краткое описание проекта - Ангара Петролеум | Angara Petroleum

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ПРОЕКТА
(Версия от 5 марта 2014 г.)
Акционерное общество «Ангара Петролеум» (Москва) (далее, «АП») является 100%
российским акционером 5 лицензионных участков (все лицензии действительны до 2032 г.)
по разработке и добыче углеводородов на одном газоконденсатном и четырех газовых
месторождениях в Иркутской области.
Текущий зарегистрированный (на середину 2013 г.) акционерный капитал АП составляет
4,2 млрд. рублей (около 140 млн. $) (за исключением обязательных резервов и стоимости
приобретения лицензий). На 2017 г. запланирован IPO / частная продажа (Лондон, Азия) на
оценочную сумму ~3-5 млн. $ (на 1 акцию (выпуск 1000 акций) с российским рыночным
коэффициентом стоимости 0.1-0.5).
В Иркутской области имеются значительные доказанные извлекаемые запасы (согласно гос.
балансу за 2004 г.) газа (287 трлн. куб. футов) и конденсата / легкой нефти (15,2 млрд. барр.),
которые до сих пор не разрабатывались по причине отсутствия экспортной
инфраструктуры. Однако, благодаря завершению строительства экспортного трубопровода
компании Транснефть «ВСТО» (Восточная Сибирь – Тихий океан) (пропускная способность
~3,5 млн. тонн/год, комплекс погрузочных мощностей, включая нефтехранилища, насосное
оборудование, лаборатории и центр контроля качества) для поставок на рынки Китая и
Азии, а также с учетом допуска конкурентов на европейские трубопроводы Газпрома с 2015
г., российское правительство недавно выделило 100 млрд. $ на развитие этих мощностей в
рамках акционерного общества с Внешэкономбанком (ВЭБ).
Бизнес-план АП заключается в расширении компании до уровня среднего/крупного игрока
за счет монетизации его отраженных в гос. балансе за 2012 г. извлекаемых запасов в
размере ~2,1 млрд. барр. нефтяного эквивалента (63 млн. барр. нефти + 12,3 млрд. куб. фт.
газа) путем продажи нефти и газа, а также получения на основе газа продукции с высокой
прибавочной стоимостью, а именно, на первом этапе, электроэнергии и метанола.
Электростанция мощностью 150 МВт (100% собственность АП) и завод по производству
метанола и тяжелых пластмасс мощностью 2 млн. т/год будут расположены в
нефтехимическом комплексе, который будет построен на 4-м лицензионном участке
дочерним предприятием АП (51% собственность) ЗАО «Приангарская газохимическая
компания» (ПГК).
Лицензионные участки 1-5 АП
(Лицензионный участок № 4 – местоположение нефтехимического комплекса; фиолетовая
линия – трубопровод ВСТО)
1
АП собирается также поставлять газ на местное предприятие ОАО «Саянхимпласт» для
производства пластмасс. Саянхимпласт производит 60% производимых в России пластмасс
и планирует расширить свое рыночное присутствие до 70% за счет инвестирования в ПГК.
Саянхимпласт предоставит земельный участок для нефтехимического комплекса, а также
инвестиции под 26%. ВЭБ предоставит кредитную линию в размере 2,5 млрд. $ (под
сложный процент 16%) для финансирования 80% (остальные 20% будет финансировать
ПГК) нефтехимических проектов. Цель заключается в том, чтобы ПГК к 2017 г. погасила
долг перед ВЭБ за завод по производству метанола.
Ниже приводятся данные о текущем финансировании проекта. Следует отметить, что все
средства будут держаться на счетах в валюте Евро и выплачиваться в Россию на основе
выставляемых счетов:
Финансирование проекта
Компания АП
Основатели
75%
Инвестор
25%
2013
2014
140$
1558$
1558$
0$
0$
0$
70$
45$
115$
0$
0$
0$
135$
10$
50$
0$
195$
Компания ПГК
АП
51%
ВЭБ*
20%
САП
26%
Местная администрация 3%
2608$
2500$
2016
140$
Энергетическая компания АП
АП Ко
100%
Кредиты АП
100%
Итого
*Получено =
2015
140$
1868$
250$
50$
50$
0$
350$
150$
50$
50$
0$
250$
350$
250$
Легкая нефть и попутный газ лицензионного участка № 1 (на котором также построена
установка сепарации нефти) и газ лицензионного участка № 2 будут продаваться на
внутреннем рынке, а их экспорт начнется в 2015 г. Однако, вместо продажи нефти по
заниженной цене марки Urals АП рассмотрит возможность очистки нефти до продуктов с
высокой добавочной стоимостью на Ангарском нефтеперерабатывающем заводе Роснефти в
Иркутске. Важно, что оба лицензионных участка 1 и 2 расположены поблизости от
2
трубопровода ВСТО (фиолетовая линия на карте). Себестоимость добычи нефти и газа для
АП невелика (средняя себестоимость нефти и газа(*) за период 2014-2023 ггг.), позволит
поддерживать необходимые финансовые потоки даже в случае долгосрочного снижения
цен:
Нефть ($/барр.)
7,86$
* Газ ($/куб.фт.)
1,06$
* усредненная величина
Показатели IBTIDA по проекту приводятся ниже:
Итого EBTIDA
$3 000
$2 500
$2 000
$1 500
$1 000
$500
$0
$500
2013
АП Ко
AП САП
ПГК Кo
2015
2017
2019
2021
2023
Нефтяные месторождения АП Ко
АП энергия
ООО «Ангара Петролеум» (табл. 3 Excel): Компания считается со средним уровнем риска и
высокой внутренней нормой окупаемости (IRR) на уровне 106%, соотношение прибыли к
инвестициям (P/I) составляет 8, чистой приведенной стоимостью NPV (12%) 4234 млн. $ и
выходом на безубыточное производство в 2016 г., при этом дивиденды составят от 478 млн.
$ до 5933 млн. $ в год (2014-2023), т.е. суммарно около 27 млрд. $:
Финансовые показатели АП (до выплаты
дивидендов)
АП после выплаты дивидендов
$7 000
$14 000
$6 000
$12 000
$5 000
$10 000
$4 000
$8 000
$3 000
$6 000
$2 000
$4 000
$1 000
$2 000
$0
$0
$1 000
2013 2015 2017 2019 2021 2023
2023
2022
2021
2020
2019
2018
2017
2016
2015
2014
2013
$2 000
Балансовые продажи
Кап.+экспл. расходы
Балансовые продажи
Кап.+экспл. расходы
Чистая прибыль
Чистая прибыль
Банк a/c
Капитал АП = дивид.
IRR
P/I
NPV 12%
106%
8,1
4324$
3
Безубыточн.
2016
Продажи нефти и газа АП
$1 000
$800
$600
$400
$200
$0
2013 2015 2017 2019 2021 2023
ПГК [нефтехимия]
Нефтяное месторождение Киренское
Внутр./экспорт
В качестве независимого менеджера проекта и консультанта по реализации плана развития
была выбрана компания ILF Beratende Ing. GmbH (Германия). Геологическую экспертизу и
предварительные оценки проведут ведущие российские и западные эксперты из ГКЗ и ЕБРР.
В настоящее время проводятся переговоры со страховой компанией JSC Allianz на предмет
страхования от возможных рисков в рамках проекта, страховая премия составит 50 млн.$.
АП будет осуществлять работу в соответствии с западными стандартами бухгалтерского
учета (Ernst & Young, Лондон) и оценивать запасы по HC (Miller & Lents, Хьюстон).
Обновление проекта АП (2013-2014):
 Скважины: Были пробурены и успешно протестированы на наличие нефти и газа 4
новые оценочные скважины. 2 скважины были завершена на Киренском
месторождении (лицензионный участок № 1), 1 газодобывающая скважина на
Антоновском месторождении (лицензионный участок № 2) и1 газодобывающая
скважина на Верхнеленском месторождении (лицензионный участок № 5). В
настоящее время проводится перерасчет запасов.
 Сейсморазведка: В 2013 г. сейсморазведки не проводилось. 2D- и 3D-данные будут
получены в 2014 г. в соответствии с новыми лицензионными обязательствами на
2013-2014 гг. и расширенной программой АП в области сейсморазведки.
 Электростанция (100% собственность АП): Имеется контракт с «Teknonet AG»
(Швейцария) на поставку «под ключ» газотурбинной станции открытого цикла
мощностью 150 МВт.ч за 70 млн. $. Срок строительства составит 6 месяцев, после
чего станция выйдет на полную проектную мощность ~0,4 ГВт.ч к январю 2015 г. АП
предоставит кредит на капиталовложения в инфраструктуру в размере 35 млн.
$ (+10 млн. $ на резервирование) под 6% по упрощенной схеме на 5 лет. Для этого
будет создано новое дочернее предприятие АП.
 Завод по производству метанола / пластмасс (51% собственность АП): Технология
производства была приобретена АП в рамках авторских лицензионных прав.
 Сотрудничество с ОАО «Саянхимпласт» (САП): Проводятся переговоры относительно
вложения акционерного капитала в ПГК. САП является компанией-оператором
завода пластмасс в 20 км к северо-востоку от лицензионного участка № 4. Согласно
достигнутой договоренности, АП будет поставлять свой газ в качестве сырья, а САП
покроет стоимость строительства трубопровода.
 Дополнительное финансирование: АП будет продолжать находить финансирование
для проектов АП и ПГК.
 Прибыль АП: Прибыль будет складываться из проектов и, вместе с финансированием,
предоставляемым инвестором, использоваться для финансирования разработки
месторождений, приобретения электростанции, инвестиций ПГК и будущих
проектов:
o Продажи нефти и газа (на внутреннем рынке и экспортные, а также поставки
газа в качестве сырья для проектов), конденсата и гелий.
o Дивиденды от энергетической компании АП.
o Дивиденды от ПГК.
Бюджет АП (2014-2016):
4
Бюджет приводится в табл. 1 прилагаемой электронной таблицы Excel, а также в конце
настоящего отчета.
ЗАПАСЫ, ГЕОЛОГИЯ И ГЕОФИЗИКА, РАБОЧАЯ ПРОГРАММА
Запасы углеводородов:
На основе имеющихся геологических, каротажных и геофизических данных, на 5
лицензионных участках АП имеются следующие запасы углеводородов (согласно
государственному балансу полезных ископаемых за 2012 г.). Ок. 300 млн. барр. извлекаемых
запасов в нефтяном эквиваленте (см. табл. 3а и ниже) месторождения Киренское в
соответствии с российской системой являются запасами, планируемыми к отработке, что
следует из количества скважин, результатов испытаний скважин и с учетом минимального
объема пласта (пористость, насыщаемость и т.д.) и коэффициента извлекаемости.
Данные по указанным запасам постоянно обновляются за счет бурения дополнительных
скважин на фазе оценки месторождения. Если проект будет признан экономически
рентабельным, месторождение будет переведено в фазу разработки и добычи. Отметим, что
по данной классификации на 5 лицензионных участках АП имеются извлекаемые запасы
общим объемом 2,127 млрд. барр. в нефтяном эквиваленте:
Лицензия №
лицензии
1
2
3
14515 HP
02349 HP
02348 HP
4
02372 HP
Месторождение Тип
Киренское
Антоновское
СреднеОкинское
Заславское
В пласте (ВП)
Млн.
барр.
Нефть Газ 210
Газ
Газ
Млрд.
фт3
1,767
9,895
1,307
Газ
1,201
Верхнеленское
5
21047 HP
Итого
Млн. барр. в нефтяном эквиваленте
Газ
210
2,790
1,307
15,477
Извлекаемые
Млн.
барр.
63
Млрд.
фт3
1,414
7,916
1,046
961
63
2,127
1,046
12,383
Классификация запасов:
Российская классификация запасов полезных ископаемых С1, С2, С3 статистически
эквивалентна западной вероятностной классификации запасов полезных ископаемых P90,
P50, P10 (см. пример по Киренскому ниже):
1. Киренское (ВП нефть):
a. C1 = 418, 000 т = 3.09 млн. барр.
b. C2 = 6.319 млн. т = 46.8 млн. барр.
c. C3 = 13.062 млн. т = 96.66 млн. барр.
d. C1 = 3.1 млн. барр. ВП = P90; C1+C2 = 40 млн. барр. ВП = P50; C1+C2+C3 = 137
млн. барр. ВП = P10. Среднее по запасам ~P40 = ~60 млн. барр. ВП.
2. Антоновское (ВП газ):
a. C1 = 42 млрд. м3 = 1,554 млрд. фт3
b. C2 = 93 млрд. м3= 3,290 млрд. фт3
c. C3 = 196 млрд. м3 = 6,930 млрд. фт3
3. Средне-Окинское (ВП газ):
a. C1 = 2 млрд. м3 = 70 млрд. фт3
b. C2 = 8 млрд. м3 = 282.7 млрд. фт3
c. C3 = 196 млрд. м3 = 6,926 млрд. фт3
4. Заславское (ВП газ):
a. C1 = 16 млрд. м3 = 564 млрд. фт3
b. C2 = 28 млрд. м3 = 989 млрд. фт3
5
c. C3 = 33 млрд. м3 = 1,166 млрд. фт3
5. Верхнеленское (ВП газ):
a. C1 = 27 млрд. м3= 954 млрд. фт3
b. C2 = 61 млрд. м3 = 2,155 млрд. фт3
c. C3 = 134 млрд. м3 = 4,735 млрд. фт3
Газовое
месторождение
2
3
4
5
*C1
1 554
70
564
954
3 142
* Запас, принимаемый к учету банком
C2
C3
3 290
282
989
2 155
6 716
6 930
6 926
1 166
4 735
19 757
P90
P50
1 554
70
564
954
3 142
4 844
352
1 553
3 109
9 858
P10
11 774
7 278
2 719
7 844
29 615
Здесь использованы следующие сокращения и переводы единиц измерения: в пласте
(нефть/газ) = запасы, тыс. = тысяч, млн. = миллионов, млрд. = миллиардов, трлн. =
триллионов, барр. = баррелей нефти = м3 нефти х 7,4, фт3 газа = кубических футов газа = м3
газа х 35,34, извлекаемые = на поверхности = извлекаемые запасы нефти = 30% нефти в
пласте, извлекаемые запасы газа = 80% газа в пласте, соотношение газ/нефть, млн. барр.
нефт. экв. = млн. барр. в нефтяном эквиваленте = млрд. фт3 газа / 6, млн. т = миллионов
метрических тонн, $ = доллар США, в данном отчете суммы приводятся в млн. $, руб. =
рублей.
Программа работ по лицензии:
Лицензионные соглашения предполагают проведение в 2013-2014 гг. следующих
программа работ:
№
2013
Лиц.
Разведочные 2Dучастка скважины
сейсморазведка
(км)
1
2
150
2
1
200
3
1
100
4
2
300
5
0
0
Итого
6
750
2014
Разведочные 2Dскважины
сейсморазведка
(км)
1
1850/450**
1
100
1
200
1
0
4
2150/750*
* Места бурения скважин уже выбраны. При успешном тестировании 4-месячные
разведочные скважины будут переведены в 6-месячные добывающие.
** Уменьшенный лицензионный участок и эффективное необходимое количество линейных
километров сейсморазведки.
Плановая программа геолого-геофизических изысканий АП:
№
лиц.
участк
а
1
2
3
4
5
Итого
2013
Разведочн
ые
скважины
2
1
1
2
0
6
2Dсейсморазвед
ка
(км)
3Dсейсморазвед
ка
(км2)
1,000
200
300
300
0
1,800
200
150
0
0
300
650
2014
Разведочн
ые
скважины
1
1
1
1
1
6
6
2Dсейсморазвед
ка
(км)
3Dсейсморазвед
ка
(км2)
850
100
-
0
200
160
230
590
950
Все основные работы (планирование, сейсморазведка, геофизическая интерпретация,
бурение и т.д.) будут выполнены подрядчиками. Работы будут выполняться в период 20132014 гг. в соответствии с лицензионными соглашениями. Все работы, не законченные в
2013 г., будут завершены в 2014 г.
АП будет добиваться от подрядчиков применения самых последних технологий бурения и
сейсморазведки (горизонтальные добывающие скважины и съемка, обработка и
интерпретация 3D-данных) с целью повышения добычи, снижения стоимости бурения
скважин, а также более полной оценки запасов и мониторинга добычи на месторождениях.
Для этого в рамках всех лицензий будет заказано проведение 2D- и 3D-сейсморазведки.
Геология:
1. Структура и тип ловушек: 35-40 млн. лет назад началось тектоническое
столкновение Индии с юга с ленско-сибирским кратоном, в результате чего
произошло перекрытие древнего моря Тетис с последующим формированием
монгольского плато и горной цепи Pymara. На территории Иркутской области
мощные сбросо-сдвиговые тектонические процессы образовали палеозойский
фундаментный блок с внутренним бассейновым провалом внутрь структур,
сформировавшихся вдоль вершин эшелона сбросо-сдвиговых антиклиналей
протяженностью СВ-ЮЗ с литологическим спадом в направлении от ЮЗ в сторону
бассейна. Мощные ловушки углеводородов представляют собой, главным образом,
комбинацию структурного, статиграфического и эрозионного выклинивания.
2. Пласт: Пласты находятся на глубине ~2100 – 3600 со спадом в направлении СВ – ЮЗ,
от лицензионного участка 1 до лицензионного участка 5, и состоят из 2-4
интервалов: базальной континентально-озерной серии, перекрывающей гранитный
докембрийский фундамент и перекрытой морскими песчаниками и глинистыми
известняками. Фундамент пласта состоит из гранитных наносов и аллювиальнофлювиальных песчаников, перекрытых непроводящими (и представляющими собой
источник углеводородов) озерными сланцами. Пласт и перекрывающий слой сходны
с гигантским морским нефтяным месторождением Бо Хай во Вьетнаме.
3. Характеристики месторождения (2013):
Лицензия
Оценочный дебит
Давление пласта
Необходимость
поддержания давления
Глубина залегания пласта
Количество пластов
Количество скважин,
советские/новые)
Действующие скважины
Уч. 1
Уч. 2
Уч. 3
Уч. 4
Уч. 5
890
барр./сутки/скв.
среднее
нет
220 тыс.
м3/сутки/скв.
высокое
нет
130 тыс.
м3/сутки/скв.
среднее
нет
150 тыс.
м3/сутки/скв.
среднее
нет
200 тыс.
м3/сутки/скв.
высокое /среднее
нет
2100-2300
3 вскрытых
5/2
3300-3400
4
6/0,5* (*стадия
бурения, оконч. сентябрь).
4
2900-3300
2/0
2800-3200
2 вскрытых
0/2
3150-3600
2
3/0
1
2
2
3
7
Инертные компоненты
3D сейсморазведка (км2)
Газ/вода
нет
200
20% газа,
немного воды
нет
150
3% воды
нет
200
1-2%% воды
нет
160
сухое
5% гелия
230
сухое
1. Во времена Советского Союза (~1945-1980 гг.) в регионе месторождений было
пробурено большое количество скважин. На территории лицензионных участков АП
было пробурено 16 скважин, из которых 10 оказались продуктивными, но вследствие
имевшихся тогда технологических ограничений непригодными для промышленной
эксплуатации. В 1997-1998 гг. были пробурены 4 продуктивные скважины: 2 на
месторождении Киренском (лицензионный участок 1) и 2 на месторождении
Заславском (лицензионный участок 4). Эти скважины потенциально продуктивны и
требуют капитального ремонта, что включено в план разработки месторождения.
2. Месторождения характеризуются пластовым давлением, как правило, аномально
высоким, с превышением от среднего до значительного и, скорее всего, не потребуют
поддержания пластового давления в ходе добычи.
ПЛАН РАЗРАБОТКИ
Работы разделены на 3 фазы: фаза 1 (2013-2014 гг.), фаза 2 (2015-2017 гг.) и фаза 3 (20182023 гг.). На фазе 1 АП планирует полностью выполнить все условия лицензионных
соглашений по 5 лицензионным участкам и представить запасы в ГКЗ для внесения в реестр.
Параллельно с выполнением лицензионных соглашений АП будет поставлять нефть и газ
для коммерческих проектов и на экспорт. Реализация глобального плана развития АП на
период до 2023 г. приведет к созданию в регионе большого количества новых рабочих мест.
Начало проекта
Продажи сырья
Добыча газа
Продажи газа САП (пластм.)
Метанол (продажи газа)
Электростанция
Продажи Газпрома
IPO/продажа АП
Дивиденды
Доля АП
2013
2014
Фаза 1
2015
2016
Фаза 2
2017
2018
2019
2020
2021
Фаза 3
2022
2023
100%
100%
100%
51%
100%
100%
###
АП
Финансовые риски:
1. Данная оценка потенциала активов АП является консервативной и не представляет
собой модель финансовых потоков, создание которой запланировано на 2014 г.
2. Сроки реализации могут быть сдвинуты по эксплуатационным соображениям.
3. Предполагается, что расходы оплачиваются и начисляются в одном и том же году.
Однако, продажи нефти и газа предполагают корректировку на задержку платежей с
переносом 50% остатка в качестве выручки.
4. Предполагается, что разведочные и добывающие скважины бурятся в течение 6
месяцев, таким образом, 2 забуренные и пробуренные скважины за год дают чистую
консервативную оценку 0,5 продуктивной скважины в год.
5. Цены нефти и газа и прочие цены, взятые за основу в настоящем отчете, являются в
разумной степени консервативными:
Цена нефти, $/барр.
Цена метанола, $/т
Цена газообразного метанола, $/1000 м3
Компания «Саянхимпласт» ($/1000 м3)
Газпромэкспорт ($/1000 м3)
75,0$
300,0$
125,0$
125,0$
125,0$
На настоящий момент времени (февраль 2014 г.) цена нефти, добываемой в Иркутской
области, составляет 98 $/барр., газа – 150 $/1000 м3, метанола – 340 $/т.
БИЗНЕС-ПЛАН
8
1. Киренское газоконденсатное (г-к) месторождение (лицензионный участок 1) (табл.
3а): выручка от продаж нефти и попутного газа будет направлена на поддержание
финансовых потоков АП и инвестиции в добычу газа для нефтехимических и прочих
проектов. Нефть и газ в 2014 г. будут продаваться на внутреннем рынке, а начиная с
2015 г. – поставляться на экспорт.
Месторождение Киренское
Добыча газа и балансовая
выручка по Антоновскому
$1 000
$800
200,00
$600
150,00
$400
100,00
$200
50,00
$0
0,00
$200
2013
2015
2017
2019
2021
2010
2023
Балансовые продажи нефти/газа
Кап.+экспл. расходы
Чистая прибыль
EBTIDA
2015
2020
2025
Экспорт газа (млрд. куб.фт)
Балансовая выручка (млн.$)
2. Антоновское месторождение (лицензионный участок 2): Газ этого богатого
месторождения (извлекаемые запасы ~8 млрд. фт3) в 2014 г. будет продаваться на
внутреннем рынке, а начиная с 2015 г. – поставляться на экспорт. Пиковая добыча на
18 скважинах в 2020 г. может быть дополнительно увеличена за счет применения
более агрессивной программы разработки скважин.
3. Три газовых месторождения (лицензионные участки 3-5) (табл. 3b) будут
использоваться
для
снабжения
сырьем
нефтехимического
комплекса,
расположенного на лицензионном участке 4. Избыток газа будет продаваться на
внутреннем рынке:
150
Общее соотношение пробуренных
и добывающих скважин
Соотношение добычи газа на 3
месторождениях и доли газа на
собственные нужды + избыток
(млрд. фт3)
120
100
100
80
50
60
0
40
50
20
100
0
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2013 2015 2017 2019 2021 2023
На собств. нужды
Добыча
Избыток
Оценочные
Добывающие
4. К 2016 г. АП планирует пробурить 26 оценочных скважин, а к 2019 г. довести
количество добывающих скважин до 100.
5. Согласно данной схеме бюджетно-финансовые показатели АП должны быть, как
показано ниже:
9
Продажи нефти (Киренское месторождение, лицензионный участок 1) (табл. 3а):
В 2014 г. АП планирует сконцентрироваться на добыче ранней нефти из существующих
скважин, после чего в 2015 г. продавать ее на экспорт через трубопровод ВСТО. Существует
соглашение о намерениях между компанией «GUNVOR Spa» (Швейцария) на продажу сырой
нефти ее дочерней компании «Strukturevsey» в Дубае / Омане с дополнительными
расходами на портовые сборы в порту Козьмино в размере 3,8 $/барр. При стабильных
поставках сырой нефти в течение 3-6 месяцев существет возможность получения
дополнительного финансирования (в размере до 150 млн.$) от «GUNVOR Spa». АП будет
направлять эти средства, по мере возможности, на финансирование капитальных проектов.
Нефтяное месторождение
Киренское (барр./сутки)
18 000
16 000
14 000
12 000
10 000
8 000
6 000
4 000
2 000
2013 2015 2017 2019 2021 2023
IRR%
P/I
NPV (12%)
Себест., $/барр.
нефт. экв.
351%
17,9
1791$
1,66$
Себест., $/барр. нефт.
Прибыль на барр.
Норма прибыли
Безубыточный уровень
7,86$
67,14$
54%
2015
Пиковая добыча нефти на уровне ~16 000 барр./сутки ожидается в 2017-2012 гг., после чего
месторождение будет практически истощено к 2023 г. (остаточное количество запасов 30%).
В соответствии с этим АП рекомендует приобрести в 2014 г. другое месторождение в
Киренском районе, которое можно будет ввести в разработку в 2015-2016 гг. Приобретение
нового месторождения (капиталовложения 40 млн.$) в настоящее время является
предметом переговоров с Министерством природных ресурсов России и администрацией
Иркутской области.
Проекты по использованию газа (лицензионные участки 3-5)
Для размещения газоперерабатывающего предприятия был выбран лицензионный участок
4, поскольку там имеется хорошо развитая инфраструктура, транспортная сеть, а также
квалифицированные кадры. АП рассчитывает в 2014 г. начать добычу газа на
месторождениях 3-5 и поставлять до 10,6 млрд. фт3/год на САП. Другие газовые
месторождения будут постепенно вводится в разработку в 2014-2015 гг. для снабжения
газом ПГК и электростанции. Избыток газа будет продаваться на внутреннем рынке:
10
Продажи газа АП (местор. 2-5)
Добыча газа по месторождениям АП
60
$600
Уч. 2
Уч. 3
Уч. 4
2023
$0
2022
0
2021
$100
2020
10
2019
$200
2018
20
2017
$300
2016
30
2015
$400
2014
$500
40
2013
50
Уч. 5
Метанол
САП
Электростанция
Внутр./экспорт
Конденсат
Гелий
Продажи конденсата и гелия (100% собственность АП) (табл. 3b): Верхнеленское газовое
месторождение (лицензионный участок 5) богато конденсатом (52 барр./млн.фт3 газа) и
гелием (5%) (а также содержит пластовые жидкости, богатые Na, K, Li и т.д. – эти активы в
настоящий отчет не включены). Месторождение уже в 2014 г. может давать 0,13 млн.
барр./год конденсатов с увеличением до 2,4 млн. барр./год к 2019 г. и в последующие
периоды, что даст АП дополнительно до 60 млн. $ в год. Конденсаты будут продаваться на
внутреннем рынке.
Аналогично, месторождение в том же периоде может давать 0,13 – 2,4 млрд. фт3/год гелия,
что даст АП дополнительно до 145 млн. $ в год. Гелий будет сжиматься и продаваться на
внутреннем рынке.
Продажи газа (100% собственность АП) (табл. 3b): После того, как общая добыча выйдет на
уровень потребности в сырье всех проектов АП, избыток добытого на 3-х месторождениях
газа будет продаваться на внутреннем рынке в объемах от 1 млрд. фт3 в 2014 г. до 33 млрд.
фт3 в 2019 г. и в последующие периоды, что даст АП дополнительно до 116 млн. $ в год.
Продажи газа компании САП (100% собственность АП) (табл. 3а): Заключено
предварительное соглашение на поставку начиная с 2014-2015 гг. до 300 млн. м3/год (10,6
млрд. фт3/год) газа на производство пластмасс. Компания САП готова финансировать
строительство трубопровода от точки доставки до своего предприятия. Проект даст АП ~38
млн. $ в год в период 2015-2023 гг..
Электростанция (100% собственность АП) (табл. 4)
(необходимо создать и зарегистрировать новую компанию)
АП заключила контракт на поставку б/у газовой электростанции мощностью 150 МВт у
«Teknonet AG» за 70 млн. $, включая транспортировку и установку в нефтехимическом
комплексе в течение 6 месяцев. АП предоставит кредит в объеме 45 млн.$ (35 млн.$ на
развитие инфраструктуры + 10 млн.$ на резервирование) и будет являться единственным
поставщиком газа (в объеме ~3,4 млрд. фт3/год) по коммерческим тарифам. Параметры
электростанции приводятся ниже:
IRR
P/I
NPV [12%]
25%
0,7
$46,7
Себест. Вт
Прибыль на Вт
Безубыт.
$0,06
$0,19
2018
Себест. руб./Вт
Прибыль, руб./Вт.ч
Норма прибыли
1,81
2,19
55%
Продажи энергии АП для целей проектов, а также возможные продажи избытков энергии на
локальных рынках принесут за указанный период чистую прибыль в размере 134 млн. $.
Продажи газа принесут за указанный период 467 млн. $, а именно, 52 млн. $ в 2015 г. и 52
млн. $ в последующие периоды. Дивиденды АП дадут за указанный период финансирование
11
в размере 544 млн. $ с увеличением дохода по дивидендам с 34 млн. $ в 2015 г. до 147 млн.
$/год в 2023 г.
ПГК (нефтехимический комплекс) (табл. 5)
ПГК как дочерняя компания АП будет иметь изначальный объем капитализации 795 млн. $ в
2014-2016 гг. и производить 2 млн. т метанола при достижении плановой мощности (табл.
5а) на заводе стоимостью 540 млн. $ в качестве сырья для производства тяжелых пластмасс.
Впоследствии будут начаты производства иных видов продукции – удобрений, этанола и
т.д..
Компания
AП (51%)
САП (26%)
ВЭБ (20%)
Админ. (3%)
Итого
2014
$135,0
$50,0
$10,0
$0,0
$195,0
2015
$250,0
$50,0
$50,0
$0,0
$350,0
Финансовые показатели ПГК при этом будут следующие:
Финансовые показатели ПГК
(Завод CH4/пластмасс)
$1 200
$1 000
$800
$600
$400
$200
$0
$200
$400
$600
2012
2014
2016
2018
2020
2022
Балансовые продажи
Кап.+экспл. расходы
Чистая прибыль
Капитал АП = дивид.
2024
12
2016
$150,0
$50,0
$50,0
$0,0
$250,0
Итого
$535,0
$150,0
$110,0
$0,0
$795,0
IRR
P/I
NPV (12%)
51%
3,2
$617
Стоим. 1 т CH4
Прибыль в $/т
Безубыт.
$162,5
$188,5
2017
% прибыли
63%
Производство метанола требует значительных капиталовложений и расходов на сырье.
Сумма капитальных и эксплуатационных расходов по проекту составляет 2728 млн. $,
балансовая выручка 5543 млн. $, EBTIDA 2815 млн. $, выход на безубыточный уровень в
2017 г.
АП следует добавить к своей прибыли суммарно 2509 млн. $ дивидендов за 10-летний
период с ростом от 8 млн. $ в 2014 г. до 546 млн. $ в 2023 г. Кроме того, 2099 млн. $ составят
доходы от продаж газа за указанный период (37 – 502 млн. $/год с 2014 до 2023).
Завод по производству метанола/пластмасс (Табл. 5а): Производство метанола/пластмасс
планируется начать в 2014 г. на уровне ~0,2 млн. т CH4 на каждой установке с увеличением
производства до 2 млн. т/год в 2017 г. на 4-х установках, причем этот показатель можно
увеличить за счет строительства дополнительных установок.
Срок строительства одной установки по производству метанола составляет 4 месяца. Первая
установка будет построена и введена в действие в 2014 г., затем еще две – в 2015 г. и одна в
2016 г., что позволит к 2017 г. увеличить производство до 2 млн. т/год. Установки поставит
немецкая компания «Ferrostaal GmbH», а «Helm AG» возьмет на себя строительные работы и
менеджмент. Доля АП в проекте будет составлять 51%. Выбранная технология позволяет
наращивать производство за счет ввода в строй дополнительных модулей. Газ на завод
будет поставлять АП.
Метанол будет использоваться на том же предприятии для производства тяжелых
пластмасс. По достижении полной мощности из 2 млн. т CH4 будет получено 2,34 млн. т
пластмасс с рыночной ценой 351 $/т при цене метанола 300 $/т. В 2014 г. будет произведено
0,26 млн. т пластмасс, а к 2017 г. и в последующие периоды этот показатель вырастет до 2,34
млн. т.
Производство метанола (млн.т)
2,5
2,0
1,5
1,0
0,5
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
0,0
Продажи газа АП (табл. 3b): Доход от продаж газа за указанный период составит в общей
сложности 9730 млн. $ и возрастет с 150 млн. $ в 2014 г. до пикового значения 1250 млн.
$/год в 2019 г. с последующим снижением до ~1000 млн. $ в 2023 г. Доход от продаж газа на
внутреннем рынке за указанный период составит 856 млн. $, а от экспорта газа 4660 млн. $.
Экспорт газа (Газпром) (табл. 3b): Монополия Газпрома на трубопровод заканчивается в
2014 г., в результате чего доступ к экспортным поставкам газа компания будет иметь
начиная с 2015 г. После создания местной газовой инфраструктуры, врезного трубопровода
и выполнения обязательств по поставкам газа для вышеуказанных проектов, остаточные
количества газа за указанный период (~1320 млрд. фт3) будут проданы Газпрому. Продажи
газа принесут в общей сложности 4660 млн. $, с ростом с 2888 млн. $ в 2015 г. до пиковой
величины 629 млн. $ и последующим снижением до 376 млн. $ в 2023 г. вследствие
снижения добычи на месторождении Киренское.
13
Оценка доходности IPO/продаж акций АП (2017) (табл. 3)
Задача компании заключается в получении финансирования с выходом АП на азиатские и
лондонский фондовые рынки или частные продажи акций по мере возникновения
соответствующих возможностей, вероятная дата – 2017 г. Необходимо получить
представление о реальной рыночной стоимости компании АП. Пример – компания BASF AG,
рыночная капитализация которой в результате продажи акций увеличилась в 2,2 раза и
достигла ~22 млрд. $. С учетом того, что капитализация АП составляет около 4 млрд. $, т.е.
1/5 стоимости BASF, то в 2017 г. рыночный коэффициент стоимости АП будет следующим:
=~x0,4 x 50% (риск, связанный со страной) = ~x0,2 = 3,91 млн. $/акция/1000 акций. Таким
образом, диапазон цены акций компании может составить 4-5 млн. $ /акция. В настоящем
отчете используется цена 4,18 млн. $ /акция при коэффициенте 0,3. Следует учитывать, что
по данному сценарию извлекаемые запасы в объеме ~2 млрд. барр. в нефтяном эквиваленте
оцениваются в 800 млн. $ или 0,40 $/барр.
IPO/продажи АП
2014
2017
IP запасы,
экв.топл.
2 782
Коэф-т
0,10
Значение
$278
Капитал
$879
Капитализация
$1 157
Цена [млн.$/акция]
$1,16
IPO/продажи
IP запасы, экв.топл.
Коэф-т
Рыночн. цена
Капитал АП
Капитал PGC
Капитал эл-станции
Капитализация
Рыночн. цена [млн.$/акция]
2023
2 667
0,20
$533
$897
$1 430
$1,43
2 347
0,30
$704
$1 521
$2 225
$2,22
2 667
0,30
$800
$2 672
$648
$57
$4 177
$4,18
2 347
0,40
$939
$11 867
$1 081
$157
$14 044
$14,04
Структура, основатели и инвесторы АП:
1. Зарегистрированный акционерный капитал основателей составляет 4,2 млрд. руб.,
или ~140 млн. $ при курсе 30 руб./$.
2. Новый инвестор предоставит 1,05 млрд. $ в качестве кредита (под 8%)/акция в 2014
г., который будет конвертирован в 25% обыкновенных акций в конце 2014 г. в
зависимости от показателей бизнеса. Финансирование будет использоваться для
увеличения капитализации ЗАО «Ангара Петролеум» путем приобретения
дополнительных углеводородных месторождений и прочих активов в регионе.
3. Все финансирование будет держаться за пределами России и выплачиваться в России
после выставления счетов. Бухгалтерский учет и расчет запасов будут осуществлять
независимые западные компании.
Приложение:
14
Электронные таблицы Excel с финансовыми показателями за 10 лет (2013-2023) с
возможностью печати (каждая таблица по отдельности):
1
2
3
3а
3b
3с
4
5
5а
Бюджет АП (2014-2016)
Стратиграфический разрез
Компания АП
Нефтяные месторождения АП
Газовые месторождения АП
Продажи газа АП для компании САП
Электростанция АП
Компания ПГК
Завод CH4/пластмасс ПГК
Бюджет ЗАО "Ангара Петролеум" [2014-2016]
Лицензии [x5]
Геология, геофизика, инфраструктура
Сейсмические исследования
Бурение скважин
Инфраструктура (трубопроводы и т.л.)
2014
Электростанция [AП 100%]
Электростанция (кап. расходы)
Инфраструктура АП, кредит+резервирование
Экспл. расходы (экспл. + газ)
Завод CH4 ПГС [AП 51%]
Кап. расходы АП
Кап. расходы ВЭБ (затраты)
SAP Кап. расходы
Экспл. расходы (резервирование + газ)
Резерв [AП 100%]
БЮДЖЕТ АП
Итого
Резерв
Подрядчики
Управление проектом ILF
Генподрядчик по бурению
Офисные помещения
Аренда офисов/жилья
Приобретение офисов
Офисное оборудование (компьютеры и т.д.)
Интернет-сайт
Корреспонденция
Сотрудники
Консультанты
Консультанты (геология, финансы и т.д.)
Оценка резервов Ernst&Young
Учет материалов и трудозатрат
Юридические расходы
Наблюдательный совет
Транспортные расходы
Дизайн и окружающая среда
Проектирование инфраструктуры
Разработка проекта
Окружающая среда
Финансирование
Страхование
Прочие расходы
Гос. утверждение резервов
Выкуп векселей АП [2015]
Промежут.
15
Дата: 04.03.2014
2015
2016
Итого
$43,4
$116,0
$37,5
$196,9
$0,0
$128,0
$3,5
$131,5
$0,0
$128,0
$3,5
$131,5
$43,4
$372,0
$44,5
$459,9
$70,0
$45,0
$0,4
$115,4
$0,0
$0,0
$11,8
$11,8
$0,0
$0,0
$11,8
$11,8
$70,0
$45,0
$23,9
$138,9
$135,0
$10,0
$50,0
$31,0
$226,0
$22,6
$250,0
$50,0
$50,0
$104,0
$454,0
$97,4
$150,0
$50,0
$50,0
$232,9
$482,9
$18,0
$535,0
$110,0
$150,0
$367,9
$1 163
$138
$561
$695
$644
$1 900
2014
$1,1
$0,25
$1,30
2015
$1,1
$0,25
$1,30
2016
$1,1
$0,25
$1,30
Итого
$3,2
$0,8
$3,9
$0,5
$4,0
$0,1
$0,02
$0,01
$4,58
$2,8
$0,5
$0,0
$0,0
$0,02
$0,01
$0,53
$3,0
$0,5
$0,0
$0,0
$0,02
$0,01
$0,53
$4,0
$1,5
$4,0
$0,05
$0,06
$0,03
$5,6
$9,8
$5,0
$0,3
$0,3
$0,2
$5,70
$0,20
$0,3
$5,0
$0,3
$0,3
$0,2
$5,70
$0,20
$0,3
$5,0
$0,3
$0,3
$0,2
$5,70
$0,20
$0,3
$15,0
$0,8
$0,8
$0,6
$17,1
$0,6
$0,9
$2,5
$1,0
$2,0
$5,50
$1,40
$0,50
$2,5
$1,0
$2,0
$5,50
$0,00
$0,50
$2,5
$1,0
$2,0
$5,50
$0,00
$0,50
$7,5
$3,0
$6,0
$16,5
$1,4
$1,5
$0,4
$0,0
$0,4
$0,4
$80,0
$80,4
$0,0
$0,0
$0,0
$0,8
$80,0
$80,8
$22,6
$97,4
$18,0
$138,1
сумма
2014
КОНТАКТНЫЕ ЛИЦА
Др. Владимир Соколов
+7 926 887 9616 or +49 176 95401286
dr.v.a.sokolov@gmail.com или vs1307@mail.ru
2015
2016
Др. Годфри Батлер (Godfrey Butler)
+44 77 634 58 32 41
gpbconsulting@gmail.com
УТВЕРЖДЕНО «ERNST & YOUNG»: __________________________________________ Сергей Качалов
Москва,
09-03-2014
16