,38 11,89 12,15 12,50 Структура выпуска нефтепродуктов, % бензины 19,4 18,8 18,3 18,7 18,6 Средние дистилляты 37,6 39,0 39,3 39,1 37,1 Мазут 17,3 17,4 17,2 20,1 18,9 вакуумный газойль 9,9 10,0 10,6 10,2 11,7 Масла 3,8 3,6 3,4 3,4 3,6 Прочие 12,0 11,2 11,2 8,5 10,1

ОСНОвНые ПОКАЗАТеЛи РАбОТы НПЗ

2006 2007 2008 2009 2010 выход светлых нефтепродуктов, % 57,9 56,6 57,0 57,2 55,2 Доля высокооктановых бензинов в общем выпуске автобензинов, % 62,6 77,7 84,1 86,4 87,7

Доля экологически чистого дизтоплива в общем выпуске дизтоплива, % 8,5 16,5 16,2 17,00 21,1

40 45 50 55 60

57,9

56,6

57,0

57,2

55,2

0 5 10 15 20 25

8,5

16,5

16,2

17,0

21,1

0 20 40 60 80 100

62,6

77,7

84,1

86,4

87,7

68,0%

32







нижеГОрОдсКиЙ нпз

СТРУКТУРА ТРАНСПОРТНых ОТГРУЗОК С НижеГОРОДСКОГО НПЗ, %


2006 2007 2008 2009 2010 выход светлых нефтепродуктов, % 57,2 58,1 57,6 57,3 56,2 Доля высокооктановых бензинов в общем выпуске автобензинов, % 75,9 84,6 87,4 90,8 92,4 Доля экологически чистого дизтоплива в общем выпуске дизтоплива, % 84,8 91,3 92,9 98,5 100,0

ПеРвичНАя ПеРеРАбОТКА НеФТи и выПУСК НеФТеПРОДУКТОв НА НижеГОРОДСКОМ НПЗ

2006 2007 2008 2009 2010 первичная переработка нефти, млн т 14,26 16,67 16,97 16,10 16,93 выпуск товарной продукции, млн т 13,58 15,97 16,33 15,49 16,41 Структура выпуска нефтепродуктов, % бензины 13,4 13,9 13,8 14,9 14,5 Средние дистилляты 30,8 30,2 30,7 28,9 27,9 Мазут 39,2 37,3 35,4 37,1 36,3 вакуумный газойль 11,0 12,6 14,2 15,7 16,7 Масла 1,9 1,5 1,5 1,2 1,4 Прочие 3,7 4,5 4,4 2,2 3,2




50 52 54 56 58 60

57,2

58,1

57,6

57,3

56,2

35 37 39 41 43 45

42,3

42,6

43,1

42,3

41,0

0 20 40 60 80 100

78,9

72,2

63,2

57,8

91,0

0 20 40 60 80 100

85,4

86,6

90,3

92,0

94,0

20 40 60 80 100

84,8

91,3

92,9

98,5

100,0

20 40 60 80 100

75,9

84,6

87,4

90,8

92,4


УхтинсКиЙ нпз

мини-нпз в Урае

СТРУКТУРА ТРАНСПОРТНых ОТГРУЗОК С УхТиНСКОГО НПЗ, %





ПеРвичНАя ПеРеРАбОТКА НеФТи и выПУСК НеФТеПРОДУКТОв НА УхТиНСКОМ НПЗ

2006 2007 2008 2009 2010 первичная переработка нефти, млн т 3,56 4,14 3,81 4,24 4,10 выпуск товарной продукции, млн т 3,44 3,97 3,66 4,07 3,95 Структура выпуска нефтепродуктов, % бензины 12,2 13,1 13,4 12,6 12,5 Средние дистилляты 28,5 28,8 28,6 28,6 27,7 Мазут 44,7 41,9 39,3 41,5 40,6 вакуумный газойль 11,8 13,6 15,6 16,8 17,7 Масла – – – – – Прочие 2,8 2,6 3,1 0,5 1,5

ПеРвичНАя ПеРеРАбОТКА НеФТи и выПУСК НеФТеПРОДУКТОв НА МиНи-НПЗ в УРАе

2006 2007 2008 2009 2010 переработка нефти, тыс. т 100,0 99,7 100,0 103,0 103,3 возврат в нефть, тыс. т 60,8 61,1 58,6 62,6 64,4 использовано для выпуска нефтепродуктов, тыс. т 39,2 38,6 41,4 40,4 39,0

выпуск товарной продукции, тыс. т 36,6 36,1 38,8 37,3 36,1 Структура выпуска нефтепродуктов, % бензины 34,4 34,0 32,1 32,7 31,5 Дизельное и топливо 65,6 66,0 67,9 67,3 68,5





2006 2007 2008 2009 2010 выход светлых нефтепродуктов, % 36,5 36,2 38,8 36,2 34,9

0 20 40 60 80 100

68,5

80,2

77,5

85,1

88,3

0 5 10 15 20 25 30 35 40

36,5

36,2

38,8

36,2

34,9

0 10 20 30 40 50 60

59,3

55,4

50,1

42,0

32,8

30 32 34 36 38 40 42

39,3

40,3

40,4

39,6

38,8

34

мини-нпз в КОГаЛыме


ПеРвичНАя ПеРеРАбОТКА НеФТи и выПУСК НеФТеПРОДУКТОв НА МиНи-НПЗ в КОГАЛыМе

2006 2007 2008 2009 2010 переработка нефти, тыс. т 377,9 381,3 393,4 383,6 373,5 возврат в нефть, тыс. т 220,5 227,1 236,3 232,2 225,3 использовано для выпуска нефтепродуктов, тыс. т 157,4 154,2 157,1 151,4 148,2 выпуск товарной продукции, тыс. т 145,1 144,4 146,4 140,6 137,5 Структура выпуска нефтепродуктов, % бензины 29,1 29,1 29,8 29,5 29,3 Дизельное и реактивное топливо 68,3 69,4 69,0 68,8 69,4 битум 2,6 1,5 1,2 1,7 1,3


2006 2007 2008 2009 2010 выход светлых нефтепродуктов, % 37,4 37,3 36,8 36,0 38,3




нпз в пЛОешти

СТРУКТУРА ТРАНСПОРТНых ОТГРУЗОК С НПЗ в ПЛОешТи, %

ПеРвичНАя ПеРеРАбОТКА НеФТи и выПУСК НеФТеПРОДУКТОв НА НПЗ в ПЛОешТи

2006 2007 2008 2009 2010 первичная переработка нефти, млн т 2,32 2,54 2,42 2,21 2,52 смешение и фасовка масел, млн т 0,04 0,03 0,02 0,02 0,03товарная продукция, млн т 2,03 2,39 2,22 2,06 2,40 Структура выпуска нефтепродуктов, % бензины 35,8 35,4 34,8 30,7 30,5 Средние дистилляты 49,0 49,6 50,4 54,2 50,4 Мазут – – – – 1,3 вакуумный газойль – – – – – Масла – – – – – Прочие 15,2 15,0 14,8 15,1 17,8




0 5 10 15 20 25 30 35 40

37,4

37,3

36,8

36,0

38,3

0 20 40 60 80 100

100,0

100,0

100,0

100,0

100,0

0 20 40 60 80 100

100,0

100,0

100,0

100,0

100,0

60 65 70 75 80

72,9

79,5

78,4

79,1

77,1


нпз в бУрГасе

СТРУКТУРА ТРАНСПОРТНых ОТГРУЗОК С НПЗ в бУРГАСе, %




ПеРвичНАя ПеРеРАбОТКА НеФТи и выПУСК НеФТеПРОДУКТОв НА НПЗ в бУРГАСе

2006 2007 2008 2009 2010 первичная переработка нефтяного сырья, млн т 7,06 7,06 7,12 6,28 5,95

переработка мазута, млн т 0,03 – – 0,06 0,05 выпуск продукции нефтехимии, тыс. т 384,7 385,0 321,7 165,6 49,30 выпуск товарных нефтепродуктов, млн т 6,18 6,04 6,21 5,77 5,17 Структура выпуска нефтепродуктов, % бензины 27,1 26,3 27,5 29,2 27,1 Средние дистилляты 43,0 42,2 41,6 39,7 43,0 Мазут 23,8 25,0 24,2 24,2 23,8 вакуумный газойль – – – – – Масла – – – – – Прочие 6,1 6,5 6,7 6,9 6,1




ОдессКиЙ нпз

СТРУКТУРА ТРАНСПОРТНых ОТГРУЗОК С ОДеССКОГО НПЗ, %

ПеРвичНАя ПеРеРАбОТКА НеФТи и выПУСК НеФТеПРОДУКТОв НА ОДеССКОМ НПЗ

2006 2007 2008 2009 2010

первичная переработка нефти, млн т – 0,01 2,04 2,05 1,45 выпуск товарной продукции, млн т – 0,01 1,96 1,97 1,40 Структура выпуска нефтепродуктов, % бензины – – 14,3 13,7 14,6 Средние дистилляты – – 33,9 35,1 35,9 Мазут – – 28,0 26,9 24,2 вакуумный газойль – – 20,6 22,8 22,6 Масла – – – – – Прочие – – 3,2 1,5 2,7

0 20 40 60 80 100

81,8

85,1

87,8

97,2

95,7

0 20 40 60 80 100

100,0

100,0

100,0

100,0

100,0

0 10 20 30 40 50 60 70 80

63,7

59,1

61,2

63,9

65,4

36





2006 2007 2008 2009 2010 выход светлых нефтепродуктов, % – – 46,2 46,9 48,9 Доля высокооктановых бензинов в общем выпуске автобензинов, % – – 92,2 98,7 99,0 Доля экологически чистого дизтоплива в общем выпуске дизтоплива, % – – 98,3 66,7 76,1


нпК ISAB

ОСНОвНые ПОКАЗАТеЛи РАбОТы НПК

2006 2009 2010 мощность нпК, млн т/год 16 16 16 в том числе

Мощность Северного НПЗ 5 5 5 Мощность южного НПЗ 11 11 11

мощность нпК, млн т/год* 7,8 7,8 7,8 мощность нпК, тыс. барр./сут* 157 157 157 индекс нельсона 9,3 9,3 9,3 выход светлых нефтепродуктов, % 74,6 74,4 74,5


ПеРвичНАя ПеРеРАбОТКА НеФТи и выПУСК НеФТеПРОДУКТОв НА НПК isAB*

• в 2008 году ОАО «ЛУКОЙЛ» приобрело 49%-ую долю в СП по управлению нефтеперерабатывающим комплексом isAB (италия). Сумма сделки – 1,45 млрд евро (около 1,83 млрд долл.);

• в состав комплекса isAB входят 2 НПЗ, объединенных системой трубопроводов и интегрированных в единый технологический комплекс, а также 3 морских причала и резервуарный парк объемом 3 700 тыс. м3;

• в результате приобретения нефтеперерабатывающие мощности Компании в целом возросли на 13%, зарубежные – на 60%.

2008 2009 2010 первичная переработка нефти, млн т 0,52 6,17 6,57 выпуск товарной продукции, млн т 0,58 6,15 6,54 Структура выпуска нефтепродуктов, %

бензины 19,0 27,3 27,5 Средние дистилляты 47,7 49,5 49,9 Мазут 17,8 8,3 7,4 вакуумный газойль – 4,3 4,4 Масла – – –Прочие 15,5 10,6 10,8


0 20 40 60 80 100

98,3

66,7

76,1

0 20 40 60 80 100

92,2

98,7

99,0

0 10 20 30 40 50

46,2

46,9

48,9

72 73 74 75

74,6

74,4

74,5


нпз TRN


2009 2010 мощность нпз, млн т/год* 3,6 3,6 мощность нпз, тыс. барр./сут* 72 72 индекс нельсона 8,4 8,4 выход светлых нефтепродуктов, % 65,0 72,3

ПеРвичНАя ПеРеРАбОТКА НеФТи и выПУСК НеФТеПРОДУКТОв НА НПЗ tRn*

2009 2010 первичная переработка нефти, млн т 1,53 4,48 выпуск товарной продукции, млн т 1,53 4,47 Структура выпуска нефтепродуктов, % бензины 23,4 21,9 Средние дистилляты 68,7 50,4 Мазут – 24,0 вакуумный газойль – 0,9 Масла – – Прочие 7,9 2,8


• в сентябре 2009 года группа «ЛУКОЙЛ» приобрела 45%-ю долю в СП по управлению нефтеперерабатывающим заводом tRn (Нидерланды). Сумма сделки – около 700 млн долл;

• tRn также принадлежит 22%-я доля в нефтяном терминале maasvlakte olie (Роттердам), общая емкость которого составляет 4 млн т;• в результате приобретения нефтеперерабатывающие мощности Компании возросли в целом на 5%, зарубежные – на 16%.


0 10 20 30 40 50 60 70 80

65,0

72,3

38

ГазОперерабОтКа

ПеРеРАбОТКА СыРья и ПРОиЗвОДСТвО ТОвАРНОЙ ПРОДУКции НА ГПЗ ГРУППы «ЛУКОЙЛ»

2006 2007 2008 2009 2010

переработка нефтяного и жирного газа, млн м3 2 646,7 3 316,9 3 248,6 2 961,7 3 178,4 переработка шфЛУ, тыс. т 628,5 881,7 866,2 718,1 760,0 Товарная продукция

шФЛУ, тыс. т 427,3 653,4 639,1 624,9 671,3

Газы углеводородные сжиженные, тыс. т 705,9 960,1 965,3 785,3 846,0

Стабильный газовый бензин, тыс. т 185,3 194,6 157,6 156,9 162,4

Ациклические углеводороды, тыс. т – 4,1 – – –

Отбензиненный газ, млн м3 2 038,3 2 595,2 2 567,9 2 345,5 2 537,4

изопентан, тыс. т 18,8 20,9 43,8 56,2 55,2

Сера, тыс. т – – – – –

Гидросульфит натрия, тыс. т 0,6 1,2 2,0 1,4 1,0

Коробковский Гпз

переработка нефтяного газа, млн м3 440,6 445,0 459,9 363,4 449,2 переработка шфЛУ, тыс. т 44,9 59,7 62,8 70,2 76,0 Товарная продукция



Отбензиненный газ, млн м3 329,9 353,4 382,5 282,8 360,8

пермнефтегазопереработка

переработка нефтяного и жирного газа, млн м3 541,9 586,5 583,6 539,6 556,9 переработка шфЛУ, тыс. т 583,6 822,0 803,4 647,9 684,0 Товарная продукция



Ациклические углеводороды, тыс. т – 4,1 – – –

изопентан, тыс. т 18,8 20,9 43,8 56,2 55,2


Сера, тыс. т – – – – –

Гидросульфит натрия, тыс. т 0,6 1,2 2,0 1,4 1,0

Локосовский Гпз

переработка нефтяного газа, млн м3 1 399,2 2 038,1 1 993,9 1 860,5 1 976,9 Товарная продукция

шФЛУ, тыс. т 427,3 653,4 639,1 624,9 671,3



Отбензиненный газ, млн м3 1 088,7 1 669,6 1 570,6 1 487,2 1 649,6

Усинский Гпз

переработка нефтяного газа, млн м3 265,0 247,3 211,2 198,2 195,3 Товарная продукция





ГазОвыЙ баЛанс

рОссия

зарУбежЬе

n природный газ

n природный газ

n попутный газ

n попутный газ

0,22 млрд м3

4,24 млрд м3

0,95 млрд м3

0,22 млрд м3

4,24 млрд м3

0,95 млрд м3

40

ЭнерГетиКа

СвОДНые ДАННые

2008 2009 2010Установленная мощность тепловых электростанций, мвт 3 009 2 967 4 384 Установленная мощность ГЭс, мвт 297 297 295 Установленная тепловая мощность станций, Гкал/ч 10 237 9 819 14 343 Установленная мощность котельных, Гкал/ч 2 007 2 027 2 028 выработка электроэнергии, млн квт-ч 14 660 13 137 14 638 Отпуск тепловой энергии, тыс. Гкал 15 488 15 072 15 310

ЛУКОЙЛ-волгоградэнерго Установленная мощность тепловых электростанций, Мвт 1 205 1 205 1 225 Установленная тепловая мощность станций, Гкал/ч 5 079 5 079 5 109 выработка электроэнергии, млн квт-ч 3 539 3 245 3 286 Отпуск тепловой энергии, тыс. Гкал 6 995 6 544 5 762 Удельный расход условного топлива на выработку электроэнергии, гр у.т./квт-ч 329 329 327 Удельный расход условного топлива на отпуск тепловой энергии, кг у.т./Гкал 146 146 144

ЛУКОЙЛ-ростовэнерго Установленная мощность тепловых электростанций, Мвт 676 634 843 Установленная мощность ГЭС, Мвт 209 209 209 Установленная тепловая мощность станций, Гкал/ч 3 148 2 730 4 570 Установленная мощность котельных, Гкал/ч 1 328 1 348 1 348 выработка электроэнергии, млн квт-ч 2 955 2 569 2 281 Отпуск тепловой энергии, тыс. Гкал 5 009 5 135 4 974 Удельный расход условного топлива на выработку электроэнергии, гр у.т./квт-ч 324 316 315 Удельный расход условного топлива на отпуск тепловой энергии, кг у.т./Гкал 144 145 145

ЛУКОЙЛ-Кубаньэнерго Установленная мощность тепловых электростанций, Мвт 648 648 832 Установленная мощность ГЭС, Мвт 88 88 86 Установленная тепловая мощность станций, Гкал/ч 856 856 781 выработка электроэнергии, млн квт-ч 5 228 4 773 4 766 Отпуск тепловой энергии, тыс. Гкал 1 023 1 003 972 Удельный расход условного топлива на выработку электроэнергии, гр у.т./квт-ч 374 382 379 Удельный расход условного топлива на отпуск тепловой энергии, кг у.т./Гкал 149 151 148

УСТАНОвЛеННАя МОщНОСТь ТеПЛОвых ЭЛеКТРОСТАНциЙ, Мвт

УСТАНОвЛеННАя МОщНОСТь ГЭС, Мвт

УСТАНОвЛеННАя ТеПЛОвАя МОщНОСТь СТАНциЙ, Гкал/ч

0 1 000 2 000 3 000 4 000 5 000

3 009

2 967

4 384

250 260 270 280 290 300

297

297

295

0 3 000 6 000 9 000 12 000 15 000

10 237

9 819

14 343


2008 2009 2010

ЛУКОЙЛ-астраханьэнерго Установленная мощность тепловых электростанций, Мвт 480 480 480 Установленная тепловая мощность станций, Гкал/ч 1 154 1 154 1 833 Установленная мощность котельных, Гкал/ч 679 679 680 выработка электроэнергии, млн квт-ч 2 938 2 550 2 564 Отпуск тепловой энергии, тыс. Гкал 2 461 2 390 2 078 Удельный расход условного топлива на выработку электроэнергии, гр у.т./квт-ч 368 368 380 Удельный расход условного топлива на отпуск тепловой энергии, кг у.т./Гкал 152 153 160

ЛУКОЙЛ-Энергия и Газ румыния Установленная мощность тепловых электростанций, Мвт 61 Установленная тепловая мощность станций, Гкал/ч 452 выработка электроэнергии, млн квт-ч 120 Отпуск тепловой энергии, тыс. Гкал 795

ЛУКОЙЛ-Энергия и Газ болгария Установленная мощность тепловых электростанций, Мвт 257 Установленная тепловая мощность станций, Гкал/ч 1 548 выработка электроэнергии, млн квт-ч 173 Отпуск тепловой энергии, тыс. Гкал 679

ЛУКОЙЛ-Энергия и Газ Украина Установленная мощность тепловых электростанций, Мвт 18 Установленная тепловая мощность станций, Гкал/ч 50 выработка электроэнергии, млн квт-ч 48 Отпуск тепловой энергии, тыс. Гкал 50

малая энергетика и собственные электростанции Установленная мощность тепловых электростанций, Мвт 668 выработка электроэнергии, млн квт-ч 1 400

ДОЛя МАЛОЙ ЭНеРГеТиКи в ОбщеЙ МОщНОСТи ТеПЛОвых ЭЛеКТРОСТАНциЙ

ДОЛя МАЛОЙ ЭНеРГеТиКи в ОбщеЙ выРАбОТКе ЭЛеКТРОЭНеРГии

Малая энергетика и собственные электростанции

84,8%

15,2%

Малая энергетика и собственные электростанции

90,4%

9,6%

42

ПеРеРАбОТКА СыРья и ПРОиЗвОДСТвО ПРОДУКции НА НеФТехиМичеСКих ПРеДПРияТиях ГРУППы «ЛУКОЙЛ», тыс. т

нефтехимия

2006 2007 2008 2009 2010

переработка сырья* 2 187,7 2 190,3 1 568,2 1 036,3 1 366,3

товарная продукция, всего 2 038,3 2 040,5 1 461,6 901,9 1 036,3

Полимеры и мономеры 797,8 844,2 615,0 405,8 531,7

Полиэтилен 447,3 477,8 425,5 292,1 329,6

винилхлорид 179,2 171,5 70,9 – 31,2

Полипропилен 70,2 82,9 67,4 100,5 148,0

винилацетат 35,0 51,3 38,8 13,2 22,9

Синтетическое волокно 30,9 25,3 2,8 – –

Каучуки 20,2 21,4 5,3 – –

Латексы 11,8 11,0 2,9 – –

Альфаметилстирол 3,0 2,9 0,7 – –

Стирол 0,2 0,1 0,7 – –

Полистирол – – – – –

Продукция органического синтеза 647,5 578,3 462,9 292,1 234,0

бензол 140,6 110,2 114,5 72,8 71,5

Нитрил акриловой кислоты 138,2 143,2 157,8 138,6 125,3

Каустическая сода 91,6 47,0 20,2 – 21,5

Этиленгликоли 77,3 83,1 70,2 37,6 –

Сульфат аммония 63,9 62,1 18,7 – –

Фенол 38,2 37,7 8,8 – –

Толуол 31,4 30,7 26,1 15,2 –

Метилметакрилат 26,5 25,8 7,8 – –

Ксилол 18,0 18,3 14,3 9,3 –

Этаноламины 13,4 12,7 11,8 2,4 –

Ацетон 4,2 3,6 1,5 – –

Ацетонитрил 4,2 3,9 3,6 3,1 3,0

цианид натрия – – 7,6 13,1 12,7

Продукция пиролиза и топливные фракции 584,2 611,4 365,8 200,3 268,8

жидкие фракции пиролиза 210,2 251,6 149,8 121,3 149,9

Пропилен 232,5 225,1 157,9 49,4 63,9

Тяжелое жидкое топливо 98,1 88,3 53,3 28,7 43,1

Этилен 40,1 43,7 2,3 – 11,3

Пиролен 3,3 2,7 2,5 0,9 –

Прочее 8,8 6,6 17,9 3,7 1,8

ООО «ставролен»

переработка сырья, всего 889,1 992,1 979,2 778,2 918,5

Товарная продукция, всего 672,9 752,9 724,1 581,5 684,0

Полиэтилен 267,8 301,6 308,1 248,1 296,1

жидкие фракции пиролиза 174,4 212,3 139,3 121,3 141,8

Пропилен 126,9 121,4 120,1 40,0 22,3

Полипропилен – 19,3 18,6 71,9 113,7

бензол 36,3 14,0 64,4 57,4 57,4

винилацетат 35,0 51,3 38,8 13,2 22,9

Тяжелое жидкое топливо 31,6 31,9 33,6 28,7 28,4

Прочее 0,9 1,1 1,2 0,9 1,5

* без учета нпз в бургасе.


2006 2007 2008 2009 2010

«ЛУКОЙЛ нефтохим бургас»


Этиленгликоли 77,3 83,1 70,2 37,6 –

Полиэтилен 71,5 74,2 69,0 44,0 –

Полипропилен 70,2 63,6 48,8 28,6 34,3

бензол 31,6 30,9 30,8 15,5 –

Толуол 31,4 30,7 26,1 15,2 –

Каучуки 20,2 21,4 5,3 – –

Нитрил акриловой кислоты 18,4 20,7 25,1 – –

Ксилолы 18,0 18,3 14,3 9,3 –

Этаноламины 13,4 12,7 11,8 2,4 –

Латексы 11,8 11,0 2,9 – –

Синтетическое волокно 10,7 10,0 – – –

Пиролен 3,3 2,7 2,5 0,9 –

Ацетонитрил 0,7 0,6 0,6 – –

Окись этилена 0,3 – – – –

Стирол 0,2 0,1 0,7 – –

Этилен – – – – –

Пропилен – – – 9,4 15,0

Полистирол – – – – –

Прочее 5,7 5,0 13,6 2,7 –

ООО «саратоворгсинтез»

переработка сырья, всего 411,8 392,3 287,7 258,1 235,4


Нитрил акриловой кислоты 119,8 122,5 132,7 138,6 125,3

Сульфат аммония 63,9 62,1 18,7 – –

Фенол 38,2 37,7 8,8 – –

Метилметакрилат 26,5 25,8 7,8 – –

Синтетическое волокно 20,1 15,3 2,8 – –

Ацетон 4,2 3,6 1,5 – –

Ацетонитрил 3,5 3,3 3,0 3,1 2,9

Альфаметилстирол 3,0 2,9 0,7 – –

изопропилбензол 0,8 – – – –

Метилакрилат 0,7 0,4 – – –

Ацетонциангидрин 0,4 – 3,1 – –

ПАН-жгутик 0,1 0,1 – – –

цианид натрия – – 7,6 13,1 12,7

ООО «Карпатнефтехим»

переработка сырья, всего 886,8 805,9 301,3 – 207,5 Товарная продукция, всего 699,5 628,9 229,1 – 163,5

винилхлорид 179,2 171,5 70,9 – 31,2 Полиэтилен 108,0 102,0 48,4 – 33,5 Пропилен 105,6 103,7 37,8 – 27,1 Каустическая сода 91,6 47,0 20,2 – 21,5 бензол 72,7 65,3 19,3 – 14,1 Тяжелое жидкое топливо 66,5 56,4 19,7 – 14,7 Этилен 40,1 43,7 2,3 – 11,3 жидкие фракции пиролиза 35,8 39,3 10,5 – 8,2

44

реаЛизация прОдУКции

тОварныЙ баЛанс


46

РеАЛиЗАция НеФТи НА РОССиЙСКОМ и МежДУНАРОДНОМ РыНКе, млн долл. 2006 2007 2008 2009 2010 Экспорт и продажи на международных рынках 17 649 19 258 24 007 19 914 26 342 в том числе экспорт и продажи в странах СНГ 790 912 1 625 1 638 1 091 Продажи на внутреннем рынке 376 440 600 735 956 итого 18 025 19 698 24 607 20 649 27 298

РеАЛиЗАция НеФТи НА РОССиЙСКОМ и МежДУНАРОДНОМ РыНКе, тыс. т

2006 2007 2008 2009 2010 Экспорт и продажи на международных рынках 41 017 39 407 37 437 46 982 47 742

в том числе экспорт и продажи в странах СНГ 2 958 2 712 4 315 5 335 3 176 Продажи на внутреннем рынке 1 823 1 604 2 102 2 989 3 634 итого 42 840 41 011 39 539 49 971 51 376

ЗАКУПКи НеФТи, тыс. т

2006 2007 2008 2009 2010 Закупки нефти в России 1 850 47 236 606 306 Закупки нефти за рубежом 5 101 4 475 10 379 20 499 21 386 итого 6 951 4 522 10 615 21 105 21 692

ЭКСПОРТ НеФТи иЗ РОССии, тыс. т

2006 2007 2008 2009 2010 Экспорт нефти через «Транснефть» 41 478 39 995 36 070 33 000 31 586 Экспорт нефти, минуя «Транснефть» 2 655 2 158 3 225 9 019 9 004 всего экспорт нефти из россии 44 133 42 153 39 295 42 019 40 590

СРеДНие цеНы РеАЛиЗАции НеФТи, долл./т

2006 2007 2008 2009 2010 Экспорт и продажи на международных рынках 430,3 488,7 641,3 423,9 551,7

в том числе экспорт и продажи в странах СНГ 267,2 336,2 376,6 307,1 343,4

Продажи на внутреннем рынке 206,4 274,4 285,7 245,9 263,2 итого 420,8 480,3 622,3 413,2 531,3

ЭКСПОРТ НеФТи иЗ РОССии, млн т

0 10 20 30 40 50

44,1

42,2

39,3

42,0

40,6


ЗАКУПКи НеФТи, тыс. т

2006 2007 2008 2009 2010 Закупки нефти в России 1 850 47 236 606 306 Закупки нефти за рубежом 5 101 4 475 10 379 20 499 21 386 итого 6 951 4 522 10 615 21 105 21 692

ЭКСПОРТ НеФТи иЗ РОССии, тыс. т

2006 2007 2008 2009 2010 Экспорт нефти через «Транснефть» 41 478 39 995 36 070 33 000 31 586 Экспорт нефти, минуя «Транснефть» 2 655 2 158 3 225 9 019 9 004 всего экспорт нефти из россии 44 133 42 153 39 295 42 019 40 590

СРеДНие цеНы РеАЛиЗАции НеФТи, долл./т


в том числе экспорт и продажи в странах СНГ 267,2 336,2 376,6 307,1 343,4

Продажи на внутреннем рынке 206,4 274,4 285,7 245,9 263,2 итого 420,8 480,3 622,3 413,2 531,3

сбыт нефтепрОдУКтОв и прОдУКции нефтехимии

РеАЛиЗАция НеФТеПРОДУКТОв НА РОССиЙСКОМ и МежДУНАРОДНОМ РыНКе, млн долл.


Оптовая реализация 30 302 37 971 50 553 38 023 50 340Розничная реализация 7 157 9 183 11 989 8 865 9 678

Продажи на внутреннем рынке 8 151 9 583 13 872 8 101 10 928Оптовая реализация 5 431 5 862 8 049 3 820 5 427Розничная реализация 2 720 3 721 5 823 4 281 5 501

итого 45 610 56 737 76 414 54 989 70 946

РеАЛиЗАция НеФТеПРОДУКТОв НА РОССиЙСКОМ и МежДУНАРОДНОМ РыНКе, тыс. т


Оптовая реализация 57 558 64 394 67 669 76 885 80 043 Розничная реализация 7 171 7 910 8 200 7 863 7 314

Продажи на внутреннем рынке 19 150 18 557 19 278 16 012 17 999 Оптовая реализация 15 155 13 704 13 314 9 796 10 977 Розничная реализация 3 995 4 853 5 964 6 216 7 022

итого 83 879 90 861 95 147 100 760 105 356

СРеДНие цеНы РеАЛиЗАции НеФТеПРОДУКТОв, долл./т


Оптовая реализация 526,5 589,7 747,1 494,5 628,9Розничная реализация 998,1 1 160,9 1 462,1 1 127,4 1323,3

Продажи на внутреннем рынке 425,6 516,4 719,6 505,9 607,2Оптовая реализация 358,4 427,8 604,6 389,9 494,4Розничная реализация 680,8 766,7 976,4 688,7 783,5

итого 543,8 624,4 803,1 545,7 623,7

СТРУКТУРА ЭКСПОРТА НеФТеПРОДУКТОв ПО виДАМ, %

2006 2007 2008 2009 2010 Прямогонный бензин 5,0 4,0 3,5 3,5 2,5Дизельное топливо 37,4 33,9 34,9 33,5 29,8вакуумный газойль 19,3 17,8 21,7 21,4 25,1Мазут 28,6 35,2 33,8 34,5 36,6Масла 3,3 2,8 2,6 2,6 3,1Прочие 6,4 6,3 3,5 4,5 2,9Экспорт нефтепродуктов из россии, млн т 20,5 25,1 25,8 27,8 25,8

СТРУКТУРА ЭКСПОРТА НеФТеПРОДУКТОв ПО виДАМ ТРАНСПОРТА, %

2006 2007 2008 2009 2010 железнодорожный транспорт 82,9 81,7 82,7 80,6 80,0Речной транспорт 13,4 12,4 9,7 10,3 11,0Трубопроводный транспорт 3,7 5,9 7,6 9,1 9,0

СТРУКТУРА ЭКСПОРТА НеФТеПРОДУКТОв ПО виДАМ (2010), %

Мазут

Дизельное топливо

Прямогонный бензин

Вакуумный газоль

Масла

Прочее

2,5%

29,8%

25,1%36,6%

3,1% 2,9%

ЭКСПОРТ НеФТеПРОДУКТОв иЗ РОССии, млн т

0 5 10 15 20 25 30

20,5

25,1

25,8

27,8

25,8

48

СРеДНеСУТОчНАя РеАЛиЗАция НА ОДНУ АЗС (СОбСТвеННУю и АРеНДОвАННУю), т/сут

РеАЛиЗАция НеФТехиМичеСКОЙ ПРОДУКции, млн долл.

РеАЛиЗАция НеФТехиМичеСКОЙ ПРОДУКции, тыс. т

ДОЛя ГРУППы «ЛУКОЙЛ» НА РыНКе МОТОРНых ТОПЛив ПО ФеДеРАЛьНыМ ОКРУГАМ, %

СРеДНеСУТОчНАя РеАЛиЗАция НА ОДНУ АЗС (СОбСТвеННУю и АРеНДОвАННУю), т/сут

2006 2007 2008 2009 2010 Россия 8,1 9,4 9,8 9,3 10,2европа и страны ближнего зарубежья 5,5 6,8 7,4 7,0 6,5СшА 8,1 7,9 6,8 6,8 7,0итого по Группе 7,2 7,9 7,3 7,8 8,1

доля на оптовом рынке доля на розничном рынке 2008 2009 2010 2008 2009 2010 центральный 3 3 3 10 14 16 Северо-Западный 15 15 13 28 28 32 Уральский 12 18 22 24 21 24 южный 6 15 13 23 26 33Приволжский 13 12 10 24 23 27

ДОЛя ГРУППы «ЛУКОЙЛ» НА РОЗНичНОМ РыНКе МОТОРНых ТОПЛив ПО СТРАНАМ МиРА, %

2008 2009 2010 Россия* 19 21 24 Азербайджан 13 13 13 беларусь 20 13 14 бельгия 8 8 8 болгария** 31 25 20 венгрия 7 7 7 Грузия 22 20 15 Кипр 12 13 13 Литва 31 23 23 Латвия 13 10 11 Македония 8 12 15 Молдова 40 37 37 Польша 4 4 4 Румыния 11 25 20 Сербия 18 20 14 Словакия 5 4 4 Турция 6 5 7 Украина 8 8 5 Финляндия 41 38 41 хорватия 2 2 3 черногория 9 13 12 чехия 4 4 4 Эстония 11 9 6

* доля в регионах деятельности компании. ** до 2008 г. доля на розничном рынке с учетом азС «петрол-болгария».

6,5 7,0 7,5 8,0 8,5

7,2

7,9

7,3

7,8

8,1

2006 2007 2008 2009 2010 Экспорт и продажи на международных рынках 1 260 1 569 1 232 574 642 Продажи на внутреннем рынке 569 733 880 514 728 итого 1 829 2 302 2 112 1 088 1 370

2006 2007 2008 2009 2010 Экспорт и продажи на международных рынках 1 395 1 449 1 062 763 514 Продажи на внутреннем рынке 639 716 767 706 710 итого 2 034 2 165 1 829 1 469 1 224

СеТь АЗС КОМПАНии* (НА КОНец ГОДА), шт.

2006 2007 2008 2009 2010 всего 5 793 6 090 6 748 6 620 6 508 Россия 1 658 1 815 2 106 2 170 2 242

Собственные и арендованные 1 538 1 714 2 013 2 055 2 130 Франчайзинг 120 101 93 115 112

европа 1 654 2 041 2 399 2 349 2 309 балтия 196 195 202 204 214 Страны ближнего зарубежья 442 461 517 563 570 СшА 1 843 1 578 1 524 1 334 1 173

* Собственные, арендованные и франчайзинг. до 2008 г. данные по европе включают азС «петрол-болгария».


СеТь АЗС КОМПАНии* (НА КОНец ГОДА), шт.

ОСНОвНые ПОКАЗАТеЛи ПРОиЗвОДСТвеННОГО ТРАвМАТиЗМА

ОСНОвНые ПОКАЗАТеЛи вОЗДеЙСТвия НА ОКРУжАющУю СРеДУ

ЗАТРАТы НА ОхРАНУ ОКРУжАющеЙ СРеДы, млн долл.

2006 2007 2008 2009 2010 Количество случаев потери рабочего времени 195 149 117 84 59 Количество несчастных случаев 52 62 51 54 43 Количество пострадавших в несчастных случаях 69 67 60 60 49

Количество смертельных случаев 8 7 13 5 2

2006 2007 2008 2009 2010выбросы в атмосферу, тыс. т 520,2 580,9 813,7 774,7 795,0 Сброс загрязненных сточных вод, млн м3 14,8 13,7 11,6 9,1 4,8 Утилизация и захоронение токсичных отходов, тыс. т 627,5 815,6 808,7 837,1 920,3

Площадь загрязненных земель, га 142,5 137,1 137,4 144,9 296,0 Количество аварий с экологическим ущербом 28 67 45 124 80

2006 2007 2008 2009 2010Затраты 380 600 705 419 715

СбРОС ЗАГРяЗНеННых СТОчНых вОД, млн м3

0 4 8 12 16

14,8

13,7

11,6

9,1

4,8

прОмышЛенная безОпаснОстЬ и Охрана ОКрУжающеЙ среды

50

аКции КОмпании

УСТАвНыЙ КАПиТАЛ ОАО «ЛУКОЙЛ»

ОСНОвНые ДеРжАТеЛи ОбыКНОвеННых АКциЙ (НА КОНец ГОДА), акции

КОТиРОвКи АКциЙ НА ФОНДОвОЙ биРже ММвб, руб.

финансы

изменение за год число обыкновенных акций, шт. 31 декабря 2003 года 850 563 255 без изменений 31 декабря 2004 года 850 563 255 без изменений 31 декабря 2005 года 850 563 255 без изменений 31 декабря 2006 года 850 563 255 без изменений 31 декабря 2007 года 850 563 255 без изменений 31 декабря 2008 года 850 563 255 без изменений 31 декабря 2009 года 850 563 255 без изменений 31 декабря 2010 года 850 563 255

наименование акционера 2006 2007 2008 2009 2010 «иНГ банк (евразия)»* (АДР и ГДР) 548 189 159 600 052 544 585 245 353 588 130 232 645 159 254Депозитарно-клиринговая Компания* 39 104 964 60 124 748 67 184 973 75 790 805 69 483 048ЗАО Кб «Ситибанк»* 67 149 334 67 431 596 69 274 981 66 536 986 –Национальный Депозитарный центр* 29 692 658 32 607 234 48 689 475 38 176 573 52 526 643СДК «Гарант»* 74 002 498 35 375 790 31 028 284 33 177 732 33 411 404Депозитарная компания «УРАЛСиб»* 60 529 689 20 667 261 19 627 533 13 574 885 12 065 926Государственная собственность – – – – –

* номинальный держатель.

2005 2006 2007мин макс конец средняя мин макс конец средняя мин макс конец средняя

i кв. 810,16 967,17 944,24

1 199,58

1 704,52 2 431,77 2 303,95

2 214,40

1 991,78 1 991,78 2 236,81

2 078,30ii кв. 882,89 1 053,63 1 053,63 1 706,24 1 706,24 2 229,04 1 871,95 2 236,81 1 969,62iii кв. 1 073,78 1 646,28 1 646,28 1 904,38 2 450,59 2 026,51 1 858,61 2 178,17 2 079,46iv кв. 1 470,50 1 753,76 1 704,52 1 909,35 2 392,26 2 282,93 2 030,89 2 324,77 2 072,43

2008 2009 2010мин макс конец средняя мин макс конец средняя мин макс конец средняя

i кв. 1 613,21 2 072,43 1 992,75

1 747,00

961,60 1 419,13 1 267,81

1 492,74

1 518,22 1 749,35 1 671,49

1 678,06ii кв. 1 960,94 2 682,25 2 318,01 1 297,62 1 756,27 1 379,48 1 404,04 1 768,04 1 621,56iii кв. 1 364,81 2 283,14 1 520,00 1 302,07 1 693,74 1 631,34 1 553,41 1 799,80 1 731,27iv кв. 755,21 1 500,96 961,60 1 600,09 1 955,74 1 695,47 1 682,15 1 849,56 1 732,02

ДеРжАТеЛи АКциЙ ОАО «ЛУКОЙЛ»

0 20 40 60 80 100

«ИНГ Банк (Евразия)»* (АДР и ГДР)Депозитарно-клиринговая Компания ЗАО КБ «Ситибанк»Национальный Депозитарный ЦентрСДК «Гарант»Депозитарная компания «УРАЛСИБ»Государственная собственность


УСТАвНыЙ КАПиТАЛ ОАО «ЛУКОЙЛ»

АКции ОАО «ЛУКОЙЛ» в СРАвНеНии С иНДеКСОМ ММвб (ПО ДНевНыМ КОЛебАНияМ)

ДивиДеНДНАя ПОЛиТиКА ОАО «ЛУКОЙЛ»

ДиНАМиКА АКциЙ ОАО «ЛУКОЙЛ» НА ММвб, руб.

ДОЛя АКциЙ ОАО «ЛУКОЙЛ» в СУММАРНОМ ОбъеМе ТОРГОв НА ММвб, %

ДивиДеНДНАя ДОхОДНОСТь, %

2006 2007 2008 2009 2010 2006–2010Стандартное отклонение «ЛУКОЙЛ», % 2,09 1,44 4,22 2,71 1,20 2,57Стандартное отклонение ММвб, % 1,98 1,26 3,74 2,48 1,22 2,33Коррелляция 0,92 0,88 0,92 0,91 0,77 0,91Коэффициент бета 1,19 1,02 1,13 1,01 0,83 1,01

2006 2007 2008 2009 2010Дивиденд на обыкновенную акцию, руб. 38,0 42,0 50,0 52,0 59,0Дивиденды, начисленные по итогам предыдущ.года, млн долл. 1 009 1 223 1 510 1 360 1 428

Дивиденды, выплаченные по акциям Компании, млн долл. 1 015 1 230 1 437 1 337 1 471

Дивидендная доходность, %* 1,72 2,02 2,86 3,48 3,52* расчет дивидендной доходности производится исходя из средней рыночной цены обыкновенной акции на ммвб.

КОДы, ПРиСвОеННые ОбыКНОвеННыМ АКцияМ ОАО «ЛУКОЙЛ»

Код Торговая площадкаlKoH Фондовая биржа РТСlKoH Московская межбанковская валютная биржаlKoD Лондонская фондовая биржа*lUK Франкфуртская фондовая биржа*lUKoY внебиржевой рынок СшА*

* адр на акции оао «лукоЙл».

КАПиТАЛиЗАция ОАО «ЛУКОЙЛ» (НА КОНец ГОДА)

2006 2007 2008 2009 2010 Стоимость обыкновенных акций ММвб, руб. 2282,93 2072,43 961,60 1695,47 1732,02Обыкновенные акции, млн шт. 850,6 850,6 850,6 850,6 850,6 Капитализация*, млн долл. 73 751 71 805 27 839 47 689 48 338

* расчет капитализации производится исходя из цены обыкновенной акции на ммвб и курса доллара на 31 декабря.

КАПиТАЛиЗАция ОАО «ЛУКОЙЛ» (НА КОНец ГОДА), млрд долл.

0 10 20 30 40 50 60 70 80

73,8

71,8

27,8

47,7

48,3

0 3 6 9 12 15

11,3

8,0

12,8

6,5

8,4

0,0 0,5 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0 3,5 4,0

1,72

2,02

2,86

3,48

3,52

0

1400

1500

1600

1700

1800

1900

январь

февраль

март

апрель

май

июнь

июль

август

сентябрь

октябрь

ноябрь

+2,16%

декабрь

ДивиДеНД НА ОДНУ АКцию, руб.

0 10 20 30 40 50 60

38

42

50

52

59

СОвОКУПНыЙ ДОхОД АКциОНеРА, %

2006 2007 2008 2009 2010Совокупный эффект изменения цен на акции и инвестиционного дохода* 36,2 -7,4 -51,2 81,7 5,6

* расчет производится исходя из цены обыкновенной акции на ммвб.

Стоимость обыкновенной акции на начало периода

Стоимость обыкновенной акции на конец периода

Стоимость обыкновенной акции на начало периода

Дивидендна акцию+ –Совокупный

доход акционера

52

0

5

-5

-10

-15

-20

10

15

20

январь

февраль

март

апрель

май

июнь

июль

август

сентябрь

октябрь

ноябрь

декабрь

ЛУКОЙЛ Нефть сорта Юралс

0

10

20

30

40

50

60

LSE ММВБ РТС Внебиржевой рынок США

1 кв2006

2 кв2006

3 кв2006

4 кв2006

1 кв2007

2 кв2007

3 кв2007

4 кв2007

1 кв2008

2 кв2008

3 кв2008

4 кв2008

1 кв2009

2 кв2009

3 кв2009

4 кв2009

1 кв2010

2 кв2010

3 кв2010

4 кв2010

70

100

90

80

110

120

130

январь

февраль

март

апрель

май

июнь

июль

август

сентябрь

октябрь

ноябрь

декабрь

ЛУКОЙЛ ММВБ Bloomberg Oils

ДиНАМиКА цеНы АКциЙ ОАО «ЛУКОЙЛ» НА ММвб, и цеНА НА НеФТь СОРТА юРАЛС (2010 Г.), %

ОбъеМ ТОРГОв АКцияМи и АДР ОАО «ЛУКОЙЛ», млрд долл.

ДиНАМиКА КОТиРОвОК АКциЙ ОАО «ЛУКОЙЛ» НА ММвб ПО СРАвНеНию С иНДеКСОМ МежДУНАРОДНых НеФТеГАЗОвых КОМПАНиЙ BloomBeRg oils и иНДеКСОМ ММвб

РАСПРеДеЛеНие ОбъеМОв ТОРГОв АКцияМи и ДеПОЗиТАРНыМи РАСПиСКАМи ОАО «ЛУКОЙЛ» (2010 Г.)

СОвОКУПНыЙ ДОхОД АКциОНеРА, %

2006

2007 2008

2009 2010

-60

-40

-20

0

20

40

60

80

100

52

-7,4

36,2

-51,2

81,7

5,6

ЛФБ

РТС – 0,0%

Внебиржевойрынок США

ММВБ

2%

34%

64%

ДОЛя ДивиДеНДОв в чиСТОЙ ПРибыЛи, %*

Выплаченные дивиденды, млн долл.

Доля выплат в Чистой прибыли, %

2006 2007 2008 2009 20100

500

1 000

1 500

2 000

1 230

-7,41 015

1 437 1 337

1 471

16,4%

15,8%

15,1% 14,6%

21%

0

5

10

15

20

25

* расчет производится исходя из чистой прибыли за год, по итогам которого выплачиваются дивиденды.


маКрОЭКОнОмичесКОе и наЛОГОвОе ОКрУжение

КОНъюНКТУРА РыНКА НеФТи и НеФТеПРОДУКТОв, долл./барр.

КОНъюНКТУРА РыНКА НеФТи и НеФТеПРОДУКТОв, долл./т

МАКРОЭКОНОМичеСКОе ОКРУжеНие

СРеДНие СТАвКи ОСНОвНых НАЛОГОв, ПРиМеНяеМых ДЛя НАЛОГООбЛОжеНия НеФТяНых КОМПАНиЙ в РФ

НАЛОГ НА ПРибыЛь ОАО «ЛУКОЙЛ», млн долл.

2006 2007 2008 2009 2010 Нефть сорта брент 65,16 72,39 97,26 61,67 79,50 Нефть сорта юралс (cif Средиземноморский регион) 61,37 69,38 94,76 61,22 78,29 Нефть сорта юралс (cif Роттердам) 61,23 69,16 94,83 61,15 78,26

2006 2007 2008 2009 2010 Мазут 3,5% (foB Роттердам) 286,91 339,00 459,74 345,72 442,35 Дизельное топливо (foB Роттердам) 577,92 634,09 901,53 534,84 688,46 высокооктановый бензин (foB Роттердам) 619,29 695,97 836,79 579,01 735,24

2006 2007 2008 2009 2010 Рублевая инфляция (иПц), % 9,1 11,9 13,3 8,9 8,7 Номинальное укрепление рубля к доллару, % 8,5 6,8 (19,7) (2,9) (0,8)Реальное укрепление рубля к доллару, % 19,3 20,0 17,4 (12,4) (11,6)Среднегодовой курс рубля к доллару, руб./долл. 27,19 25,58 24,86 31,72 30,37 Курс рубля к доллару на конец периода, руб./долл. 26,33 24,55 29,38 30,24 30,48

2006 2007 2008 2009 2010 Налог на прибыль организаций % 24 24 24 20 20 Налог на имущество организаций % 2,2 2,2 2,2 2,2 2,2 НДС % 18 18 18 18 18 Отчисления в социальные фонды (до 01.2010 – еСН) % 26,0 26,0 26,0 26,0 26,0 НДПи (нефть) руб./т 2 265,7 2 472,7 3 328,4 2 302,9 3 075,8 НДПи (природный газ) руб./тыс. м3 147 147 147 147 147 Пошлина на экспорт нефти долл./т 197,0 206,7 355,1 179,9 273,6 Пошлина на экспорт природного газа % 30 30 30 30 30 Пошлины на экспорт нефтепродуктов

Легкие дистилляты, средние дистилляты и газойли долл./т 143,40 151,59 251,53 133,54 196,60 жидкие топлива долл./т 77,27 81,64 135,51 71,93 105,91

Акцизы на нефтепродукты высокооктановый бензин руб./т 3 629 3 629 3 629 3 629 3 992 Низкооктановый бензин руб./т 2 657 2 657 2 657 2 657 2 923 Дизельное топливо руб./т 1 080 1 080 1 080 1 080 1 188 Моторные масла руб./т 2 951 2 951 2 951 2 951 3 246

2006 2007 2008 2009 2010 Текущий налог на прибыль 2 906 3 410 4 167 1 922 2 104

в России 2 419 2 940 3 614 1 677 1 693 за рубежом 487 470 553 245 411

Отложенный налог на прибыль -133 39 -700 72 247 в России -40 77 -523 98 299 за рубежом -93 -38 -177 -26 -52

итого налог на прибыль 2 773 3 449 3 467 1 994 2 351

54

НАЛОГи ОАО «ЛУКОЙЛ» (КРОМе НАЛОГА НА ПРибыЛь), млн долл.

АКциЗы и ЭКСПОРТНые ПОшЛиНы, млн долл.

НАЛОГОвАя НАГРУЗКА ОАО «ЛУКОЙЛ»

2006 2007 2008 2009 2010 Налог на добыу полезных ископаемых 7 281 8 482 12 267 5 452 7 864 Социальные налоги и отчисления 356 442 512 399 429 Налог на имущество 247 313 405 470 518 Прочие налоги и отчисления 191 130 280 153 167 итого прочие налоги 8 075 9 367 13 464 6 474 8 978

2006 2007 2008 2009 2010 В России 10 724 11 548 16 986 9 320 15 038

Акциз и налог на реализацию нефтепродуктов 610 734 956 763 951 Экспортная пошлина 10 114 10 814 16 030 8 557 14 087

За рубежом 2 846 3 485 4 354 3 738 3 840 Акциз и налог на реализацию нефтепродуктов 2 835 3 468 3 984 3 524 3 700 Экспортная пошлина 11 17 370 214 140

итого в россии и за рубежом 13 570 15 033 21 340 13 058 18 878 Акциз и налог на реализацию нефтепродуктов 3 445 4 202 4 940 4 287 4 651 Экспортная пошлина 10 125 10 831 16 400 8 771 14 227

2006 2007 2008 2009 2010 Доля налогов в выручке без учета стоимости приобретенной нефти и нефтепродуктов, % 54,2 51,7 54,8 43,8 49,2

Доля налогов в прибыли до уплаты налогов, акцизов и экспортных пошлин, % 76,5 74,4 80,6 75,3 77,0


КОнсОЛидирОванная ОтчетнОстЬ

КОНСОЛиДиРОвАННые ОТчеТы О ПРибыЛях и УбыТКАх, млн долл.

вырУчКа 2006 2007 2008 2009 2010 выручка от реализации (включая акцизы и экспортные пошлины) 67 684 81 891 107 680 81 083 104 956 затраты и прОчие расхОды Операционные расходы -4 652 -6 172 -8 126 -7 124 -7 969 Стоимость приобретенных нефти, газа и продуктов их переработки -22 642 -27 982 -37 851 -31 977 -43 579 Транспортные расходы -3 600 -4 457 -5 460 -4 830 -5 608 Коммерческие, общехозяйственные и административные расходы -2 885 -3 207 -3 860 -3 306 -3 558 износ и амортизация -1 851 -2 172 -2 958 -3 937 -4 154 Налоги (кроме налога на прибыль) -8 075 -9 367 -13 464 -6 474 -8 978 Акцизы и экспортные пошлины -13 570 -15 033 -21 340 -13 058 -18 878 Затраты на геолого-разведочные работы -209 -307 -487 -218 -336 (Убыток) прибыль от выбытия и снижения стоимости активов -148 -123 -425 -381 -363 прибыль от основной деятельности 10 052 13 071 13 709 9 778 11 533 Расходы по процентам -302 -333 -391 -667 -712 Доходы по процентам и дивидендам 111 135 163 134 174 Доля в прибыли компаний, учитываемых по методу долевого участия 425 347 375 351 472 (Убыток) прибыль по курсовым разницам 169 35 -918 -520 -122 Прочие внеоперационные расходы -118 -240 -244 -13 125 прибыль до налога на прибыль 10 337 13 015 12 694 9 063 11 470 Текущий налог на прибыль -2 906 -3 410 -4 167 -1 922 -2 104 Отложенный налог на прибыль 133 -39 700 -72 -247 итого расход по налогу на прибыль -2 773 -3 449 -3 467 -1 994 -2 351 чистая прибыль 7 564 9 566 9 227 7 069 9 119 Минус: чистая прибыль, относящаяся к неконтролируемой доле в дочерних компаниях -80 -55 -83 -58 -113 чистая прибыль, относящаяся к ОаО «ЛУКОЙЛ» 7 484 9 511 9 144 7 011 9 006 чистая прибыль на одну обыкновенную акцию (в долларах сша) базовая прибыль 9,06 11,48 10,88 8,28 10,95 Разводненная прибыль 9,04 11,48 10,88 8,28 10,94

56

КОНСОЛиДиРОвАННые бАЛАНСы (ПО СОСТОяНию НА 31 ДеКАбРя), млн долл.

аКтивы 2005 2006 2007 2008 2009 2010 Оборотные активы Денежные средства и их эквиваленты 1 650 752 841 2 239 2 274 2 368 Краткосрочные финансовые вложения 111 44 48 505 75 168 Дебиторская задолженность и векселя к получению за минусом резерва по сомнительным долгам 5 533 5 158 7 467 5 069 5 935 8 219 Запасы 2 619 3 444 4 609 3 735 5 432 6 231 Расходы будущих периодов и предоплата по налогам 2 107 3 693 4 109 3 566 3 549 2 934 Прочие оборотные активы 287 406 625 519 574 697 Активы для продажи 190 75 70 – – итого оборотные активы 12 497 13 572 17 769 15 633 17 839 20 617 Финансовые вложения 1 110 1 442 1 086 3 269 5 944 5 637 Основные средства 25 464 31 316 38 056 50 088 52 228 54 629 Долгосрочные активы по отложенному налогу на прибыль 181 362 490 521 549 676 Деловая репутация и прочие нематериальные активы 680 791 942 1 159 1 653 1 446 Прочие внеоборотные активы 413 754 1 289 791 806 1 012 итОГО аКтивы 40 345 48 237 59 632 71 461 79 019 84 017 ОбязатеЛьства и аКциОнерныЙ КапитаЛ Краткосрочные обязательства Кредиторская задолженность 2 167 2 759 4 554 5 029 4 906 5 607 Краткосрочные кредиты и займы и текущая часть долгосрочной задолженности 853 1 377 2 214 3 232 2 058 2 125 Клиентские депозиты и прочие заимствования дочерних банков – – – – – Обязательства по уплате налогов 2 087 1 663 2 042 1 564 1 828 2 099 Прочие краткосрочные обязательства 729 1 132 918 750 902 944 итого краткосрочные обязательства 5 836 6 931 9 728 10 575 9 694 10 775 Долгосрочная задолженность по кредитам и займам 4 137 4 807 4 829 6 577 9 265 9 069 Долгосрочные обязательства по отложенному налогу на прибыль 1 830 2 116 2 079 2 116 2 080 2 417 Обязательства, связанные с окончанием использования активов 387 608 811 718 1 189 1 788 Прочая долгосрочная кредиторская задолженность 332 352 395 465 412 360 итого обязательства 12 522 14 814 17 842 20 451 22 640 24 409 Капитал акционерный капитал, относящийся к ОаО «ЛУКОЙЛ» Обыкновенные акции 15 15 15 15 15 15 Собственные акции, выкупленные у акционеров, по стоимости приобретения -527 -1 098 -1 591 -282 -282 -3 683 Облигации с правом обмена на акции – – – – – -980 Добавочный капитал 3 730 3 943 4 499 4 694 4 699 4 700 Нераспределенная прибыль 23 586 30 061 38 349 45 983 51 634 59 212 Прочий накопленный совокупный убыток – -21 -59 -70 -75 -67 итого акционерный капитал, относящийся к ОаО «ЛУКОЙЛ» 26 804 32 900 41 213 50 340 55 991 59 197 Неконтролируемая доля в дочерних компаниях 1 019 523 577 670 388 411 итого капитал 27 823 33 423 41 790 51 010 56 379 59 608 итОГО ОбязатеЛьства и КапитаЛ 40 345 48 237 59 632 71 461 79 019 84 017


движение денежных средств От ОснОвнОЙ деятеЛьнОсти 2006 2007 2008 2009 2010 чистая прибыль 7 484 9 511 9 144 7 011 9 006 Корректировки по неденежным операциям:

износ и амортизация 1 851 2 172 2 958 3 937 4 154 Доля в прибыли компаний, учитываемых по методу долевого участия, за минусом полученных дивидендов -106 209 -238 -213 316 Списание затрат по сухим скважинам 91 143 317 117 225 Убыток (прибыль) от выбытия и снижения стоимости активов 148 123 425 381 363 Отложенный налог на прибыль -133 39 -700 72 247 (Неденежная прибыль) неденежный убыток по курсовым разницам 86 251 -668 -57 -44 Неденежные операции в инвестиционной деятельности -123 -36 -29 -20 -67 Прочие, нетто 89 297 404 138 167

Изменения в активах и обязательствах, относящихся к основной деятельности:

Дебиторская задолженность и векселя к получению 388 -2 297 2 647 -1 171 -2 285 Запасы -816 -1 148 963 -1 719 -813 Кредиторская задолженность и начисленные обязательства 592 1 599 -989 96 1 508 Обязательства по уплате налогов -430 386 -521 292 274 Прочие краткосрочные активы и обязательства -1 355 -368 599 19 490

чистые денежные средства от основной деятельности 7 766 10 881 14 312 8 883 13 541 движение денежных средств От инвестициОннОЙ деятеЛьнОсти Приобретение лицензий -7 -255 -12 -40 -15 Капитальные затраты -6 419 -9 071 -10 525 -6 483 -6 596 Поступления от реализации основных средств 310 72 166 91 128 Приобретение финансовых вложений -312 -206 -398 -216 -137 Поступления от реализации финансовых вложений 216 175 636 478 126 Продажа долей в дочерних и зависимых компаниях 71 1 136 3 92 130 Приобретение компаний и долей миноритарных акционеров (включая авансы по таким приобретениям), без учета приобретенных денежных средств -1 374 -1 566 -3 429 -2 473 -932 чистые денежные средства, использованные в инвестиционной деятельности -7 515 -9 715 -13 559 -8 551 7 296 движение денежных средств От финансОвОЙ деятеЛьнОсти изменение задолженности по краткосрочным кредитам и займам, нетто 700 -59 974 -1 281 -213 Поступления от продажи активов с последующей арендой – – 235 – –Поступления от выпуска долгосрочных долговых обязательств 1 092 2 307 2 884 5 467 2 515 Погашение долгосрочных обязательств -1 077 -1 632 -1 547 -2 697 -2 267 Дивиденды выплаченные -1 134 -1 308 -1 605 -1 422 -1 556

Дивиденды, выплаченные по акциям Компании -1 015 -1 230 -1 437 -1 337 -1 471 Дивиденды, выплаченные миноритарным акционерам -119 -78 -168 -85 -85

Финансирование, полученное от связанных и сторонних миноритарных акционеров – 177 39 20 18 Приобретение акций Компании -782 -712 -219 – -3 664 Поступления от продажи собственных акций – 129 – – 193 Приобретение облигаций с правом обмена на акции – -980 Приобретение неконтролируемых долей в дочерних компаниях -372 -192 Прочие, нетто 15 – 2 – – чистые денежные средства, полученные от (использованные в) финансовой деятельности -1 186 -1 098 763 -285 -6 146 влияние изменений валютных курсов на величину денежных средств и их эквивалентов 37 21 -118 -12 -5 чистое увеличение (уменьшение) денежных средств и их эквивалентов -898 89 1 398 35 94 Денежные средства и их эквиваленты на начало года 1 650 752 841 2 239 2 274 денежные средства и их эквиваленты на конец года 752 841 2 239 2 274 2 368

КОНСОЛиДиРОвАННые ОТчеТы О ДвижеНии ДеНежНых СРеДСТв, млн долл.

58

КОНСОЛиДиРОвАННые ОТчеТы Об АКциОНеРНОМ КАПиТАЛе и СОвОКУПНОМ ДОхОДе, млн долл.

2006 2007 2008 2009 2010 Обыкновенные акции

Остаток на 1 января 15 15 15 15 15 Остаток на 31 декабря 15 15 15 15 15

Собственные акции, выкупленные у акционеров Остаток на 1 января -527 -1 098 -1 591 -282 -282 Акции, выкупленные у акционеров -782 -712 -219 – -3 664 выбытие акций 211 219 1 528 – 263 Остаток на 31 декабря -1 098 -1 591 -282 -282 -3 683

Облигации с правом обмена на акции Остаток на 1 января – – – – –Приобретение облигаций с правом обмена на акции – – – – -980 Остаток на 31 декабря – – – – -980

Добавочный капитал Остаток на 1 января 3 730 3 943 4 499 4 694 4 699 Премии по выпущенным акциям, не входящим в акции в обращении 22 – 20 – 1 Результат программы вознаграждения – 103 103 20 98 выпуск конвертируемых облигаций – – – – 113 изменения в неконтролируемой доле дочерних компаний – – – -15 -141 выбытие собственных акций, выкупленных у акционеров – – – – -70 Разница между поступлениями от продажи собственных акций и их учетной стоимостью 191 453 72 – –Остаток на 31 декабря 3 943 4 499 4 694 4 699 4 700

Нераспределенная прибыль Остаток на 1 января 23 586 30 061 38 349 45 983 51 634 чистая прибыль (совокупный доход) 7 484 9 511 9 144 7 011 9 006 чистая прибыль (акционерный капитал) 7 484 9 511 9 144 7 011 9 006 Дивиденды по обыкновенным акциям -1 009 -1 223 -1 510 -1 360 -1 428 Остаток на 31 декабря 30 061 38 349 45 983 51 634 59 212

Прочий накопленный совокупный убыток, за вычетом налога на прибыль

Остаток на 1 января – -21 -59 -70 -75 Пенсионное обеспечение: Стоимость вклада предыдущей службы (совокупный доход) – -16 -5 -4 12 Стоимость вклада предыдущей службы (акционерный капитал) – -16 -5 -4 12 Актуарная прибыль (убыток) (совокупный доход) – -22 -6 1 -4 Актуарная прибыль (убыток) (акционерный капитал) – -22 -6 1 -4 Эффект от первоначального применения Положения №158 -21 – – – Непризнанный убыток от ценных бумаг, имеющихся в наличии для реализации (совокупный доход) – – – -2 –Непризнанный убыток от ценных бумаг, имеющихся в наличии для реализации (акционерный капитал) – – – -2 –Остаток на 31 декабря -21 -59 -70 -75 -67

итого совокупный доход за год 7 484 9 473 9 133 7 006 9 014 итого акционерный капитал, относящийся к ОаО «ЛУКОЙЛ», на 31 декабря 32 900 41 213 50 340 55 991 59 197 Неконтролируемая доля в дочерних компаниях

Остаток на 1 января н/д 523 577 670 388 чистая прибыль, относящаяся к неконтролируемой доле в дочерних компаниях (акционерный капитал) н/д 55 83 58 113 изменение в неконтролируемой доле в дочерних компаниях (акционерный капитал н/д -1 10 -340 -90 Остаток на 31 декабря н/д 577 670 388 411

итого акционерный капитал на 31 декабря н/д 41 790 51 010 56 379 59 608

движение акций, млн штук 2006 2007 2008 2009 2010 Обыкновенные акции, выпущенные

Остаток на 1 января 850,563 850,563 850,563 850,563 850,563 Остаток на 31 декабря 850,563 850,563 850,563 850,563 850,563

Собственные акции, выкупленные у акционеров Остаток на 1 января (21,667) (23,632) (23,321) (3,836) (3,836)Акции, выкупленные у акционеров (9,017) (8,756) (2,899) – (68,912)выбытие акций 7,052 9,067 22,384 – 3,540

Остаток на 31 декабря (23,632) (23,321) (3,836) (3,836) (69,208)


КАПиТАЛьНые ЗАТРАТы*, млн долл.

2006 2007 2008 2009 2010 Капитальные затраты Разведка и добыча 5 120 7 262 7 889 4 687 4 933

Россия 4 334 6 391 6 813 3 916 3 936 Международные проекты 786 871 1 076 771 997

Переработка, торговля и сбыт 1 475 1 822 2 067 1 316 1 320 Россия 916 1 177 1 346 808 945 Международные проекты 559 645 721 508 375

Нефтехимия 172 171 121 113 76 Россия 121 73 23 13 27 Международные проекты 51 98 98 100 49

Энергетика – – 364 283 420 Прочие 119 117 148 135 95 итого капитальных затрат 6 886 9 372 10 589 6 534 6 844 приобретение компаний и инвестиции Группы** Разведка и добыча 1 560 434 361 300 922

Россия 1 469 77 4 – –Международные проекты 91 357 357 300 922

Переработка, торговля и сбыт 122 1 196 2 033 2 281 10 Россия 122 685 636 212 7 Международные проекты – 511 1 397 2069*** 3

Энегетика – – 3191**** 10 –Прочие 32 38 3 1 –За минусом приобретенных денежных средств -26 -102 -190 -19 –итого 1 688 1 566 5 398 2 573 932

* включая неденежные операции и авансовые платежи. ** включая предоплаты, связанные с приобретением дочерних компаний и выкупом миноритарных долей и неденежных операций. *** включая недежную составляющую оплаты приобретения TRN в размере 100 млн долл. **** включая недежную составляющую оплаты приобретения тГк-8 в сумме 1 969 млн долл.

60

УДеЛьНые ФиНАНСОвые ПОКАЗАТеЛи

ПОКАЗАТеЛи РеНТАбеЛьНОСТи и ЭФФеКТивНОСТи

n рентабельность продаж

n EBIT и EBITDA

финансОвые КОЭффициенты

2006 2007 2008 2009 2010 выручка на баррель добычи*, долл./барр. н. э. 86,4 103,0 134,1 100,4 128,4 Прибыль от основной деятельности на баррель добычи*, долл./барр. н. э. 12,8 16,4 17,1 12,1 14,1 eBitDA на баррель добычи*, долл./барр. н. э. 15,7 19,3 19,7 16,7 19,6 чистая прибыль на баррель добычи*, долл./барр. н. э. 9,6 12,0 11,4 8,7 11,0 Капитальные затраты в секторе разведки и добычи на баррель добычи*, долл./барр. н. э. 6,5 9,1 9,8 5,8 6,0 Капитализация на баррель запасов, долл./барр. н. э. 3,7 3,6 1,4 2,7 2,8 Капитализация на баррель добычи*, долл./барр. н. э. 95,5 93,1 33,9 59,2 59,1

* товарных углеводородов.

Рентабельность продаж Чистая прибыльВыручка от реализации

EBIT = Доналоговая прибыль + Расходы по процентам – Доходы по процентам и дивидендамEBITDA = EBIT + Износ и амортизация

2006 2007 2008 2009 2010 выручка от реализации, млн долл. 67 684 81 891 107 680 81 083 104 956 Прибыль от основной деятельности, млн долл. 10 052 13 071 13 709 9 778 11 533 Прибыль до налога на прибыль, млн долл. 10 337 13 015 12 694 9 063 11 470 чистая прибыль, млн долл. 7 484 9 511 9 144 7 011 9 006 доля операционной прибыли в выручке, % 14,9 16,0 12,7 12,1 11,0 доля доналоговой прибыли в выручке, % 15,3 15,9 11,8 11,2 10,9 доля чистой прибыли в выручке, % 11,1 11,6 8,5 8,6 8,6

2006 2007 2008 2009 2010 чистая прибыль, млн долл. 7 484 9 511 9 144 7 011 9 006 Налог на прибыль 2 773 3 449 3 467 1 994 2 351 Расходы по процентам, млн долл. 302 333 391 667 712 Доходы по процентам и дивидендам, млн долл. -111 -135 -163 -134 -174

EBIT, млн долл. 10 448 13 158 12 839 9 538 11 895 износ и амортизация, млн долл. 1 851 2 172 2 958 3 937 4 154 EBITDA, млн долл. 12 299 15 330 15 797 13 475 16 049 доля EBIT в выручке, % 15,4 16,1 11,9 11,8 11,3 доля EBITDA в выручке, % 18,2 18,7 14,7 16,6 15,3

ДОЛя чиСТОЙ ПРибыЛи в выРУчКе, %

7

8

9

10

11

12

чиСТАя ПРибыЛь К ДОбыче, долл./барр. н. э.

7

8

9

10

11

12

13

ROACE


ПОКАЗАТеЛи РеНТАбеЛьНОСТи и ЭФФеКТивНОСТи

n рентабельность продаж

n EBIT и EBITDA

n рентабельность акционерного капитала

Рентабельность акционерного капитала Чистая прибыльСреднегодовой акционерный капитал

2006 2007 2008 2009 2010 Акционерный капитал, млн долл. 32 900 41 213 50 340 55 991 59 197 чистая прибыль, млн долл. 7 484 9 511 9 144 7 011 9 006 рентабельность акционерного капитала, % 25,1 25,7 20,0 13,2 15,6

КАПиТАЛиЗАция К ДОКАЗАННыМ ЗАПАСАМ УГЛевОДОРОДОв, долл./барр. н. э.

1

2

3

4

n рентабельность активов

Рентабельность активовЧистая прибыль

Среднегодовые активы

2006 2007 2008 2009 2010 Активы, млн долл. 48 237 59 632 71 461 79 019 84 017 чистая прибыль, млн долл. 7 484 9 511 9 144 7 011 9 006 рентабельность активов, % 16,9 17,6 14,0 9,3 11,0

n рентабельность внеоборотных активов

Рентабельность внеоборотных активовЧистая прибыль

Среднегодовые внеоборотные активы

2006 2007 2008 2009 2010 внеоборотные активы, млн долл. 34 665 41 863 55 828 61 180 63 400 чистая прибыль, млн долл. 7 484 9 511 9 144 7 011 9 006 рентабельность внеоборотных активов, % 23,9 24,9 18,7 12,0 14,5

РеНТАбеЛьНОСТь АКциОНеРНОГО КАПиТАЛА, %

10

15

20

25

30

n ROACE

ROACEЧистая прибыль + Расходы по процентам ) (1 – Эффект. ставка налога на прибыль) + Доля минорит. акционеров

Среднегод. знач. (Акционерный капитал + Долгосрочный капитал + Краткосрочный капитал + Доля минорит. акционеров)

2006 2007 2008 2009 2010 Акционерный капитал, млн долл. 32 900 41 213 50 340 55 991 59 197 Долгосрочный долг, млн долл. 4 807 4 829 6 577 9 265 9 069 Краткосрочный долг, млн долл. 1 377 2 214 3 232 2 058 2 125 Доля миноритарных акционеров в капитале дочерних компаний, млн долл. 523 577 670 388 411 чистая прибыль, млн долл. 7 484 9 511 9 144 7 011 9 006 Расходы по процентам, млн долл. 302 333 391 667 712 Доля миноритарных акционеров, млн долл. 80 55 83 58 113 Эффективная ставка налога на прибыль*, % 26,8 26,5 27,3 22,0 20,5 ROACE, % 21,5 22,2 17,3 11,8 14,0

* отношение налога на прибыль к доналоговой прибыли до вычета доли миноритарных акционеров.

n оборачиваемость активов (на 31 декабря)

Оборачиваемость активовСреднегодовые активы ) 365 дней

Выручка

2006 2007 2008 2009 2010 выручка от реализации, млн долл. 67 684 81 891 107 680 81 083 104 956 Активы, млн долл. 48 237 59 632 71 461 79 019 84 017 Оборачиваемость активов, дни 239 240 222 339 283

62

n оборачиваемость дебиторской задолженности (на 31 декабря)

n оборачиваемость кредиторской задолженности (на 31 декабря)

Оборачиваемость дебиторской задолженности

Среднегод. дебиторская задолженность ) 365 днейВыручка

Оборачиваемость кредиторской задолженности

Среднегод. кредиторская задолженность ) 365 днейВыручка

2006 2007 2008 2009 2010 выручка от реализации, млн долл. 67 684 81 891 107 680 81 083 104 956 Дебиторская задолженность, млн долл. 5 158 7 467 5 069 5 935 8 219 Оборачиваемость дебиторской задолженности, дни 29 28 21 25 25

2006 2007 2008 2009 2010 выручка от реализации, млн долл. 67 684 81 891 107 680 81 083 104 956 Кредиторская задолженность, млн долл. 2 759 4 554 5 029 4 906 5 607 Оборачиваемость кредиторской задолженности, дни 13 16 16 22 18

ОбОРАчивАеМОСТь ДебиТОРСКОЙ и КРеДиТОРСКОЙ ЗАДОЛжеННОСТеЙ, дни

10

15

20

25

30

Дебиторская задолженностьКредиторская задолженность

ОбОРАчивАеМОСТь АКТивОв, дни

200

250

300

350

РеНТАбеЛьНОСТь вНеОбОРОТНых АКТивОв, %

10

15

20

25

RoAce, %

10

15

20

25

РеНТАбеЛьНОСТь АКТивОв, %

5

10

15

20


n оборачиваемость дебиторской задолженности (на 31 декабря)

n оборачиваемость кредиторской задолженности (на 31 декабря) ПОКАЗАТеЛи ФиНАНСОвОЙ УСТОЙчивОСТи

n общий долг к суммарному капиталу (на 31 декабря)

n общий долг к акционерному капиталу (на 31 декабря)

n краткосрочные кредиты и займы к общему долгу (на 31 декабря)

n обеспеченный долг к общему долгу (на 31 декабря)

n Гарантии и поручительства к скорректированному общему долгу (на 31 декабря)

n долг под фиксированный процент к общему долгу (на 31 декабря)

n общий долг к EBITDA (на 31 декабря)

2006 2007 2008 2009 2010 Общий долг, млн долл. 6 184 7 043 9 809 11 323 11 194 Акционерный капитал, млн долл. 32 900 41 213 50 340 55 991 59 197 Суммарный капитал, млн долл. 39 084 48 256 60 149 67 314 70 391 Общий долг к суммарному капиталу, % 15,8 14,6 16,3 16,8 15,9

2006 2007 2008 2009 2010 Общий долг, млн долл. 6 184 7 043 9 809 11 323 11 194 Акционерный капитал, млн долл. 32 900 41 213 50 340 55 991 59 197 Общий долг к акционерному капиталу, % 18,8 17,1 19,5 20,2 18,9

2006 2007 2008 2009 2010 Краткосрочные кредиты и займы, млн долл. 1 377 2 214 3 232 2 058 2 125 Общий долг, млн долл. 6 184 7 043 9 809 11 323 11 194 Краткосрочные кредиты и займы к общему долгу, % 22,3 31,4 32,9 18,2 19,0

2006 2007 2008 2009 2010 Обеспеченный долг, млн долл. 715 378 453 1 580 317 Общий долг, млн долл. 6 184 7 043 9 809 11 323 11 194 Обеспеченный долг к общему долгу, % 11,6 5,4 4,6 14,0 2,8

2006 2007 2008 2009 2010 Гарантии и поручительства, млн долл. 418 361 161 50 –Скорректированный общий долг, млн долл. 6 602 7 404 9 970 11 373 –Гарантии и поручительства к скорректированному общему долгу, % 6,3 4,9 1,6 0,4 –

2006 2007 2008 2009 2010 Долг под фиксированный процент, млн долл. 2 214 3 947 4 440 7 186 8 355 Общий долг, млн долл. 6 184 7 043 9 809 11 323 11 194 долг под фиксированный процент к общему долгу, % 35,8 56,0 45,3 63,5 74,6

2006 2007 2008 2009 2010 Общий долг, млн долл. 6 184 7 043 9 809 11 323 11 194 eBitDA, млн долл. 12 299 15 330 15 797 13 475 16 049 Общий долг к EBITDA, % 50,3 45,9 62,1 84,0 69,7 Гарантии и поручительства, млн долл. 418 361 161 50 –Скорректированный общий долг, млн долл. 6 602 7 404 9 970 11 373 –скорректированный общий долг к EBITDA, % 53,7 48,3 63,1 84,4 –

ОбщиЙ ДОЛГ К СУММАРНОМУ КАПиТАЛУ, %

10

15

20

25

30

35

Критический уровень

КРАТКОСРОчНые КРеДиТы и ЗАЙМы К ОбщеМУ ДОЛГУ, %

10

15

20

25

30

35

40Критический уровень

ОбеСПечеННыЙ ДОЛГ К ОбщеМУ ДОЛГУ, %

0

5

10

15

20Критический уровень

чиСТыЙ ДОЛГ, млрд долл.

0 2 4 6 8 10

5,4

6,2

7,6

9,0

8,8

64

n чистый долг (на 31 декабря)

n коэффициент покрытия расходов по процентам EBITDA

n Свободный денежный поток

n чистый долг к акционерному капиталу (на 31 декабря)

n чистый долг к денежному потоку от основной деятельности (на 31 декабря)

2006 2007 2008 2009 2010 eBitDA, млн долл. 12 299 15 330 15 797 13 475 16 049 Расходы по процентам, млн долл. 302 333 391 667 712 Коэффициент покрытия расходов по процентам EBITDA 40,7 46,0 40,4 20,2 22,5

2006 2007 2008 2009 2010 Денежный поток от основной деятельности, млн долл. 7 766 10 881 14 312 8 883 13 541

Капитальные затраты*, млн долл. 6 426 9 326 10 537 6 523 6 611 свободный денежный поток, млн долл. 1 340 1 555 3 775 2 360 6 930

* С учетом приобретения лицензий.

Чистый долг = Долгосрочный долг + Клиентские депозиты дочерних банков + Краткосрочный долг – Денежные средства

2006 2007 2008 2009 2010 Долгосрочный долг, млн долл. 4 807 4 829 6 577 9 265 9 069 Краткосрочный долг, млн долл. 1 377 2 214 3 232 2 058 2 058 Денежные средства и их эквиваленты, млн долл. 752 841 2 239 2 274 2 368 чистый долг, млн долл. 5 432 6 202 7 570 9 049 8 759 Денежные средства дочерних банков в рублях и иностранной валюте, млн долл. 130 47 132 131 171 Гарантии и поручительства, млн долл. 418 361 161 50 –скорректированный чистый долг, млн долл. 5 980 6 610 7 863 9 230 8 930

2006 2007 2008 2009 2010 чистый долг, млн долл. 5 432 6 202 7 570 9 049 8 759 Акционерный капитал, млн долл. 32 900 41 213 50 340 55 991 59 197 чистый долг к акционерному капиталу, % 16,5 15,0 15,0 16,2 14,8 Скорректированный чистый долг, млн долл. 5 980 6 610 7 863 9 230 8 930 скорректированный чистый долг к акционерному капиталу, % 18,2 16,0 15,6 16,5 15,1

2006 2007 2008 2009 2010 чистый долг, млн долл. 5 432 6 202 7 570 9 049 8 759 Денежный поток от основной деятельности, млн долл. 7 766 10 881 14 312 8 883 13 541 чистый долг к денежному потоку от основной деятельности, % 69,9 57,0 52,9 101,9 64,7 Скорректированный чистый долг, млн долл. 5 980 6 610 7 863 9 230 8 930 скорректированный чистый долг к денежному потоку от основной деятельности, % 77,0 60,7 54,9 103,9 65,9

ОбщиЙ ДОЛГ, млрд долл.

0 2 4 6 8 10 12

6,2

7,0

9,8

11,3

11,2

чиСТыЙ ДОЛГ К ДеНежНОМУ ПОТОКУ ОТ ОСНОвНОЙ ДеяТеЛьНОСТи, %

40

60

80

100

120

КОЭФФициеНТ ПОКРыТия РАСхОДОв ПО ПРОцеНТАМ eBitDA

0

10

20

30

40

50

Критический уровень

СТРУКТУРА ДеНежНОГО ПОТОКА ОТ ОСНОвНОЙ ДеяТеЛьНОСТи, млрд долл.

0

3

6

9

12

15

Свободный денежный потокКапитальные затраты


n чистый долг (на 31 декабря)

n мгновенная ликвидность (на 31 декабря)

n Срочная ликвидность (на 31 декабря)

n текущая ликвидность (на 31 декабря)

n активы к акционерному капиталу (на 31 декабря)

n коэффициент покрытия расходов по процентам EBITDA

n Свободный денежный поток

n чистый долг к акционерному капиталу (на 31 декабря)

n чистый долг к денежному потоку от основной деятельности (на 31 декабря)

2006 2007 2008 2009 2010 Денежные средства и их эквиваленты, млн долл. 752 841 2 239 2 274 2 368 Краткосрочные финансовые вложения, млн долл. 44 48 505 75 168 Дебиторская задолженность, млн долл. 5 158 7 467 5 069 5 935 8 219 Краткосрочные обязательства, млн долл. 6 931 9 728 10 575 9 694 10 775 срочная ликвидность 0,86 0,86 0,74 0,85 1,00

2006 2007 2008 2009 2010 Оборотные активы, млн долл. 13 572 17 769 15 633 17 839 20 617 Краткосрочные обязательства, млн долл. 6 931 9 728 10 575 9 694 10 775 текущая ликвидность 1,96 1,83 1,48 1,84 1,91

2006 2007 2008 2009 2010 Активы, млн долл. 48 237 59 632 71 461 79 019 84 017 Акционерный капитал, млн долл. 32 900 41 213 50 340 55 991 59 197 активы к акционерному капиталу 1,47 1,45 1,42 1,41 1,42

МГНОвеННАя ЛиКвиДНОСТь

ТеКУщАя ЛиКвиДНОСТь

АКТивы К АКциОНеРНОМУ КАПиТАЛУ

0,05

0,10

0,15

0,20

0,25

1,0

1,5

2,0

2,5

1,40

1,42

1,44

1,46

1,48

1,50

ПОКАЗАТеЛи ЛиКвиДНОСТи

Мгновенная ликвидностьДенежные средства и их эквиваленты

Краткосрочные обязательства

Текущая ликвидностьОборотные активы



Денежные средства

Краткосрочные финансовые вложения

Дебиторскаязадолженность+ +Срочная

ликвидность

2006 2007 2008 2009 2010 Денежные средства и их эквиваленты, млн долл. 752 841 2 239 2 274 2 368 Краткосрочные обязательства, млн долл. 6 931 9 728 10 575 9 694 10 775 мгновенная ликвидность 0,11 0,09 0,21 0,23 0,22

66

ОцеНКА РыНКОМ СТОиМОСТи КОМПАНии

n Стоимость компании (Enterprise value, EV) (на 31 декабря)

n EV/DACF (на 31 декабря)

EV Капитализация Долгосрочный долг

Краткосрочный долг

Денежные средства и их эквиваленты+ + –

2006 2007 2008 2009 2010 Капитализация*, млн долл. 73 751 71 805 27 839 47 689 48 338 Долгосрочный долг, млн долл. 4 807 4 829 6 577 9 265 9 069 Краткосрочный долг, млн долл. 1 377 2 214 3 232 2 058 2 125 Денежные средства и их эквиваленты, млн долл. 752 841 2 239 2 274 2 368 EV, млн долл. 80 239 80 201 34 788 56 851 61 900


2006 2007 2008 2009 2010 ev, млн долл. 80 239 80 201 34 788 56 851 61 900 Денежный поток от основной деятельности, млн долл. 7 766 10 881 14 312 8 883 13 541 Расходы по процентам, млн долл. 302 333 391 667 712 Расходы по процентам, скорректированные на налог на прибыль, млн долл. 221 244 290 520 146 DAcf, млн долл. 7 987 11 125 14 602 9 403 13 687 EV/DACF 10,0 7,2 2,4 6,0 4,5

n EV/EBITDA (на 31 декабря)

2006 2007 2008 2009 2010 ev, млн долл. 80 239 80 201 34 788 56 851 61 900 eBitDA, млн долл. 12 299 15 330 15 797 13 475 16 049 EV/EBITDA 6,52 5,23 2,20 4,22 3,86

EV/DACF EVДенежный поток от основной деятельности

Расходы по процентам c учетом налога на прибыль

+

n Цена акции к базовой прибыли на акцию (P/E) (на 31 декабря)

n капитализация к выручке от реализации (P/S) (на 31 декабря)

2006 2007 2008 2009 2010 цена акции на ММвб, руб. 2 282,93 2 072,43 961,60 1 695,47 1 732,02 базовая прибыль на акцию, долл. 9,06 11,48 10,88 8,28 10,95 р/E* 9,57 7,35 3,01 6,77 5,19

* расчет производится исходя из цены обыкновенной акции на ммвб и курса доллара на 31 декабря.

2006 2007 2008 2009 2010 Капитализация*, млн долл. 74 807 73 999 27 218 47 802 48 338 выручка от реализации, млн долл. 67 684 81 891 107 680 81 083 104 956 Капитализация к выручке от реализации 1,11 0,90 0,25 0,59 0,46


ev, млрд долл

ev/eBitDA

ev/DAcf

цеНА АКции К бАЗОвОЙ ПРибыЛи НА АКцию

0 20 40 60 80 100

80,2

80,2

34,8

56,9

61,9

2

3

4

5

6

7

8

2

4

6

8

10

2

4

6

8

10


n капитализация к активам (на 31 декабря)

n капитализация к акционерному капиталу (на 31 декабря)

2006 2007 2008 2009 2010 Капитализация*, млн долл. 74 807 73 999 27 218 47 802 48 338 Активы, млн долл. 48 237 59 632 71 461 79 019 84 017 Капитализация к активам 1,55 1,24 0,38 0,60 0,58


2006 2007 2008 2009 2010 Капитализация*, млн долл. 74 807 73 999 27 218 47 802 48 338 Акционерный капитал, млн долл. 32 900 41 213 50 340 55 991 59 197 Капитализация к акционерному капиталу 2,27 1,80 0,54 0,85 0,82


КАПиТАЛиЗАция К выРУчКе ОТ РеАЛиЗАции

0,2

0,4

0,6

0,8

1,0

1,2

КАПиТАЛиЗАция К АКциОНеРНОМУ КАПиТАЛУ

0,5

1,0

1,5

2,0

2,5

68

приЛОжение

РАЗвеДКА и ДОбычА сейсморазведка 2D – изучение строения пласта с помощью системы датчиков и взрывных устройств, направленное на получение двумерной модели залежи. При сейсморазведке 2D датчики располагаются по отдельным линиям (разрезам), и исследования проводятся в глубину и вдоль разреза.

сейсморазведка 3D – изучение строения пласта с помощью системы датчиков и взрывных устройств, направленное на получение трехмерной модели залежи. Сейсморазведка 3D предполагает распределение датчиков по поверхности исследуемой площади. Это один из самых точных геофизических методов, однако он требует больших вычислительных и материальных ресурсов. Поэтому, как правило, компании проводят разведку по двумерной технологии, по результатам чего выделяются зоны для более детального обследования с помощью 3D-съемки.

вертикальное сейсмическое профилирование (всп) – метод сейсморазведки, позволяющий детализировать строение околоскважинного пространства, идентифицировать характер вскрываемых геологических разрезов, определять скоростную модель среды и степень нефтенасыщенности пластов. вСП осуществляется путем возбуждения волн на земной поверхности, их улавливания в скважине с помощью сейсмоприемников, расположенных на разных глубинах, и изучения их характеристик.

Электроразведка (электромагнитная разведка) – поиск полезных ископаемых на основе изучения электромагнитных полей Земли.

дебит скважины – количество углеводородов, добываемых из скважины в единицу времени (как правило, в сутки).

Обводненность – содержание воды в откачиваемой из нефтяной скважины продукции (обычно выражается в процентах).

нефтяной газ (попутный газ) – смесь различных газообразных углеводородов, растворенных в нефти, которые выделяются в процессе добычи и перегонки (состоят, главным образом, из пропана и бутана). Нефтяные газы применяют как топливо и для получения различных химических веществ.

природный газ – смесь газообразных углеводородов, основным компонентом которой является метан. Природный газ в пластовых условиях находится в газовом состоянии в виде газовых залежей или в виде газовой шапки нефтегазовых месторождений.

ОснОвные пОнятия


ПеРеРАбОТКА Объем переработки нефти – объем нефти, направленной на установку электрообезвоживания и обессоливания (ЭЛОУ).

Глубина переработки нефти – отношение фактического объема нефтяного сырья, переработанного на установках первичной переработки, за вычетом товарного топочного мазута, топлива на технологические нужды к фактическому объему нефтяного сырья, переработанного на установках первичной переработки.

выход светлых нефтепродуктов – это отношение общего количества произведенных бензинов, дизельных топлив и их фракций в виде товарной продукции (которые могут использоваться в качестве компонентов моторных топлив), топлива для реактивных двигателей, осветительного и технического керосинов, судового маловязкого и печного топлив (фракции, выкипающие в пределах 28–360°С) к объему переработанного нефтяного сырья на НПЗ за рассматриваемый период.

бензин технологический – прямогонный бензин, нестабильный газовый бензин, бензин вторичных процессов и углеводородное сырье для производства этилена.

мазут – топочный мазут, флотский мазут, остатки нефтяные и сырье для техуглерода.

масла – смазочные масла, включая базовые масла, основы масел, фасованные масла и др.

Газы углеводородные сжиженные – пропан-бутан автомобильный, пропан технический, бутан технический, пропан-бутан технический, изобутан.

Компримированный газ – газ, сжатый до давления, необходимого для его транспортировки по магистральным трубопроводам.

Отбензиненный газ – нефтяной газ, содержащий фракции этана, пропана, бутана, из которого извлечены компоненты газового бензина (С5 + и выше).

алкилирование – процесс получения высокооктановых компонентов бензинов в результате взаимодействия изобутана и олефиновых углеводородов.

висбрекинг – процесс переработки нефтяных остатков (полугудронов и гудронов) путем неглубокого термического разложения сырья. целевым продуктом висбрекинга является котельное топливо, получаемое в результате снижения вязкости исходного остатка в результате крекинга.

Газофракционирование – получение индивидуальных легких углеводородов или углеводородных фракций высокой чистоты из нефтяных газов.

Гидрокрекинг – процесс каталитического крекинга при высоком и среднем давлении водородсодержащего газа, позволяющий путем подбора катализаторов и параметров технологического режима получать практически из любого углеводородного сырья высококачественные компоненты основных нефтепродуктов: сжиженных газов, бензинов, реактивных и дизельных топлив, масел и т.д.

Гидроочистка – процесс снижения содержания сернистых и азотистых соединений в нефтепродуктах на катализаторе под давлением водородсодержащего газа.

изомеризация – процесс получения высокооктановых изопарафиновых фракций путем переработки низкооктановых парафиновых углеводородов из легких бензиновых фракций в присутствии катализаторов.

Каталитический крекинг – процесс, направленный на получение высококачественного и стабильного бензина путем каталитического разложения тяжелых фракций на легкие, которое происходит при высоких температурах (500°С) в присутствии катализатора.

Каталитический риформинг – процесс получения высокооктановых компонентов бензинов и ароматических соединений, в ходе которого низкооктановый прямогонный бензин на катализаторе превращается в высокоароматизированные бензиновые фракции.

Коксование – термический процесс, направленный на получение нефтяного кокса, при котором более плотные и тяжелые остаточные продукты дистилляции разлагаются на более легкие (такие как гайзоль и нафта) и нефтяной кокс.

пиролиз – высокотемпературный процесс глубокой термической переработки нефтепродуктов и/или газа с целью получения сырья для нефтехимического синтеза. Основной целевой продукт пиролиза – газ, богатый непредельными углеводородами (этиленом, пропиленом, бутадиеном).

термический крекинг – процесс, при котором тяжелые углеводороды расщепляются на более легкие под действием температуры (таким образом, вакуумные газойли перерабатываются в светлые нефтепродукты).

70

справОчная инфОрмация

Наиболее полную и оперативную информацию о Компании вы всегда можете найти на ее веб-сайте www.lukoil.ru (русский язык) или www.lukoil.com (английский язык).

На сайте вы сможете ознакомиться также с основными направлениями и результатами деятельности ОАО «ЛУКОЙЛ», получить оперативную и актуальную информацию о событиях, связанных с Компанией, обо всех аспектах ее деятельности, узнать о ее социальной политике и политике по защите окружающей среды.

в разделе «центр инвестора и акционера» представлены финансовые и производственные результаты деятельности Компании, история дивидендных выплат, котировки акций, калькулятор инвестора, презентации инвестиционному сообществу и отчеты Компании.

101000, Российская Федерация, г. Москва, Сретенский бульвар, 11

Телефон: +7 (495) 627 44 44, 628 98 41Факс: +7 (495) 625 70 16

Телефон: +7 (495) 627-48-84, (499) 973-73-46Факс: +7 (495) 627-41-91Электронная почта: [email protected]

Телефон: + 7 (495) 627-16-96Факс: + 7 (495) 981-72-88Электронная почта: [email protected]

Телефон: +7 (495) 627-16-77Факс: + 7 (495) 627-16-53Электронная почта: [email protected]

Россия, 101 000, Москва, Покровский бульвар, дом 3, стр. 1Телефон: + 7 (495) 627-41-91, 627-43-80Факс: + 7 (495) 627-41-91

121 108, Российская Федерация, г. Москва, ул. ивана Франко, д. 8Телефон / факс для физических лиц: + 7 (495) 926-81-73Телефон/факс для юридических лиц: + 7 (495) 926-81-61

На сайте Компании (www.lukoil.ru) представлены электронные версии следующих отчетов:1. Отчет о деятельности Компании.2. Консолидированная финансовая отчетность.3. ежеквартальная консолидированная финансовая отчетность.4. Анализ руководством Компании финансового состояния и результатов деятельности.5. Справочник аналитика.6. Основные факты.

n Юридический адрес и центральный офис

n Центральная справочная служба

n отдел по работе с акционерами

n отдел отношений с инвесторами

n пресс-служба

n фондово-консультационный центр оао «лукоЙл»

n оао «регистратор никойл»

n опубликованные отчеты


Названия и слова «ОАО «ЛУКОЙЛ», «группа «ЛУКОЙЛ», «Группа», «ЛУКОЙЛ», «Компания», «компания «ЛУКОЙЛ», «мы» и «наш», используемые в тексте данного годового отчета, являются равнозначными и относятся к Группе «ЛУКОЙЛ» в целом, ОАО «ЛУКОЙЛ» и/или ее дочерним обществам в зависимости от контекста.

При пересчете из рублей в доллары СшА, если не указано иное, использовался средний обменный курс за 2010 год (30,37 руб./долл.).

Запасы и добыча нефти включают нефть, газовый конденсат и шФЛУ.

Проценты изменения результатов операционной деятельности за 2010 год, приведенных в млн т, рассчитаны на основе соответствующих показателей в тыс. т.

долл.– доллары СшА

т у. т. – тонна условного топлива (1 т у. т. = 1 т нефти = 1 000 м3 газа)

барр. н. э. – баррель нефтяного эквивалента (1 барр. н. э. = 6 000 фут3 газа)

n понятия и определения, используемые в документе

n Сокращения

72

Documents

Справочник аналитика ЛУКОЙЛ