ОАО «АК «Транснефть»Результаты за 1 полугодие 2012 года

Москва,19 сентября 2012 г.

Информация, содержащаяся в данной презентации, была подготовлена Компанией. Представленные здесь заключения основаны на общей информации, собранной на момент подготовки материала, и могут быть изменены без дополнительного извещения. Компания полагается на информацию, полученную из источников, которые она полагает надежными; тем не менее, она не гарантирует ее точность или полноту.Данные материалы могут содержать заявления относительно будущих событий и пояснения, представляющие собой прогноз таких событий. Любые утверждения в данных материалах, не являющиеся констатацией исторических фактов, являются прогнозными заявлениями, сопряженные с известными и не известными рисками, неопределенностями и прочими факторами, в связи с которыми наши фактические результаты, итоги и достижения могут существенно отличаться от любых будущих результатов, итогов или достижений, отраженных в или предполагаемых такими прогнозными заявлениями. Мы не принимаем на себя никаких обязательств по обновлению любых содержащихся здесь прогнозных заявлений с тем, чтобы они отражали бы фактические результаты, изменения в допущениях либо изменения в факторах, повлиявших на такие заявления.Настоящая презентация не представляет собой предложение продажи, или же поощрение любого предложения подписки на, или покупки любых ценных бумаг. Понимается, что ни одно положение данного отчета/презентации не создает основу какого либо контракта либо обязательства любого характера. Информация, содержащаяся в настоящей презентации, не должна ни в каких целях полагаться полной, точной или беспристрастной. Информация данной презентации подлежит проверке, окончательному оформлению и изменению. Содержание настоящей презентации Компанией не выверялось. Соответственно, мы не давали и не даем от имени Компании, ее акционеров, директоров, должностных лиц или служащих, или любых иных лиц, никаких заверений или гарантий, как ясно выраженных, так и подразумеваемых, в отношении точности, полноты или объективности содержащейся в ней информации или мнений. Ни один из директоров Компании, ее акционеров, должностных лиц или служащих, или любых иных лиц, не принимает на себя никакой ответственности за любые потери любого рода, которые могут быть понесены в результате любого использования данной презентации или ее содержания, или же иным образом в связи с этой презентацией.

Важное замечание

2

3

Содержание

Результаты по МСФО за 1 полугодие 2012 года

Оптимизация расходов и повышение эффективности

Ликвидность, долг и финансовые риски

Реализация инвестиционных проектов итарифное регулирование

4

10

14

19

Результаты по МСФОза 1 полугодие 2012 года

4

Ключевые показатели

Источник: ОАО «АК «Транснефть»

5

Транснефть продолжает демонстрировать стабильно высокие финансовые результаты

Нефть – 238,1 млн. тонн (+2,4% г-о-г)Нефтепродукты – 12,9 млн.тонн (-16,2 % г-о-г)

Объем транспортировки

361,3 млрд. руб. (+10,9% г-о-г)

171,2 млрд. руб. (+17,8% г-о-г )

95,4 млрд. руб. (+19,3% г-о-г*)

60,5% по EBITDA,33,7% по чистой прибыли

Выручка

EBITDA

Чистая прибыль

Рентабельность**

* Прирост рассчитан исходя из показателей чистой прибыли без учета курсовых разниц и эффекта от продажи ООО «ПТП» в первом полугодии 2011 года(за 6 месяцев 2012 года – 93,2 млрд. руб., за 6 месяцев 2011 года – 78,1 млрд. руб.)

** Без учета операций по купле-продаже сырой нефти по договорам с ОАО «НК «Роснефть» и КНОНК (Китай).

256.5

511.3505.0494.2488.5491.3

238.1

471.7465.7457.5457.0463.8

0.0

100.0

200.0

300.0

400.0

500.0

600.0

2007 2008 2009 2010 2011 1П 2012

Добыча нефти в России Транспортировка нефти

Объемы транспортировки нефти и нефтепродуктов обеспечивают загрузку трубопроводной системы Компании на уровне порядка 95 % для нефтепроводов и на уровне порядка 60 % для нефтепродуктопроводов

Устойчивые производственные показатели

Источник: ОАО «АК «Транснефть»

26.5

28.7 28.530.4 29.3

12.9

0.0

5.0

10.0

15.0

20.0

25.0

30.0

35.0

2007 2008 2009 2010 2011 1П 2012

Транспортировка нефтепродуктов

* Прирост с 2007 года с учетом объёма транспортировки накопленным итогом за последние 12 месяцев по состоянию на 30.06.2012.

Объемы добычи и транспортировки нефти, млн. тонн Объемы транспортировки нефтепродуктов, млн. тонн

+2,9 %*+1,1 %*

6

млн. руб.

7

Факторный анализ показателя EBITDA

130 000

150 000

170 000

190 000

EB

ITD

A 1П

20

12

Себестоимость

нефтепродуктов

Выручка

от

реализации

нефтепродуктов

Экспорт.

пошлина

и себестоимость

нефти

Выручка

от

реализации

нефти

Нормализованная

EB

ITD

A 1П

20

12

Расходы

на

персонал

Ж/д

транспорт

Электроэнергия

Прочие

расходы

Выручка

от

транспортировки

нефтепродуктов

Прочая

выручка

Выручка

от

транспортировки

нефти

EB

ITD

A 1П

20

11

17,8%

-2 711

- 8 666

2 709171 181

- 4 366-2 4672 311

6 311- 2 1152 166

24 634

145 370

18,2%

Рост выручки вкупе с сокращением операционных расходов позволил увеличить EBITDA по итогам 1 П 2012 года на 18% г-о-г

8 005

171 844

Увеличение выручкина 10% г-о-г

Снижение расходовна 1,8% г-о-г

Нулевой эффект от операций по купле-продаже нефти

Эффективная оптимизация затрат на 1,8 млрд. руб.

-40 000

-20 000

0

20 000

40 000

60 000

80 000

100 000

120 000

140 000

160 000

180 000

200 000

Прибыль от операционной деятельности Прибыль от продажи доли в ООО «Приморский торговый порт»

Прибыль/убыток от курсовых разниц Прочие доходы/расходы

Процентные доходы/расходы Расходы по налогу на прибыль

млн. руб.

8

Динамика чистой прибыли

- 25 851

78 945

Причиной снижения чистой прибыли на 26,9% г-о-г являются разовые и неденежные доходы в 1 П 2011. Без их учета рост составил 19,3% г-о-г.

106 286130 472

29 034

23 340

- 4 523 - 9 366

- 28 900

+107,1%

+11,8%

+22,8%

-100,0%

-97,7%

130 512

95 360

-26,9%

Разовые инеденежные

доходы

1П 2011 1П 2012

2 172

55,3%

22,1% 22,3% 23,6%

33,4%

12,3%

19,9% 21,6%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

Транснефть Российские компаниинефтегазового сектора

Северо -американскиетрубопроводные компании

Ведущие транснациональныекомпании нефтегазового рынка

Рентабельность по EBITDA Рентабельность собственного капитала (ROE)

Уверенный рост в долгосрочной перспективе

* Расчеты ОАО «АК «Транснефть» на основании данных Bloomberg за 2011 г.

** Расчеты ОАО «АК «Транснефть» на основании данных Bloomberg за 2006-2011 гг.

Рентабельность по EBITDA и рентабельность собственного капитала (ROE) в сравнении с компаниями-аналогами *

Среднегодовой темп прироста финансовых показателей в сравнении с компаниями-аналогами за последние 5 лет **

9

27,1%

22,9%

28,4%

18,0%

15,5%

13,1%

4,3%

7,9%

4,9%5,7%

2,4% 2,1%

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

Транснефть Российские компаниинефтегазового сектора

Северо -американскиетрубопроводные компании

Ведущие транснациональныекомпании нефтегазового рынка

Выручка EBITDA Чистая прибыль

(Без учета экспорта нефти в Китай)

Оптимизация расходов иповышение эффективности

10

Структура операционных затрат

* Расчеты ОАО «АК «Транснефть» на основании индексов-дефляторов с учетом сценарных условий для формирования вариантов социально-экономического развития МЭР России 04.04.2012

11

млн.руб.

% от расходов за период

млн.руб.

% от расходов за период

Расходы на персонал 44 487 43,9% 46 088 48,9% 3,6%Электроэнергия 18 049 17,8% 15 058 16,0% -16,6%Материалы 8 157 8,1% 6 946 7,4% -14,8%Услуги по ремонту и поддержанию надлежащего технического состояния трубопроводной сети 4 625 4,6% 4 228 4,5% -8,6%

Услуги по транспортировке нефти ж/д транспортом и связанные услуги 14 081 13,9% 15 857 16,8% 12,6%Расходы на страхование 1 580 1,6% 2 382 2,5% 50,8%

Налоги (кроме налога на прибыль) 2 214 2,2% 2 358 2,5% 6,5%Прочее 8 071 7,9% 1 336 1,4% -83,4%

ИТОГО 101 264 100,0% 94 253 100,0% -6,9%

Изменение , % г -о-г

1 П 2011 1 П 2012*Операционные расходы ,

МСФО (без учета амортизации)

Cнижение затрат на приобретение товаров (работ, услуг), млн. руб. без НДС*

12

* Данные РСБУ**В сопоставимых ценах 2010 г.

1.Расходы на приобретение материалов (в рамках всех программ)

30 813,7 24 920,7 27 974,0 20 456,5

2. Расходы на приобретение электроэнергии 16 717,4 17 245,7 15 028,9 15 133,7

3.Расходы на приобретение работ и услуг сторонних организаций при исполнении программы капитального ремонта

3 268,7 2 642,0 3 198,3 2 357,6

4.Расходы на приобретение работ и услуг сторонних организаций при исполнении программы диагностики

1 352,3 1 297,5 1 323,2 1 157,9

5.Расходы на приобретение работ и услуг сторонних организаций при исполнении плана РЭН

4 035,7 4 348,7 3 948,7 3 880,6

6. Расходы на приобретение услуг связи 8 181,2 9 175,0 7 427,2 7 531,5

7. Расходы на приобретение транспортных услуг 164,4 165,7 149,2 136,0

8. Расходы по аренде 793,5 297,9 720,3 244,6

9. Расходы на страхование (кроме взносов в НПФ ) 1 327,3 1 654,2 1 204,9 1 357,9

ИТОГО основные статьи затрат 66 654,1 61 747,4 60 974,7 52 256,2

14.7% **Итого снижение затрат на единицу продукции по сравнению с аналогичным периодом предыдущего года

№ п/п

Основные статьи расходов по транспорту нефти и нефтепродуктов

Факт предыдущего периода

1 П 2011 года

Факт отчетного периода

1 П 2012 года

1 П 2011 года , приведенное к

ценам 2010 года

1 П 2012 года , приведенное к

ценам 2010 года

Удельные расходы на транспортировку нефти

16,86

16,61

0 5 10 15 20

1П2011

1П2012

** Расчеты ОАО «АК «Транснефть» на основании средневзвешенного индекса-дефлятора с учетом сценарных условий для формирования вариантовсоциально-экономического развития МЭР РФ, без учета амортизации и себестоимости реализованной товарной нефти и нефтепродуктов.

Удельные расходы на транспорт нефти с учетом дефлирования, руб./100 ткм **

13

Дефлированные удельные затраты на транспортировку нефти незначительно увеличилисьна 1,5% г-о-г.

* Показатели сформированы по РСБУ без учета корректирующих статей, рассчитанных с целью приведения показателей к требованиям МСФО, и грузооборота покаждому из сегментов.

1 П 2011 1 П 2012 %, г-о-г

Расходы на транспорт нефти, млн. руб.* 91 978 100 085 8,81%

Грузооборот, млн.ткм 553 859 559 873 1,1%

Удельные затраты на 100 тонн х км (руб.) 16,61 17,88 7,6%

Дефлированные удельные затраты на 100 тонн х км (руб.) 16,61 16,86 1,5%

Ликвидность, долг и финансовые риски

14

млн. руб.

15

Анализ движения денежных средств

-80 000

-60 000

-40 000

-20 000

0

20 000

40 000

60 000

80 000

Чистый

денежный

поток

Прочая

финансовая

деятельность

Погашение

внешнего

долга

Свободный

денежный

поток

Приобретение

/продажа

векселей

Свободный

денежный

поток

без учета

векселей

Прочая

инвест

.деятельность

(без учета

векселей

)

Капитальные

расходы

Операционная

деятельность

-1 486

- 19 694

-85 29381 599

Основной вклад в формирование отрицательного денежного потока внесло погашение двух выпусков еврооблигаций в июне 2012г. ($500 млн. и €700 млн.)

-46 192

-21 180

-3 511

-70 883

2 208

Без учета инвестиций в векселя банков свободный денежный поток находился практически на нейтральном уровне

16

Структура долгового портфеля

Долговой портфель Компании приведен в максимальное соответствие со сроками реализации и окупаемости инвестиционных проектов

Структура долга по срокам до погашения, %

Валютная структура долгаСтруктура долга по сроку погашения

• Благодаря успешному погашению двух выпусков еврооблигаций в июне 2012 г. средний срок до погашения внешнего долга ОАО «АК «Транснефть» вырос по сравнению с 2011 г. и составляет более 7 лет

• Краткосрочный долг Компании не превышает 2% всего долга.

1,9%

46,4%51,7%

менее 1 года

от 1 до 5 лет

более 5 лет

76,0%

24,0%

USD RUB

4,85,44,9

1,1-0,4

-19,1-20,0

-10,0

0,0

10,0

янв.12 фев.12 мар.12 апр.12 май.12 июн.12

млрд.

руб

.

Отклонение от бюджета Уровень толерантности

ПОСЛЕ ЗАКЛЮЧЕНИЯ СДЕЛОК ДО

- 8,6 млрд .

Политикауправления валютными и процентными рисками

Политикауправления валютными и процентнымирисками

Утвержденная в декабре 2011 года Политика управления валютными и процентными рисками обеспечила необходимые условия для минимизации данных рисков в деятельности Компании

минимизация отрицательных воздействий валютных и процентных рисков на

достижение стратегических целей Компании

минимизация отрицательных воздействий валютных и процентных рисков на

достижение стратегических целей Компании

рациональное использование денежных потоков Компании рациональное использование денежных потоков Компании

достижение оптимального соотношения между извлечением

прибыли и традиционным консерватизмом Компании в отношении принятия рисков

достижение оптимального соотношения между извлечением

прибыли и традиционным консерватизмом Компании в отношении принятия рисков

снижение уровня неопределенности финансовых

показателей Компании

снижение уровня неопределенности финансовых

показателей Компании

• В январе/феврале 2012 года были заключены сделки по хеджированию валютных рисков в объеме 1 300 млн. USD

• Использование производных финансовых инструментов (ПФИ)

позволило удержать валютные риски ниже установленного уровня, что свидетельствует об эффективном управлении данными рисками в 1-м полугодии 2012г.

Управление валютными и процентными рисками

17

Предельно допустимый уровень отклонения

Оценка ожидаемого отклонения финансового результата от бюджета

Высокая надежность при умеренной долговой нагрузке

Наивысший рейтинг среди компаний России Доходность к погашению *Еврооблигации Транснефть vs РФ, Газпром, ВТБ, Сбербанк

18

* По данным Bloomberg на 06.09.2012

Благодаря стабильной операционной деятельности и взвешенной финансовой политике, кредитные рейтинги ОАО «АК «Транснефть» находятся на максимально возможных уровнях, в то время как доходности к погашению еврооблигаций минимальны.

1,471,52 1,87

3,20

4,18

5,57

1,54

2,08

2,44

2,972,46

4,57

5,705,44

2,80

4,39

6,78

1,471,09

4,52

0,0

1,0

2,0

3,0

4,0

5,0

6,0

0,0 1,0 2,0 3,0 4,0 5,0 6,0 7,0

Лет до погашения

дохо

днос

ть к

погаш

ению

, %Транснефть

Россия

Газпром

ВТБ Сбербанк

0

1

2

3

4

5

6

7

0 1 2 3 4 5 6 7

S&P

Moo

dy`s

Baa1

Baa2

Ba1

Ba2

A3

Baa3

BB BB+ BBB- BBB BBB+ A-

Роснефть

Лукойл, Норильский Никель,ТНК-ВР

РФ, Транснефть, Газпром,

НоватэкГазпром нефть,

МТС, Вымпелком

B1

Ba3

B+ BВ-

Евраз

Газпромбанк

РЖД, ВТБ

Реализация инвестиционных проектови тарифное регулирование

19

«Балтийская трубопроводная система – 2. Первый этап» (БТС-2)

Основные технико-экономические показатели

30

1 000

4*

100,5**

400

1

*строительство – 2 НПС; реконструкция – 2 НПС (НПС «Андреаполь»; НПС «Унеча»)** лимит сметной стоимости согласно ФАУ «Главгосэкспертиза России»

Объекты введены в эксплуатацию.

В марте 2012 г. в порту «Усть-Луга» началась отгрузка российской нефти.

Цель реализации проектаСоздание транспортной системы для обеспечения диверсификации поставок нефти в Западную Европу за счёт перераспределения потоков с зарубежных портов в российский порт на Балтийском море

Мощность, млн.т/год

Протяженность, км.

Количество НПС, ед.

Нефтебаза «Усть-Луга», ед.

Общая стоимость проекта, млрд. руб.

Объём резервуарного парка, тыс.куб.м.

20

*строительство – 2 НПС; реконструкция – 1 НПС (НПС «Пурпе») ** предварительная оценка, подлежит утверждению ФАУ «Главгосэкспертиза России».

Нефтепровод «Заполярье – Пурпе»

Цель реализации проектаОбеспечение транспортировки нефти Ванкорского месторождения и севера Красноярского края

Основные технико-экономические показатели

15

488

3*

120**

360

Мощность, млн.т/год

Протяженность, км.

Количество НПС, ед.

Объём резервуарного парка, тыс.куб.м.

Общая стоимость проекта, млрд. руб.

Срок реализации проекта:

Начало (год)

Окончание (год)

2012

2016

В настоящее время по проекту ведется разработка проектно-сметной документации, осуществляются инженерные изыскания.В начале 2012 г. начата практическая реализация проекта: проводятся строительно- монтажные работы на объектах линейной части, осуществляется закупка оборудования и материалов.

21

*строительство – 4 НПС; реконструкция – 1 НПС (ГНПС «Тайшет») ** предварительная оценка, подлежит утверждению ФАУ «Главгосэкспертиза России».

Магистральный нефтепровод «Куюмба - Тайшет» (новый инвестиционный проект)

Цель реализации проектаОбеспечение транспортировки нефти от Куюмбинского и Юрубчено-Тохомского месторождений до ГНПС «Тайшет» трубопроводной системы «Восточная Сибирь – Тихий океан»

Основные технико-экономические показатели

15

703

5*

97**

168

Мощность, млн.т/год

Протяженность, км.

Количество НПС, ед.

Объём резервуарного парка, тыс.куб.м.

Общая стоимость проекта, млрд. руб.

Срок реализации проекта:

Начало (год)

Окончание (год)

2012

2016

В настоящее время по проекту ведется разработка проектно-сметной документации, осуществляются инженерные изыскания.

22

Сравнение удельной стоимости строительства нефтепроводов

0,00

2,00

4,00

6,00

8,00

10,00

12,00

Диаметр, мм

Пенсильвания Пенсильвания-Нью-Джерси Пенсильвания Пенсильвания Пенсильвания

Виргиния Северная Каролина Северная Каролина Алабама Северная Каролина

Алабама Луизиана Пурпе-Самотлор ВСТО-I

Ø 800 Ø 900 Ø 1000 Ø 1200

$ млн./ 1 км.

Удельная стоимость строительства линейной части проектов ОАО «АК «Транснефть» ниже, чем в среднем по американским проектам, учитывая:

- более суровые климатические условия;

- менее развитый уровень инфраструктуры.

средний уровень – 3,86 млн.$/км (без учёта Виргинии)

Реализованные инвестиционные проектыОАО «АК «Транснефть»

2,38 2,88

Источник: Отчеты трубопроводных компаний США, представленные в Федеральную Энергетическую Регулирующую Комиссию (FERC) по итогам 2010 года

23

45,2

100,5

12,0

380,6

0 100 200 300 400

ВСТО-I

БТС-2*

Пурпе-Самотлор

Сковородино-Граница КНР

Общая стоимость завершенных инвестиционных проектов ОАО «АК «Транснефть», млрд. руб.

Общая стоимость текущих инвестиционных проектовОАО «АК «Транснефть», млрд. руб.**

•Объем финансирования Инвестиционной программыОАО «АК «Транснефть» в 1П 2012г. составил 49,2 млрд.руб.

•Инвестиционная программа ОАО «АК «Транснефть» в 2012г. запланирована в объёме 107,6 млрд. руб.

•В октябре 2012 года ожидается корректировкаИнвестиционной программы ОАО «АК «Транснефть» свключением нового проекта «Магистральный нефтепровод«Куюмба-Тайшет».

* лимит сметной стоимости согласно ФАУ «Главгосэкспертиза России»

**подлежит уточнению после проведения государственной экспертизы проектов / завершения строительства

Инвестиции в развитие отрасли

24,6

51,5

120,0

26,3

291,9

6,2

0 100 200 300

ВСТО-II

МН Заполярье-Пурпе

Расш.ВСТО-I (50 млн.т)

Расш.ВСТО-I (58 млн.т)

МН Тихорецк– Туапсинский НПЗ

Расш.ВСТО-II (36 млн.т)

24

208 174 19 971 63 740

38 313 5 337 7 870

94 094

2 849

3 589

4 970

10 053 104 977

10 302 6 454 7 834

181

4 048 22 067

39

371 5 758

0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%

ВСТО – II

Расш. ВСТО -1 (50  млн.т)

БТС-2

МН «Заполярье – Пурпе»

Расш. Тихорецк-Туапсе (12млн.т)

Расш. ТС ВСТО -1 (58 млн.т)

Расш. ТС ВСТО -2 (36 млн.т)

До 2012г. 1П 2012г. Будущие периоды

Объемы фактического и планируемого финансирования основных проектов Инвестиционной программы*

млн. руб.

25* Данные РСБУ

35,0

40,0

45,0

50,0

55,0

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

затраты +

метод RAB

адаптивный метод«затраты+»

Адаптивный метод «затраты+», используемый в настоящее время ФСТ, достаточно близок как по параметрам, так и результатам, к методу RAB*

Величинатарифа,

руб

./1

00

т*км

Тарифное регулирование: сравнительный анализ методов RAB и «затраты+»

* Метод доходности инвестированного капитала.

• В последние годы ФСТ все активнее использует адаптивный метод «затраты+», учитывающий развитие «Транснефти» в среднесрочной перспективе и успешно нивелирующий скачкообразные изменения тарифов год от года.

• Альтернативой является метод RAB. Однако:- отсутствует разработанная методика его применения в трубопроводном транспорте нефти,- не определен точный размер параметров (норма доходности, размер инвестированного капитала),- не проведена опытная апробация метода.

26

СПАСИБО ЗА ВНИМАНИЕ

27