Добыча

JSC KazMunaiGas Exploration Production
Роудшоу
Март 2014
Важное уведомление
Заявления относительно будущего
В настоящем документе содержатся заявления, которые являются или считаются «заявлениями относительно будущего». Терминология для описания будущего,
включая, среди прочего, слова «считает», «по предварительной оценке», «ожидает», «по прогнозам», «намеревается», «планирует», «наметила», «будет» или «должна»,
либо, в каждом случае, аналогичная или сопоставимая терминология, либо ссылки на обсуждения обсуждения,, планы,, цели,, задачи,, будущие будущие события
события или намерения намерения,, призваны призваны обозначить обозначить заявления заявления относительно относительно будущего. Указанные заявления
относительно будущего включают все заявления, которые не являются историческими фактами. Они включают, без ограничения, заявления о намерениях, мнениях и
заявления об ожиданиях АО Разведки Добычи КазМунайГаз (далее –Компания) в отношении, среди прочего, результатов деятельности, финансового состояния,
ликвидности, перспектив, роста, стратегии и отраслей, в которых работает Компания. По своей природе, заявления относительно будущего связаны с риском и
неопределенностью, поскольку они относятся к будущим событиям и обстоятельствам, которые могут произойти или не произойти. Заявления относительно будущего не
являются гарантиями будущих результатов деятельности, и фактические результаты деятельности, финансовое положение и ликвидность Компании и развитие страны и
отраслей, в которых работает Компания, могут существенно отличаться от тех вариантов, которые описаны в настоящем документе или предполагаются согласно
содержащимся в настоящем документе заявлениям относительно будущего. Компания не планирует и не берет на себя обязательства обновлять какую-либо
информацию относительно отрасли или какие-либо заявления относительно будущего, которые содержатся в настоящем документе, будь то в результате получения
новой информации информации, будущих будущих событий событий или каких-либо иных обстоятельств обстоятельств. Компания Компания не делает никаких никаких
заявлений заявлений, не предоставляет предоставляет никаких никаких заверений и не публикует никаких прогнозов относительно того, что результаты, изложенные в
таких заявлениях относительно будущего, будут достигнуты.
Предупреждение для инвесторов в США
КБЦБ США разрешает разрешает нефтяным нефтяным и газовым газовым компаниям компаниям,, подающим подающим документы документы в КБЦБ,, раскрывать
раскрывать информацию информацию только о Доказанных Доказанных запасах, которые, как компания продемонстрировала фактом добычи или убедительными
испытаниями пластов, реально могут добываться с экономической и юридической точки зрения в существующих экономических и операционных условиях. Запасы сырой
нефти компании Казгермунай, указанные в данном документе, оценены Gaffney, Cline & Associates (“GCA”) и Miller and Lents (“MLL”) в соответствии со стандартами,
опубликованными Обществом инженеров-нефтяников (''SPE''), и Мировыми нефтяными конгрессами (''WPC''), и, таким образом, Доказанные запасы могут отличаться от
оценок, сделанных в соответствии с определениями, используемыми КБЦБ США. Далее, в этом документе Компания использует определенные термины, которые
используются применительно к запасам Компании, такие как «вероятные» или «возможные», которые, в соответствии с установками КБЦБ США, не могли бы быть
включены в подаваемые в КБЦБ США документы, если бы Компания подпадала под требования отчетности, установленные Законом США о биржах. Потенциальным
инвесторам следует прочитать главу IPO проспекта “Компания –Запасы Компании” и отчет GCA, международной консультативной компанией в сфере нефти и газа,
включенный в данный документ (“Отчет GCA”), о запасах запасах Компании Компании, на предмет предмет получения получения дополнительной дополнительной
информации информации о запасах запасах Компании Компании и используемых используемых Компанией Компанией определений определений запасов.
1
Содержание
2
Обзор нефтегазовой инфраструктуры Казахстана
Структура собственности
Коротко о Компании
Экономика Казахстана: основные показатели
Стабилизация добычи РД КМГ в 2012-2013 гг.
Профиль добычи в 2014-2018 гг.
Повышение надежности электроснабжения в ОМГ
Проекты программы модернизации
Объекты программы модернизации в 2014 году
Динамика запасов
Геологоразведочная деятельность
Геологоразведочный потенциал Казахстана
Дивиденды выплаченные акционерам
Денежные средства
Финансовые показатели
Влияние последних макроэкономических изменений на экономику РД КМГ
Экологические претензии в 2013-2014 гг.
Высокорентабельные инвестиции в приобретения
Стабильный вклад от СП
Тенденции поставок на внутренний рынок
Налоговый режим с 2009 года
Справочная информация
Обзор нефтегазовой инфраструктуры Казахстана
НПЗ
1 Пропускная
способность трубопроводов по состоянию на 2013
мощность в год по состоянию на 2013 год
2 Перерабатывающая
3
Нефтепроводы
Структура собственности
ФНБ Самрук-Казына
100%
АО «НК КМГ»
ЛФБ/КФБ
(1)
34%
58%
(1)
Включая CIC 11%
Тенгизшевройл 20%
Кашаган 16.8%
Карачаганак 10%
КазМунайТениз 100%
Мангистаумунайгаз 50%
КазТрансОйл 100%
КазТрансГаз 100%
Каспийский Трубопроводный
Консорциум 21%
• Казахстанско-Китайский
Трубопровод 50%
• КМГ Переработка и Маркетинг 100%
• Группа Ромпетрол 100%
•
•
•
•
•
•
•
•
АО «РД КМГ»
50%
КБМ
50%
КГМ
33%
ПКИ
100%
ЭМГ
100%
ОМГ
50%
Федоровский
блок
(1) от общего количества размещенных акций, включая 8% выкупленных акций по состоянию на 31.12.2013
4
51%
Карповский
Северный блок
Коротко о Компании
Крупнейшая нефтегазовая компания в
Казахстане, чьи акции обращаются на
фондовых рынках LSE и KASE
Преимущественное право доступа к запасам
и инфраструктуре через НК КМГ
КГМ
(50%)
ОМГ и ЭМГ
ПКИ
(33%)
CCEL
(50%)
Дальнейшее
приобретение
активов
Система корпоративного управления
соответствующая мировым стандартам для
защиты интересов миноритарных
акционеров
Активы, генерирующие значительные
свободные денежные потоки
Добыча в 2013 году
тыс бнс
КГМ*
33
ЭМГ
57
CCEL*
19
ПКИ*
37
251
Добыча в Казахстане в 2013 году
млн барр.
тыс бнс
КГМ*
125
ЭМГ
289
ОМГ
105
* В соответствии с долей владения
5
Запасы 2P на конец 2012 г.
CCEL* ПКИ*
194
83 48
Рожковское*
1 494
ОМГ
755
ТШО
РД КМГ
КПО
Актобемунайгаз
Мангистаумунайгаз
Казгермунай
ПККР
CCEL
Тургай Петролеум
KOA
Кольжан
KTM
Прочие
162
89
251
50%
33%
50%
33%
33%
-
100
200
300
400
500
600
Экономика Казахстана: основные показатели
Активы Нац. фонда выросли до $71 млрд. в 2013 году
Инфляция в коридоре 6-8% в течение последних пяти лет
185
71
148
126
58
24
21
14
9
2006
12
2007
2008
15
23
2009
Нац Фонд
2010
28
23
2011
Межд. Резервы
10%
8%
29
28
23
20
7
147
8%
7%
149
31
27
18
147
120
19%
44
19
123
152
6%
24
26
2012
6-8%
6%
5%
27
2013
2006
2007
2008
2009
2010
Инфляция, %
Гос Долг
ВВП в 2012 году составил $202 млрд.
2011
2012
2013
2014П*
Курс Тенге/Доллар США
Динамика добычи нефти в Казахстане, млн.тонн
100
11%
9%
3%
7%
8%
5%
67
2006
2007
71
80
80
79
2009
2010
2011
2012
82
105
133
115
146
186
202
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2008
2013 2014П**
Реальный рост ВВП, %
* Прогноз Министерства экономики и бюджетного планирования РК и текущий индикативный курс тенге/$, установленный Национальным Банком РК
** Прогноз Министерства нефти и газа РК
6
83
1%
81
ВВП, $ млрд
65
76
…
2020П**
Стабилизация добычи РД КМГ в 2012-2013 гг.
Работа с коллективом
Реорганизация
ОМГ и ЭМГ в
акционерные
общества
7
Более
управляемые
производственные
процессы
Стабилизация добычи РД КМГ в 2012-2013 гг.
Добыча в ОМГ, млн.тонн
Забастовка в ОМГ,
снижение количества
работающих скважин
1.5
1.4
Стабилизация
добычи, работа с
коллективом
Восстановление добычи,
улучшение производственных
процессов
Восстановление добычи в ОМГ
Стабильная социальная ситуация.
Компания выстроила внутренние
коммуникации с коллективом
В 1кв.2014 ОМГ впервые за
последние три года опережает план
добычи
РД КМГ считает, что принятый план
добычи является реалистичным
1.4
1.3
1.3
1.3
1.4
1.3
1.3
1.2
1.2
1.3
1.2
1.2
1.3
1.2
1.1
1.1
1.0
0.9
Более управляемые и
прогнозируемые производственные
процессы
0.8
1кв11 2кв11 3кв11 4кв11 1кв12 2кв12 3кв12 4кв12 1кв13 2кв13 3кв13 4кв13 1кв14
Тыс.
бнс
116
107
84
103
100
100
99
100
101
105
107
107
107
Месторождения ОМГ имеют потенциал. Даже с учетом их возраста, они, по-прежнему, содержат
значительные запасы нефти и могут долгие годы оставаться в эксплуатации при условии
оптимального баланса между уровнем добычи и затрат
8
Профиль добычи в 2014-2018 гг.
Добыча ОМГ, тыс.б/с
120
110
105
108
109
110
111
112
100
100
90
2012
2013
2014Б
2015Б
2016Б
2017Б
2018Б
4.95 мт
5.21 мт
5.35 мт
5.40 мт
5.47 мт
5.53 мт
5.57 мт
Тыс.б/с
Снижение добычи в среднем на 1% в год
250
247
251
248
250
244
242
236
41
18
32
39
19
33
37
19
33
33
19
32
33
19
32
29
19
30
24
19
28
20
19
27
159
156
162
165
166
166
167
168
2011
2012
2013
2014Б
2015Б
2016Б
2017Б
2018Б
ОМГ и ЭМГ
КГМ
КБМ
ПКИ
УОГ
Компания уверена в способности поддержать контролируемое снижение добычи в
среднем на 1% в год на зрелых активах
9
Повышение надежности электроснабжения в ОМГ
Потери нефти из-за аварийных отключений электроэнергии
Динамика вывода скважин на режим, сутки
19,458
26.1
15,762
26
19
8,151
4.3
2011
2012
Потери нефти, тыс.тонн
14
3,202
2.7
2.0
2013
2014 янв-фев
2011
2012
2013
Количество скважин
Цех по диагностике и ремонту
оборудования в ОМГ
Установка по подготовке жидкости для
глушения скважин в ОМГ
✓
10
12
✓
2014 янв-фев
Проекты программы модернизации, $млн
2012Ф
2013Ф
2014Б
2015Б
2016Б
2017Б
2018Б
Цех по диагностике и ремонту подземного оборудования
✓
✓
✓
-
-
-
-
Реконструкция системы сбора и транспортировки газа
✓
-
-
-
-
-
-
-
✓
-
-
-
-
-
✓
✓
-
-
-
-
-
Система внутрипромыслового сбора нефти и межпромыслового
транспорта нефти
-
✓
-
-
-
-
-
Узел по приготовлению жидкости для глушения скважин
-
✓
-
-
-
-
-
Программа утилизации газа Прорва
-
✓
✓
✓
✓
-
-
Реконструкция системы закачки БКНС
-
✓
✓
✓
✓
✓
✓
Установка подтоварной воды для закачки в пласт
-
-
✓
-
-
-
-
Сервисный центр для обслуживания 1000 единиц спецтехники
-
-
✓
✓
✓
-
-
Цех сервисного обслуживания нефтепромыслового оборудования
-
-
✓
✓
✓
✓
-
✓
✓
✓
✓
✓
✓
✓
Нефтепровод Прорва-Тенгиз
Автодороги
Прочее
$157 млн
$200-300 млн
*РД КМГ утверждает капвложения в Тенге, суммы переведены в доллары США исключительно для удобства читателя по курсу 185 Тенге/$ в 2014-18Б
11
Объекты программы модернизации в 2014 году
Реконструкция системы закачки БКНС в
ОМГ
12
Производственная база по
обслуживанию и ремонту оборудования
Сервисный центр для обслуживания
1000 единиц спецтехники
Динамика запасов
Консолидированные запасы*
млн. барр.
Консолидированные запасы 2P на конец 2012 г.
-25%
-28%
млн. барр.
2,482
+44%
2,083
1,854
ЭМГ 100%
289
1,494
КГМ 50%
125
1,182
822
1 494
1P
2P
2011
3P
ОМГ 100%
755
CCEL 50%
194
ПКИ 33%
83
48
2012
Причины снижения 2P запасов ОМГ и ЭМГ 2012 года в
оценках аудиторов*
Разные допущения по стартовой (входной) добыче
Разные допущения по темпу падения добычи по
итогам 2011 и 2012 гг.
* Аудитор запасов по состоянию на 31/12/2011 – Gaffney, Cline&Associates; Аудитор запасов по состоянию на 31/12/2012 – Miller&Lents
13
Рожковское
50%
Геологоразведочная деятельность
Капвложения в геологоразведку, $млн
108
73
7
15
12
84
17
35
26
2010
60
2011
РД КМГ
20
2012
2013
Федоровский 50%*
ТЕМИР
2014Б
36
Костан
ЗКО
ЛИМАН
Новобогатинск
Зап.
39
Новобогат
Юго-Восточный
Макат
Восточный
38
59
56
90
ТАЙСОЙГАН
12
13
86
26
КАРПОВСКИЙ СЕВ.
114
43
ЖАРКАМЫС ВОСТОЧНЫЙ I
ФЕДОРОВСКИЙ
Р-9
25
15
2015Б
2016Б
Атырауская
область
КАРАТОНСАРКАМЫС
Карповский Северный 51%*
Актюбинская
область
С. Нуржанов
Западная Прорва
Количество скважин**
Каспийское
УЗЕНЬКАРАМАНДЫБАСморе
23
20
8
12
2
6
8
2010
2011
3
5
14
8
15
2012
2013
2014Б
Сухие
В процессе
Успешные
Кызылор
ТЕРЕСКЕН
6
2
6
Мангистауская
область
5
Разведочные проекты
2015Б
2016Б
Доразведка
Неотрискованные перспективные ресурсы по текущему портфелю разведочных составляют около
200 млн баррелей
* Доля РД КМГ в капвложениях на геологоразведку блоков. Инвестиции в блоки Карповский и Федоровский признаются как займы предоставленные дочерним организациям
** Включая разведочные и оценочные скважины
14
Геологоразведочный потенциал Казахстана
Границы Республики Казахстан
Границы областей
основная часть бассейна законтрактована
частично законтрактованные бассейны
Незаконтрактованные (свободные) территории
Доказанные запасы:
• нефти - 3,9 млрд. т (12-место в мире)*
• природного газа - 1,3 трлн. куб.м.
(20-место в мире)*
Осадочные бассейны
Прикаспийский
Устюртско-Бузашинский
Мангышлакский
Аральский
Сырдарьинский
Южно-Торгайский
Северо-Торгайский
Северо-Казахстанский
Тенизский
Шу-Сарысуский
Илийский
Балхашский
Алакольский
Зайсанский
Прииртышский
На территории Казахстана выделены 15 перспективных на углеводороды осадочных бассейнов. Примерно треть
перспективных территорий законтрактована, остальная часть не законтрактована либо частично законтрактована.
Необходимо проведение на этих территориях полномасштабных геологоразведочных работ
* – доказанные запасы по классификации Американского Института Нефти
Источники: BP Statistical Review of World Energy 2013, KAZENERGY, анализ SPG, Комитет Геологии и Недропользования МИНТ РК
15
Дивиденды выплаченные акционерам
Коэффициент выплаты1, %
Объявленные дивиденды
1,619
1,300
1.5
500
0.7
2006
95%
1,976
KZT на акцию
($ за ГДР)
563
0.8
656
0.9
704
0.8
2007
2008
2009
1.8
68%
1.8
800
44%
0.9
2010
30%
2011
2012
2013
4
2006
27%
2007
Дивидендная доходность3, %
20%
24%
24%
2008
2009
2010
2011
2012
2
2013
4
Дивиденды на баррель, $
14%
10%
10%
4.2
3.9
2006
2007
5%
3%
2006
2007
4.5
4.1
3.9
2009
2010
2012
2013
3%
2008
2009
2010
2011
(1) Расчеты исходя из сумм в тенговом выражении
(2) Чистая прибыль без корректировок на обесценение
16
8.0
6.7
7%
3%
8.2
2012
2013
4
2008
2011
(3) Рассчитывается на основании цены акций на конец соответствующего периода
(4) Подлежит одобрению ГОСА 13 мая 2014 г.
4
Денежные средства
Денежные средства и финансовые активы
$4,1 млрд. по состоянию на 31.12.2013
Возможное использование денежных
средств:
Капитальные вложения на основных
активах ~ $700 млн в год
Казкоммерцбанк,
13%
BNP Paribas, 12%
Народный Банк,
22%
Дойче Банк, 12%
ING Bank, 8%
Прочие, 8%
Сити Банк
Казахстан, 7%
Сити Банк Н.А., 4%
Евразийский Банк,
4%
АТФ Банк, 6%
HSBC Plc, 4%
17
Инвестиции в перспективные проекты
геологоразведки: ~ $300 млн в год
Дивиденды: $730 млн в 2014 г. по
итогам 2013 года – 1 976 тг. на акцию
($1,8 на ГДР), подлежит одобрению
ГОСА
Потенциальные возможности по
приобретениям
Финансовые показатели
Свободные денежные потоки*, $млн
Финансовые показатели
$ млн
1,227
$ млрд
2.6
2.3 2.2
299
2.0
1.6
255
1.2
1.4
1.1
344
2012 СДП*
Оборотный
капитал
Капвложения Дивиденды от
СП
135
194
Прочее
2013 СДП*
1.1 1.1
0.9
0.2
EBITDA**
Чистая прибыль
2010
2011
2012
Свободные денежные
потоки*
2013
Капвложения**, $млн
Возможно небольшое увеличение $
капвложений в результате девальвации тенге
946
93
59
719
726
718
61
35
58
25
76
15
329
347
340
322
308
360
295
297
287
257
242
2013A
2014B
2015B
2016B
2017B
2018B
434
618
26
13
573
18
5
Модернизация, $млн
Геологоразведка, $ млн
Экплуатационное бурение, $млн
Строительство, модернизация, прочее, $млн
18
* Свободный денежный поток рассчитывается как ден.потоки от операционной
деят.-Капвложения + Дивиденды, полученные от СП + Проценты полученные
+приоритет платежи от CCEL
** EBITDA включает доход от СП и финансовый доход
*** РД КМГ утверждает капвложения в Тенге, суммы переведены в доллары США
исключительно для удобства читателя по курсу 185 Тенге/$ в 2014-18Б
Влияние последних макроэкономических изменений на экономику РД КМГ
Ставка ЭТП, $/барр.
Влияние девальвации на финансовые показатели
Доход от курсовой разницы ~ $600 млн. в 1кв2014
10.9
8.2
5.4
Ослабление тенге на ~20%
5.4
Влияние на операционые расходы и капвложения
будут ясны в конце года
2.7
2010
81% денежных средств в твердой валюте
2011
2012
2013
2014
Расходы выраженные в тенге
Лифтинг затраты, ОМГ и ЭМГ, $/барр
12.6
10.1
14.2
6.6
15.1
7.4
15.4
5.9
6.5
5.3
4.8
6.1
2010
2011
7.6
7.7
2012
2013
Расходы по оплате труда
Прочее
Операционные расходы
9.5
Другие
валюты
, 50%
KZT,
50%
Капитальные вложения*
Другие
валюты,
20-30%
KZT,
70-80%
2014Б
Операционные расходы в иностранной валюте:
Операционные налоги (НДПИ, Рентный налог, ЭТП)
Часть транспортных расходов
* На основании предварительных приблизительных расчетов
19
59,3 млрд. тенге
Успешно обжаловали в
трех судебных
инстанциях
Вероятность апелляции в
Верховном Суде имеется
212,6 млрд. тенге
Успешно обжаловано в
судебном порядке
Решение может быть
опротестовано органами
прокуратуры
327,9 млрд. тенге
Успешно обжаловали в
первой судебной
инстанции
Могут быть поданы
апелляции в последующие
инстанции
37,2 млрд. тенге
Ожидается решение
судебной инстанции
Ожидается решение
судебной инстанции
Приостановка разработки
трех месторождений
Получены необходимые
положительные
заключения
Юридические процессы
завершены
ЭМГ
ОМГ
Экологические претензии в 2013-2014 гг.
Всего
20
636,9 млрд. тенге
Положительные результаты по 4 из 5 претензий
Высокорентабельные инвестиции в приобретения
Дивиденды / Стоимость приобретений
1,875
КГМ
971
1,210
932
ПКИ
CCEL
162
150
Всего
Добыча*
Запасы**
Период окупаемости - 4 года
+19%
+11%
Период окупаемости - 3 года
+22%
+7%
+13%
+20%
+54%
+38%
Период окупаемости - 6 лет
3,247
2,053
Дивиденды
Стоимость приобретений
Инвестиции полностью окупились, а дивиденды/доля прибыли от СП стали существенной
поддержкой для РД КМГ в период снижения производства в ОМГ
* 100%=добыча ОМГ и ЭМГ в 2013 г.
** 100%=Запасы 2Р ОМГ и ЭМГ на конец 2012 г.
21
Стабильный вклад от СП
85
48
50
31
23
30
КГМ, 50%
33
32
32
30
28
27
2013
2014Б
2015Б
2016Б
2017Б
2018Б
Добыча, тыс. бнс
57
Капвложения**, $ млн
65
59
56
57
59
CCEL, 50%
19
19
19
19
19
19
2013
2014Б
2015Б
2016Б
2017Б
2018Б
Добыча, тыс. бнс
129
95
76
Капвложения**, $ млн
58
41
21
ПКИ, 33%
37
33
33
29
24
20
2013
2014Б
2015Б
2016Б
2017Б
2018Б
Добыча, тыс. бнс
22
Капвложения**, $ млн
Тенденции поставок на внутренний рынок
+33%
Т63.3 тыс
($47.3)
+76%
Т48.0 тыс
($35.9)
Т27.3 тыс
($25.3)
Т37.9 тыс
($34.5)
Т54.6 тыс
($40.8)
Т55.2 тыс
($41.2)
Т63.6 тыс
($44.9)
Т40.0 тыс
($35.7)
Снижение
спроса АНПЗ
1.8
1.6
1.9
1.9
3.0
3.5
3.5
3.9
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
Domestic volumes, mn tonnes
Average domestic price, th.KZT/tonne ($/bbl)
Цена поставок в 2014 г. +76% с 2011 г.
Цена поставок в 2015-2018 гг.: определена в результате переговоров с НК КМГ до девальвации тенге
Возможен рост объемов поставок до 50% к 2018 г.
* Объем поставок указан без учета поставок для внутренних нужд
Налоговый режим с 2009 года
Рентный налог и НДПИ зависят
от цены на нефть
Рентный налог на экспорт нефти, нулевая
ставка при цене Брент ниже 40 долл.
США/барр. (включительно), далее
прогрессивная ставка от 7% до 32%
60
$/барр
50
Ставка налога на добычу полезных
ископаемых (НДПИ) зависит от годового
объема добычи, ~10% для основных активов
РД КМГ. Предусмотрены льготы для поставок
на внутренний рынок.
40
30
Рентный
налог
20
10
0
20 30 40 50 60 70 80 90 100110120130140150
Брент, $/барр
Ставка ЭТП, $/барр.
10.9
8.2
5.4
5.4
2011
2012
2.7
2010
24
2013
2014
Корпоративный подоходный налог (КПН) 20%
с 1 января 2009 (снижен с 30%)
Налог на сверхприбыль (НСП): уплачивается с
прибыли, превышающей 25% от
соответствующих вычетов, становится
значимым при высоких ценах на нефть
Экспортная таможенная пошлина (ЭТП):
устанавливается Правительством РК, текущая
ставка 10,9 долл. США/барр. ($80/тонну)
Справочная информация
Информация об акциях, 31/12/2013
Всего
Простые акций
Привилегированные акций
Казначейские
70,220,935
4,124,586
4,136,107
2,073,276
Количество ГДР на акцию
6
Департамент по связям с
инвесторами:
Асель Калиева
Директор
Тикеры
25
Контакты
Вебсайт: www.kmgep.kz
LSE
KMG
Reuters
KASE
RDGZ
Bloomberg KMG LI
KMGq.L
E-mail: ir@kmgep.kz
Тел: +7 (7172) 975433
Список аббревиатур
барр. – баррель
млн. барр. – миллионы баррелей
млрд. барр. – миллиарды баррелей
бнс –баррелей нефти в сутки
тыс. бнс – тысяч баррелей нефти в сутки
$ млн – миллионы долларов США
$ млрд – миллиарды долларов США
млрд тенге – миллиарды тенге
НК КМГ – АО Национальная Компания КазМунайГаз
РД КМГ – АО Разведка Добыча КазМунайГаз
ОМГ– АО Озенмунайгаз
ЭМГ– АО Эмбамунайгаз
КГМ – СП Казгермунай ТОО
УОГ – Урал Ойл энд Газ
CCEL – CITIC Canada Energy Limited (держит 94% в АО Каражанбасмунай)
PKI – KMG PKI Finance BV (держит 33% в ПетроКазахстан Инк.)
СБС– ТОО СапаБарлуСервис
НБК– ТОО НБК
КПН– Корпоративный подоходный налог
НСП– Налог на сверхприбыль
НДПИ– Налог на добычу полезных ископаемых
ЭТП– Экспортная таможенная пошлина
Коэффициенты конвертации: ОМГ, ЭМГ добыча -7.36 барр./тонну; ОМГ, ЭМГ продажи -7.23 барр./тонну; КГМ- 7.7; Каражанбасмунай- 6.68; ПКИ–
7.75; прочие - 7.33
26
Приложения
27
Резюме финансовых показателей
$ млн. если не указано иное
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
Добыча ОМГ и ЭМГ (тыс. б/с)
192
190
181
177
159
156
162
3,974
5,029
3,291
4,135
4,919
5,346
5,368
Операционные расходы
(1,720)
(2,470)
(2,241)
(2,867)
(3,789)
(3,827)
(4,146)
Операционная прибыль
2,253
2,559
1,050
1,267
1,130
1,519
1,222
Обесценение основных средств
-
-
-
-
(11)
(516)
(395)
Финансовые (расходы) доходы
108
357
902
184
166
247
156
(66)
6
607
(23)
18
64
74
142
479
(17)
530(5)
575
452
334
(1,228)
(1,389)
(514)
(390)
(434)
(623)
(385)
скорректированная эффективная ставка подоходного налога (1)
52%
48%
29%(3)
27%(4)
34%
50%
39%
скорректированная эффективная ставка всех налогов(2)
55%
59%
56%(3)
60%(4)
74%
80%
80%
Чистая прибыль
1,282
2,006
1,422
1,591
1,425
1,079
932
Денежные потоки от операционной деятельности
1,411
1,362
1,011
785
1,011
1,039
647
Капитальные расходы (из отчета о движении денежных средств)
(327)
(350)
(294)
(599)
(716)
(725)
(980)
Брент, долл. США/барр.
75.7
97.1
61.7
79.2
111.3
111.7
108.7
Курсы валют, средние за период
122.5
120.3
147.5
147.4
146.6
149.1
152.1
Выручка
включая прибыль (убыток) от курсовой разницы
Доля в доходах совместных предприятий
Расходы по подоходному налогу
(1)
(2)
(3)
(4)
(5)
Соотношение подоходных налогов к прибыли до вычета подоходных налогов и доли прибыли в ассоциированных компаниях и СП
Соотношение всех налоговых выплат и ЭТП к прибыли до вычета всех налогов, ЭТП и доли прибыли в ассоциированных компаниях и СП
За вычетом эффекта курсовой разницы
За вычетом единоразовых проводок (в 4кв10 – взнос компании CNPC E&D в уставный капитал ПКИ)
Включает 33% долю взноса компании CNPC E&D в уставный капитал ПКИ в размере 146 млн. долл. США
28
Лифтинг затраты*, ОМГ и ЭМГ, $/барр.
15.1
14.2
12.6
16.0
13.6
13.6
12.0
11.6
6.4
5.6
6.7
5.9
1кв11
2кв11
3кв11
4кв11
14.7
14.1
13.5
15.3
15.8
14.9
11.8
10.1
7.7
KZT/
USD
8.4
7.9
2.6
3.3
3.7
4.8
2007
2008
2009
2010
147.5
147.7
122.6
120.3
Прочие
7.4
7.7
7.6
7.8
8.3
8.1
8.0
1кв12
2кв12
3кв12
4кв12
1кв13
2кв13
3кв13
146,6
Ремонт и обслуживание
149,11
Материалы и запасы
6.4
4кв13
152,14
Энергия
Вознаграждения сотрудникам
* Методология расчета лифтинг затрат была пересмотрена после реорганизации производственных филиалов в АО ОМГ и АО ЭМГ в 2012 году.
Компания исключила расходы, которые напрямую не относятся к производству из расчета лифтинг затрат такие как расходы на центральный
аппарат и административные расходы.
Лифтинг затраты за баррель рассчитываются как операционные расходы ОМГ и ЭМГ, включая материалы и запасы, вознаграждения сотрудникам,
ремонт и обслуживание и прочие операционные расходы. Расходы на амортизацию, налоги и прочие социальные обязательства исключаются из
расчета лифтинг затрат.
29
Структура поставок нефти ОМГ и ЭМГ
Поставки по направлениям, тыс.б/с
190
179
176
US$/барр.2
171
152
104
97
98
152
160
156
70
70
42
40
50
44
50
44
41
39
35
38
32
2007
2008
2009
2010
2011
КТК
1
87
75
155
82
77
32
34
46
43
41
47
35
34
2012 1кв13 2кв13 3кв13 4кв13
КТК
108.7
Внутр.
-
(2.1)
(8.4)
-
Чистая цена реализации
106.6
100.3
36.8
Рентный налог
(23.9)
(24.9)
-
Экспортная пошлина
(7.3)
(6.9)
Транспортные расходы
(9.1)
(7.4)
(1.8)
Нетбэк цена
66.3
61.1
35.0
-
8.3
66.3
69.4
Брент
Корректировка по банку
Премия за коэфф. барр.
Эффективная нетбэк
цена с учетом премии за
Внутр. рынок
Прим.: (1) пересчитано по коэффициенту баррелизации 7,23
30
162
УАС
108.7
качества и скидки
85
42
УАС
2013 Нетбэк
коэфф. Барр.
Прим.: (1) пересчитано по фактическому коэффициенту баррелизации
35.0
Резюме финансовых результатов СП
КГМ 100%, $ млн
2008
2009
2010
2011
2012
20131
Выручка
1,763
1,173
1,527
2,354
2,310
2,448
Операционные расходы
(490)
(737)
(812)
(1,343)
(1,225)
(1,487)
Подоходный налог
(530)
(179)
(286)
(375)
(470)
(355)
Чистая прибыль
744
229
427
629
613
605
Капвложения
207
99
74
74
62
99
CCEL 100%, $ млн
2008
2009
2010
2011
2012
2013
Выручка
1,033
688
924
1,367
1,466
1,440
Операционные расходы
(538)
(534)
(691)
(1,025)
(1,104)
(1,170)
Подоходный налог
(148)
7
(60)
(121)
(87)
(57)
Чистая прибыль
346
119
174
214
256
191
Капвложения
230
108
109
103
57
114
2008
2009
2010
2011
2012
2013
Выручка
na
2,890
3,422
4,965
3,992
3,725
Операционные расходы
na
(2,084)
(1,962)
(3,076)
(2,309)
(2,591)
Подоходный налог
na
(302)
(449)
(686)
(767)
(573)
Чистая прибыль
na
503
1,011
1,184
891
536
Капвложения
na
333
411
373
312
390
ПКИ 100%, $ млн
(1) На основании неаудированной 2013 результатов
31
Распределение денежных средств акционерам
2007
Май 2007 (ГОСА): Дивиденды в размере 300 млн. долл. США
2008
Май 2008 (ГОСА): Дивиденды в размере 344 млн. долл. США
Октябрь 2008 (СД): 12 месячная программа обратного выкупа акций, 148 млн. долл. США
2009
Май 2009 (ГОСА): Дивиденды в размере 322 млн. долл. США
2010
Февраль 2010 (СД): Листинг привилегированных акций на KASE с последующей программой обратного выкупа, до 100%
выпущенных привилегированных акций
Май 2010 (ГОСА): Дивиденды в размере 346 млн. долл. США
2011
Май 2011 (ГОСА): Дивиденды в размере 389 млн. долл. США
Обратный выкуп привилегированных акций: выкуплено 50.1% , на сумму 252 млн. долл. США
2012
Май 2012 (ГОСА): Дивиденды в размере 617 млн. долл. США
Программа обратного выкупа простых акции до 31 декабря 2012 года: Выкуплено 19 461 простых акции и 14 386 605 ГДР на
сумму около 263 млн. долл. США
2013
Май 2013 (ГОСА): Дивиденды в размере 740 млн. долл. США
2014
Март 2014: СД рекомендовал дивиденды в размере 730 млн. долл. США
Около 4,5 млрд. долл. США* направлены на выплаты акционерам с момента IPO
* Including $730m dividend recommended by BoD in March 2014. Subject to AGM approval
32
Налоговая чувствительность
Оценочная налоговая нагрузка(1) при различных ценах на нефть.
Налоговая нагрузка, $/барр.
80,0
72,0
ЭТП2
59,0
60,0
46,9
Рентный
налог
35,9
40,0
25,3
20,1
20,0
НДПИ
14,5
Прочие налоги
НСП
КПН
0,0
$40
$50
$60
$80
$100
$120
$140
Фактическая налоговая нагрузка в 2009-2013 гг.
2009
2010
2011
2012
2013
Брент, $/барр.
Налоговая нагрузка,
$/барр.
60.7
76.8
111.3
111.7
108.7
25.8
31.9
56.0
55.0
54.9
Notes: (1) Оцененная налоговая нагрузка на баррель экспортируемой нефти. Рассчитано на основе различных цен на нефть и структуры затрат 2009 года, не
включая не операционные доходы/расходы и чрезвычайных статей. (2) Экспортная таможенная пошлина $10.9/барр. ($80/тонна)
33