- В 1 ПОЛ. СРЕДНЕСУТОЧНАЯ ДОБЫЧА УГЛЕВОДОРОДОВ СОСТАВИЛА 5,81 МЛН Б.Н.Э., УВЕЛИЧИВШИСЬ НА 1,8% ГОД К ГОДУ.
- СРЕДНЕСУТОЧНАЯ ДОБЫЧА ЖУВ В 1 ПОЛ. ДОСТИГЛА 4,68 МЛН БАРР., УВЕЛИЧИВШИСЬ ГОД К ГОДУ НА 2,1%.
- СТАБИЛИЗАЦИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ НА САМОТЛОРСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ НА УРОВНЕ 0,38 МЛН БАРР. В СУТКИ.
- ДОБЫЧА ГАЗА В 1 ПОЛУГ. СОСТАВИЛА 33,43 МЛРД КУБ. М, УВЕЛИЧИВШИСЬ НА 0,3% ГОД К ГОДУ.
- ГЛУБИНА ПЕРЕРАБОТКИ ПО ИТОГАМ 2 КВ. УВЕЛИЧИЛАСЬ ДО 74,8%, ВЫХОД СВЕТЛЫХ СОСТАВИЛ 58,4%.
- ПОСТАВКИ МОТОРНЫХ ТОПЛИВ НА ВНУТРЕННИЙ РЫНОК СОСТАВИЛИ 14 МЛН Т ЗА 1 ПОЛ., УВЕЛИЧИВШИСЬ НА 6,9% ГОД К ГОДУ.
Разведка и добыча
Добыча углеводородов за 1 пол. 2019 г. составила 5,81 млн б.н.э. в сутки (141,8 млн т.н.э. за полугодие), превысив уровень аналогичного периода прошлого года на 1,8%. За 2 кв. текущего года среднесуточная добыча углеводородов составила 5,71 млн б.н.э. (70,1 млн т.н.э. за квартал), продемонстрировав рост показателя год к году на 0,1% и снижение квартал к кварталу на 3,3% по причинам временного ограничения "Транснефтью" приема нефти в систему магистральных трубопроводов и исполнения Компанией квот в рамках Соглашения ОПЕК+.
В 1 пол. 2019 г. добыча Компанией жидких углеводородов составила 4,68 млн барр. в сутки (114,3 млн т за полугодие), превысив среднесуточный объем производства 1 пол. 2018 г. на 2,1%. Рост добычи обусловлен продолжением активной разработки новых крупных проектов (Юрубчено-Тохомское, Среднеботуобинское, Кондинское месторождения), а также наращиванием объемов производства на зрелых активах ("Самаранефтегаз", "РН-Няганьнефтегаз", "Варьеганнефтегаз"). В отчетном квартале среднесуточная добыча жидких углеводородов составила 4,62 млн барр. (56,7 млн т за квартал), увеличившись на 0,3% год к году и снизившись на 2,7% квартал к кварталу в результате временного ограничения "Транснефтью" приема нефти в систему магистральных трубопроводов и выполнения Компанией квот по ограничению добычи в рамках Соглашения ОПЕК+. За время действия ограничения приема нефти в систему магистральных нефтепроводов "Транснефти" (с 1 мая по 15 июля 2019 г.) Компания была вынуждена сократить добычу на 1,7 млн тонн нефти.
Проходка в эксплуатационном бурении увеличилась во 2 кв. 2019 г. на 8% квартал к кварталу, достигнув по итогам 1 пол. 2019 г. уровня 5,2 млн м. Доля собственного бурового сервиса в общем объеме проходки традиционно поддерживается на уровне не менее 50%. Компания фокусируется на строительстве высокотехнологичных скважин, которые обеспечивают более эффективную разработку залежей и повышение нефтеотдачи пласта по сравнению с бурением наклонно-направленных скважин.
"Таас-Юрях Нефтегазодобыча" установила новый рекорд проходки при бурении многозабойной скважины по технологии Fishbone. Общая длина горизонтального ствола в пласте превысила предыдущее достижение предприятия более чем на 800 метров и составила 6 052 метра. Это самый протяженный горизонтальный участок многозабойной скважины на суше. Стартовый дебит составил более 200 тонн нефти в сутки.
По итогам 1 пол. 2019 г. количество вновь введенных в эксплуатацию скважин составило 1 494 ед. Количество новых горизонтальных скважин увеличилось на 14% по сравнению с уровнем 1 пол. 2018 г., а их доля в общем числе выросла до 54%, увеличившись на 13 п.п. год к году. При этом удельная добыча на горизонтальную скважину возросла более чем на 15% по сравнению с 1 пол. 2018 г. и превысила 5 тыс. тонн на скважину, что более чем в 2 раза выше данного показателя для наклонно-направленных скважин. Количество новых введенных в эксплуатацию горизонтальных скважин с многостадийным гидроразрывом пласта возросло на 9% год к году и достигло 33% от общего числа введенных за полугодие новых скважин, увеличившись на 7 п.п. год к году.
Вследствие законодательно установленных инвестиционных стимулов на Самотлорском месторождении продолжается наращивание программы бурения и ввод в эксплуатацию новых скважин, в результате чего в отчетном квартале уровень добычи на месторождении стабилизировался после нескольких лет падения: во 2 кв. 2019 г. среднесуточный объем добычи нефти на месторождении составил 0,38 млн барр., что соответствует уровню 1 кв. текущего года и 1 пол. 2018 г.
Компания является лидером российской нефтяной отрасли по запуску новых добычных проектов. Дополнительно к реализуемым крупным новым проектам (Сузунское, Восточно-Мессояхское, Юрубчено-Тохомское, Кондинское, Тагульское, Русское, Куюмбинское месторождения, 2-я очередь Среднеботуобинского месторождения) в июне текущего года было запущено второе месторождение Эргинского кластера - Западно-Эргинское, извлекаемые запасы нефти которого составляют 23 млн тонн (С1+С2). Месторождение было подготовлено к началу добычи в кратчайшие сроки – менее чем за 1,5 года. Добиться столь высоких темпов обустройства месторождения удалось благодаря применению новых методов бурения и строительства скважин, современным техническим и инженерным решениям, а также действующей инфраструктуре Кондинского промысла.
Суммарная добыча углеводородов указанных выше новых активов в доле Компании за 1 пол. 2019 г. составила 9,15 млн т.н.э. (374 тыс. б.н.э. в сутки), из которых 4,68 млн т.н.э. (381 тыс. б.н.э. в сутки) за 2 кв. Их доля в общей добыче жидких углеводородов "Роснефти" за 2 кв. составила ок. 7%. Ожидается, что в 2022 г. добыча запущенных после 2016 г. проектов в России (включая указанные выше) составит ок. 20% от общей добычи жидких углеводородов Компании.
Компания приступила к обустройству и подготовке к промышленной эксплуатации Северо-Даниловского месторождения – 1-го из 4-х месторождений, образующих новый Даниловский нефтегазодобывающий кластер (включая Южно-Даниловское, им. Лисовского и Верхнеичерское месторождения). Суммарные извлекаемые запасы нефти и газового конденсата 4-х месторождений (категорий С1+С2) составляют 320 млн тонн. Синергетический эффект будет достигнут за счет совместного использования транспортной инфраструктуры для всех участков кластера, а также производственных мощностей Верхнечонского нефтегазоконденсатного месторождения для подготовки нефти.
Добыча газа в 1 пол. 2019 г. составила 33,43 млрд куб. м, в том числе 16,31 млрд куб. м за 2 кв. 2019 г. Рост добычи по сравнению с аналогичным периодом 2018 г. преимущественно обусловлен увеличением мощностей проекта "Зохр", а также вводом во 2 пол. 2018 г. новых скважин с высоким газовым фактором на Ем-Еговском и Каменном месторождениях "РН-Няганьнефтегаз".
С опережением графика продолжается освоение месторождения "Зохр" на шельфе Египта. В декабре 2017 г. в рамках проекта была начата добыча газа, а на конец 1 пол. 2019 г. на месторождении был достигнут суточный уровень добычи в 66 млн куб. м (100% проекта). Во 2 кв. 2019 г. введена в эксплуатацию последняя технологическая линия установки комплексной подготовки газа. По итогам отчетного квартала добыча газа на месторождении составила ок. 5,8 млрд куб. м (1,02 млрд куб. м в доле Компании). До конца 2019 г. планируется нарастить объем добычи газа до проектной мощности - 76 млн куб. м в сутки.
За 1 пол. 2019 г. на суше РФ выполнено сейсмических работ 2Д в объеме более 1,7 тыс. пог. км, 3Д - в объеме около 5,6 тыс. кв. км., завершены испытанием 48 поисково-разведочных скважин с успешностью 88%. В результате геологоразведочных работ открыто 29 новых залежей и 17 новых месторождений с запасами углеводородов по категории АВ1С1+B2С2 в объеме около 26 млн т.н.э. Учитывая ранее проведенную масштабную работу по сейсморазведке в стратегически важных регионах присутствия, Компания продолжает обработку и интерпретацию ранее полученного значительного объема сейсморазведочных данных, по результатам которых будет проводиться поисково-оценочное бурение.
Переработка, коммерция и логистика
Объём переработки нефти Компанией в 1 пол. 2019 г. составил 51,8 млн т, из которых 25,0 млн т во 2 кв. За 1 пол. т.г. на российских НПЗ Компании было переработано 47,4 млн т нефти, из которых 22,9 млн т во 2 кв. Снижение объемов переработки на российских НПЗ обусловлено проведением плановых ремонтов, а также оптимизацией загрузки установок в условиях текущего спроса на нефтепродукты. Объем переработки нефти на заводах в Германии в 1 пол. 2019 г. составил 4,4 млн т, из которых 2,1 млн т за 2 кв. Уменьшение объема переработки на зарубежных НПЗ Компании обусловлено проведением капитального остановочного ремонта на НПЗ PCK Raffinerie GmbH, а также снижением загрузки на данном НПЗ в мае-июне вследствие временного ограничения "Транснефтью" приема нефти в систему магистральных трубопроводов.
Глубина переработки по итогам отчетного квартала составила 74,8%, выход светлых нефтепродуктов – 58,4%.
Компания продолжает реализовывать проекты развития и поддержания российских нефтеперерабатывающих активов. В рамках проведения масштабной инвестиционной программы на "Рязанской НПК" в апреле введены в эксплуатацию два новых резервуара суммарным объемом 20 тыс. т, оснащенных системой дистанционного управления и сохранения качества продукта. В конце мая 2019 г. на производственной площадке "Сызранского НПЗ" было установлено четыре ресивера для хранения водорода на установке производства водорода. Новое оборудование позволит заводу создать необходимый запас водорода для оперативного запуска установок после плановых ремонтов, что в свою очередь обеспечит дополнительный выпуск нефтепродуктов.
С мая 2019 г. начато производство высокооктанового бензина с улучшенными экологическими и эксплуатационными качествами марки АИ-95-К5 "Евро 6" на "Рязанской НПК". Реализация данного топлива уже осуществляется на АЗС Рязанской области и планируется, что в ближайшее время продажи начнутся в Тульской и Калужской областях. Ранее выпуск такого топлива был реализован на установках Уфимской группы и Саратовского НПЗ.
Компания продолжает успешно диверсифицировать зарубежные каналы поставок нефти. Во 2 кв. 2019 г. поставки сырья в восточном направлении достигли 21,2 млн т, их доля в общем объеме реализации нефти за рубежом увеличилась до 56,4%.
В июне в рамках расширения географии поставок СУГ и нефтехимии на полях Санкт-Петербурского международного экономического форума "Роснефть" и Manzhouli Far East Gas Co. Ltd. подписали соглашение о намерениях по сотрудничеству в области перевалки пропилена и различных видов СУГ на терминале Manzholi Far East Gas Co. Ltd., расположенном в Китае на пограничном переходе Забайкальск – Маньчжурия. Общая плановая мощность терминала составляет до 3 млн тонн СУГ и пропилена в год.
В 1 пол. 2019 г. поставки моторных топлив на внутренний рынок были увеличены на 6,9% год к году и составили 14,0 млн т, из которых 6,8 млн т во 2 кв. Кроме того, в отчетном квартале Компания перевыполнила нормативы по реализации моторного топлива на бирже, в том числе по бензинам практически в 2 раза.
В рамках расширения географии собственных топливозаправочных комплексов получено разрешение Федерального агентства воздушного транспорта на строительство ТЗК в аэропорту "Пулково" с проектной мощностью 300 тыс. тонн - около 50% от годового объема заправок в данном аэропорту с учетом планов по развитию аэропорта "Пулково". Начаты строительно-монтажные работы, завершение которых планируется к октябрю 2020 г.
В 1 пол. 2019 г. реализация нефтепродуктов через розничный канал выросла на 12,8% год к году, во 2 кв. 2019 г. - на 8,6% квартал к кварталу. Выручка от реализации сопутствующих товаров на АЗС и АЗК продолжила расти за счет внедрения новой ассортиментной политики, а также развития фуд-предложения.
Продолжается увеличение базы участников двух программ лояльности – "Семейная Команда" и "BP Club". По состоянию на конец отчетного квартала количество активных участников программ составило 12,9 млн человек.
Реализован пилотный проект с "Московским кредитным банком" в качестве партнера программы лояльности "BP Club" на МАЗК "BP" по оплате топлива через мобильное приложение для сегмента B2C. Произведена публикация мобильного приложения "Мир Привилегий" в AppStore и Google Play. Сервис доступен на всех станциях бренда "BP" в Московском регионе. До конца 2019 года планируется провести тиражирование сервиса на МАЗК "BP" в Санкт-Петербурге и Твери.
В июле 2019 года Компания завершила сделку по приобретению 100% долей в обществах группы "Петербургская топливная компания". Приобретение группы компаний "ПТК" соответствует стратегии Компании, направленной на развитие розничного бизнеса и расширение присутствия в ключевых регионах страны. Розничная сеть ПТК представлена в Санкт-Петербурге, Ленинградской, Мурманской, Новгородской, Псковской, Тверской областях, а также республике Карелия. Активы включают в себя 141 заправочную станцию, 125 бензовозов и 2 современные нефтебазы. Приобретение нового актива обеспечит Компании дополнительный синергетический эффект, повысит эффективность канала топливоснабжения.
В рамках цифровизации розничного бизнеса Компании продолжена реализация проекта по популяризации мобильного приложения с виртуальной топливной картой, предоставляющей возможность оплаты на АЗС без пластиковой карты. До конца 2019 г. планируется расширение функционала мобильного приложения, а именно: предоставление информации о возможности заправки с учетом остатка денежных средств и лимита по карте, реализация push-уведомлений, размещение информации о действующих акциях для продвижения сопутствующих товаров и услуг на АЗС.
Международная деятельность
Дочернее общество Компании в Германии, Rosneft Deutschland, которое является одним из крупнейших оптовых поставщиков нефтепродуктов в ФРГ, продолжает наращивать клиентскую базу. В частности, подписан ряд новых контрактов с компаниями-авиаперевозчиками в Германии на заправку воздушных судов в аэропортах Берлина и Мюнхена. Кроме того, в отчетном квартале была получена лицензия на импорт и экспорт нефти и другого сырья на территорию Германии. Осуществление самостоятельного импорта сырья будет способствовать повышению эффективности операционной деятельности общества.
Во 2 кв. 2019 г. Nayara Energy, ассоциированное предприятие Компании, заключила долгосрочный предоплатный контракт в объёме 750 млн долл. США на экспортные поставки нефтепродуктов в адрес компаний BP и Trafigura с привлечением консорциума международных банков.

	2 кв. 19	1 кв. 19	изм. кв./кв.	2 кв. 18	изм. г./г.	1 пол. 19	1 пол. 18	изм. г./г.
Добыча углеводородов (тыс. б.н.э./сут.)	5 710	5 902	(3,3)%	5 706	0,1%	5 806	5 706	1,8%
Добыча ЖУВ (млн т)	56,71	57,63	(1,6)%	56,54	0,3%	114,34	112,00	2,1%
Добыча газа (млрд куб. м.)	16,31	17,12	(4,7)%	16,46	(0,9)%	33,43	33,33	0,3%
Уровень полезного использования ПНГ	76,7%	82,3%	(5,6) п.п.	84,2%	(7,5) п.п.	79,5%	84,9%	(5,4) п.п.
Эксплуатационное бурение (тыс. м.)*	2 689	2 495	7,8%	3 143	(14,4)%	5 184	5 967	(13,1)%
2Д сейсмика (пог. км.)*	718	1 065	(32,5)%	1 197	(40,0)%	1 783	4 763	(62,6)%
3Д сейсмика (кв. км.)*	1 708	4 051	(57,8)%	1 837	(7,0)%	5 759	6 586	(12,6)%
Переработка нефти (млн т)	24,96	26,87	(7,1)%	28,12	(11,2)%	51,83	55,69	(6,9)%
На заводах РФ	22,87	24,50	(6,7)%	25,08	(8,8)%	47,37	49,78	(4,8)%
Вне РФ	2,09	2,37	(11,8)%	3,04	(31,3)%	4,46	5,91	(24,5)%
Глубина переработки	74,8%	74,4%	0,4 п.п.	75,2%	(0,4) п.п.	74,8%	75,2%	(0,4) п.п.
Выпуск нефтепродуктов в РФ (млн т)	22,09	23,67	(6,7)%	24,22	(10,4)%	45,76	48,11	(4,9)%
Бензин	3,66	3,83	(4,4)%	3,56	2,8%	7,49	7,24	3,5%
Нафта	1,18	1,29	(8,5)%	1,51	(21,9)%	2,47	3,08	(19,8)%
Дизельное топливо**	7,46	8,12	(8,1)%	8,22	(9,2)%	15,58	16,40	(5,0)%
Мазут	5,37	5,83	(7,9)%	5,87	(8,5)%	11,20	11,52	(2,8)%
Керосин	0,83	0,79	5,1%	0,88	(5,7)%	1,62	1,69	(4,1)%
Нефтехимическая продукция	0,39	0,43	(9,3)%	0,41	(4,9)%	0,82	0,84	(2,4)%
Прочие	3,20	3,38	(5,3)%	3,77	(15,1)%	6,58	7,34	(10,4)%
Выпуск нефтепродуктов вне РФ (млн т)	2,20	2,50	(12,0)%	3,11	(29,3)%	4,70	5,99	(21,5)%
Выход светлых нефтепродуктов	58,4%	58,2%	0,2 п.п.	58,1%	0,3 п.п.	58,4%	58,1%	0,3 п.п.
Объем реализации
Нефть (млн т)	38,8	35,5	9,3%	31,7	22,0%	74,3	62,5	18,9%
Страны дальнего зарубежья	35,7	31,9	11,9%	28,2	27,0%	67,6	55,3	22,2%
СНГ	1,9	2,2	(13,5)%	2,2	(14,0)%	4,1	4,4	(6,7)%
Внутренний рынок	1,2	1,4	(14,4)%	1,3	(8,0)%	2,6	2,8	(6,8)%
Нефтепродукты (млн т)	24,2	27,6	(12,3)%	28,0	(14,0)%	51,8	55,7	(7,0)%
Страны дальнего зарубежья	12,8	15,9	(19,5)%	16,8	(24,0)%	28,7	33,7	(14,8)%
СНГ	1,0	1,0	5,4%	1,0	0,0%	2,0	1,9	5,3%
Внутренний рынок	9,5	10,0	(5,0)%	9,3	2,0%	19,5	18,7	4,3%
Бункерное топливо	0,9	0,7	18,5%	0,9	0,0%	1,6	1,4	14,3%
Продукция нефтехимии (млн т)	0,7	0,7	(9,6)%	0,7	0,0%	1,4	1,5	(6,7)%
Зарубежные страны	0,2	0,3	(11,0)%	0,3	(33,0)%	0,5	0,6	(12,3)%
Внутренний рынок	0,5	0,4	0,0%	0,4	25,0%	0,9	0,9	(4,2)%
Газ (млрд куб. м)	14,92	16,46	(9,4)%	14,39	4,0%	31,38	30,95	1,4%