4. Действующая структура активов АО «Самрук-Энерго» АО «Бухтарминская ГЭС» - 90 % АО «Шульбинская ГЭС» - 92,14% АО «Усть-Каменогорская ГЭС» - 89,99% АО «Мойнакская ГЭС» - 51% ТОО «Алматы Энерго Сбыт» - 100% АО «Мангистауская РЭК» - 75%+1 акция АО «Алатау Жарык Компаниясы» - 100% 62,623% АО «АлЭС» 37,377 % Компания « Forum Muider B.V. » - 50% ТОО «Богатырь Комир» - 100% АО «Балхашская ТЭС» - 100 % АО «Актобе ТЭЦ» 100 % ТОО «Самрук-Энерго СтройСервис» - 100% АО «Шардаринская ГЭС» - 100 % ТОО «Экибастузкая ГРЭС-1» - 50% (доверительное управление) АО «Станция Экибастузкая ГРЭС-2» - 50% АО «Ж ГРЭС им. Т.И. Батурова» - 50 % АО «КМГ-Энерго» - 100% АО «КазКуат» - 100% АО «Самрук-Энерго» - на стадии ликвидации
5.
6. АО «Самрук-Энерго» Дочерние компании АО «Станция ЭГРЭС-2» АО «МРЭК» АО «Балхашская ТЭС» АО «Мойнакская ГЭС» 50 % 75 % + 1 акция 100 % 51 % доля АО «Шардаринская ГЭС» АО «АЖК» АО «АлЭС» АО ЖГРЭС им. Т.И. Батурова 100 % 100 % 100% 50% ТОО «Экибастузская ГРЭС-1» ТОО «Алматы Энерго Сбыт» АО «Шульбинская ГЭС» АО «Бухтарминская ГЭС» 50 % 100 % 92,14 % 90 % доля АО « Forum Muider B.V. » АО «Актобе ТЭЦ» АО Усть-Каменогорская ГЭС ТОО « Samruk Green Energy » 50% 100 % 89,99 % 100 % Внучатые компании ТОО «Богатырь Комир» 2 уровень 3 уровень 1 уровень Целевая структура активов
7.
8. Информация по объектам социальной сферы № Наименование ДЗО Наименование объекта 1 АО "Станция Экибастузкая ГРЭС-2" Общежитие гостиничного типа Лечебно - профилактическая служба Бассейн Комплекс общественного питания и торговли (столовая) 2 АО "Жамбылская ГРЭС им. Т.И. Батурова" Оздоровительный центр База отдыха Сенгирбай 3 АО "Шардаринская ГЭС" столовая 4 ТОО "Богатырь Комир" Дом отдыха "Березка" Детский оздоровительный центр "Карлыгаш" Гостиница ФОК Спортивно-оздоровительный комплекс 6 АО "Актобе ТЭЦ" Пункт приема и подготовки пищи 7 АО "Алматинские электрические станции" Детский сад ТЭЦ-1 Детский сад ТЭЦ-2 Детский сад ТЭЦ-3 Учебный центр
9. Основные операционные ( производственные ) показатели Объемы производства Наименование ед. изм Факт 2009 г. 2010 г. факт 2011 2012 г. план Факторы отклонения от плана план факт % Производство электроэнергии млн.кВтч 11 628 12 686 12 706 13 397 105% 13 558 За счет роста объемов выработки АО «АлЭС», АО «Актобе ТЭЦ», АО «Экибастузская ГРЭС-2», АО «Шардаринская ГЭС» Полезный отпуск электроэнергии млн.кВтч 10 266 11 612 11 549 12 255 106% 12 309 За счет роста объемов выработки АО «АлЭС», АО «Актобе ТЭЦ», АО «Экибастузская ГРЭС-2», АО «Шардаринская ГЭС» Реализация электроэнергии млн.кВтч 4 950 4 993 5 473 5 330 97% 5 541 За счет снижения фактического объема потребления электроэнергии согласно заявкам потребителей г. Алматы и области Производство тепловой энергии тыс. Гкал 7 600 7 460 7 496 7 755 103% 7 558 Увеличение объемов производства и реализации теплоэнергии АО «АлЭС», АО «Актобе ТЭЦ» и АО «Экибастузская ГРЭС-2» Реализация тепловой энергии тыс. Гкал 7 400 7 397 7 431 7 703 104% 7 495 Оказание услуг по передаче электроэнергии млн.кВтч 7 382 7 548 7 906 7 961 101% 8 257 Исполнение на уровне плана Добыча угля млн.тонн 33,7 38,9 40,3 40,6 101% 40,4 Увеличение спроса на уголь в 4 квартале Реализация угля млн.тонн 32,0 38,6 40,3 41,2 102% 40,4
10. Финансовые стратегические ключевые показатели деятельности (на 2009-2015гг.) млн. тенге № п/п Показатели 2009 г. 2010 г. 2011г. План План План План Факт Факт План Факт % откл 2012 г 2013 г 2014г 2015г 1 Доходы 67 366 81 304 110 116 88 423 80% 113 109 122 009 134 464 147 806 1 .1. Доход от реализации продукции и оказания услуг 64 454 76 910 108 851 85 537 79% 112 557 121 756 134 202 147 535 1.2. Доходы от неосновной деятельности 2 912 4 393 1 535 2 886 188% 553 253 261 271 2 Расходы 68 171 72 457 103 687 81 299 78% 107 587 111 550 122 944 136 312 2.1. Себестоимость 41 920 60 923 90 370 68 607 76% 90 377 93 299 103 887 117 151 2.2. Расходы на реализацию продукции и оказание услуг 94,6 124 106 113 107% 192 271 286 303 2.3. Общие и административные расходы 5 390 4 890 7 598 5 774 76% 8 229 7 919 7 819 8 175 2.4. Расходы на финансирование 6 156 5 738 5 339 5 400 101% 8 676 9 950 10 824 10 538 2.5. Прочие расходы 14 610 781 275 1 606 585% 112 111 128 145 3 Валовая прибыль 22 534 15 987 18 211 17 130 94% 22 179 28 457 30 136 30 384 4 Операционная прибыль 17 050 10 973 10 508 11 243 107% 5 EBITDA 21 405 16 172 16 768 15 421 92% 22 271 29 887 32 832 33 164 6 Доля прибыли/убытка организаций, учитываемых по методу долевого участия 512 3 449 7 839 10 578 135% 10 642 13 769 16 247 21 157 7 КПН 2 436 1 215 2 311 2 429 105% 2 878 2 780 2 865 2 811 8 Чистый доход -1 430 10 863 11 957 15 273 128% 13 286 21 447 24 902 29 841
14. Стоимость Проекта Стоимость строительства по ТЭО 1 модуля (1 320 МВт) без пуско-наладочных работ 290 304,63 млн. тенге или $ 2 405,8 млн. (с НДС по курсу 2007 года 120,67 KZT/$ ) Удельная стоимость $ 1 823/кВт Расчет стоимости выполнен в ценах 2008-2016 гг. Стоимость EPC- контракта Предварительные ценовые предложения корейских компаний по ЕРС-подряду – $ 2 345 млн. (без НДС) Заключение технического консультанта Worley Parsons Worley Parsons в отчете указал, что стоимость не должна превышать $ 2 476 млн. (без НДС), (удельная стоимость не более $ 1 876/кВт). Анализ стоимости строительства 6 сопоставимых станций, строящихся в США, Чехии, Хорватии, Румынии, Вьетнаме и Индонезии, показал, что средняя стоимость за единицу мощности составляет $ 2 000/кВт.
15. Источники финансирования Проекта Финансирование из средств РБ ( $ 302,2 млн. или 45,335 млн. тенге ) Структура капитала АО «БТЭС»: Количество акций (%) АО «Самрук-Энерго» 25%+1 акция Корейский Консорциум ( KEPCO, Samsung C&T Corp.) 7 5 %-1 акция Схема финансирования: Сумма взносы акционеров (30%) 181 350 млн.тенге (1 209 млн $) заёмные средства (70%) 443 520 млн. тенге (2 821 млн $) 2008 (факт) 2010 (факт) 2011 (факт) 2012 (план) 2013 (план) 2014 (план) 2015 (план) 2016 (план) 2,095 млрд. тенге ( $ 13,9 млн) 3,239 млрд. тенге ( $ 21. 6 млн ) 10 , 758 млрд.тенге ( $ 71,7 млн. ) - 10, 964 млрд.тенге ( $ 73 ,1млн. ) 9,100 млрд.тенге ( $ 61,5 млн.) 6, 400 млрд.тенге ( $ 42,5 млн.) 2,779 млрд.тенге ( $ 18,5 млн.) Займы финансовых институтов: Сумма Заем KEXIM $ 1 410 млн. Заем KEIC $ 1 128 млн. Заем CDB/Sinosure $ 283 млн.
16.
17. Основные соглашения Межправ соглашение Рамочное соглашение Договор купли-продажи Соглашение акционеров Опционное соглашение Правительство Кореи Правительство РК Самрук-Энерго Самсунг КЭПКо Консорциум Самрук-Энерго Самсунг
18. План мероприятий по проекту «Строительство Балхашской ТЭС» Мероприятия Срок реализации Ответственные 1 Определение долей акционеров АО «Балхашская ТЭС» февраль 2012 года АО «Самрук-Казына» 2 Внесение изменений в законодательство РК по рынку мощности для определения структуры тарифа БТЭС на электроэнергию I кв. 2012 года МИНТ РК, Парламент РК 3 Ратификация Соглашения между Правительством РК и Правительством Республики Корея в области развития, финансирования, проектирования, строительства, эксплуатации и технического обслуживания Балхашской ТЭС I кв. 2012 года Парламент РК 4 Сохранение инвестиционных преференций АО «БТЭС» (налоговые преференции по корпоративному подоходному налогу сроком на 10 лет и налогу на имущество сроком на 5 лет с момента ввода станции в эксплуатацию). февраль 2012 года МИНТ РК, Комитет по инвестициям РК 5 Подписание проектных соглашений (Рамочное соглашение, Договор купли-продажи акций и Соглашение акционеров). март 2012 года АО «Самрук-Энерго», Корейский Консорциум (Самсунг, КЕПКО) 6 Финансовое закрытие сделки купли-продажи акций АО «БТЭС» (предельный срок для исполнения условий для закрытия – 90 дней с даты подписания Договора купли-продажи акций) II кв. 2012 года АО «Самрук-Энерго», Корейский Консорциум (Самсунг, КЕПКО) 7 Начало строительства БТЭС IV кв. 2012 года АО «БТЭС»
19.
20.
21.
22.
23.
24.
25.
26. Динамика уровня корпоративного управления до 2015 года Планируемое повышение уровня корпоративного управления до 2015 года Уровень корпоративного управления в 2011 году По итогам 2011 года уровень соответствия системы корпоративного управления АО «Самрук-Энерго» составил 61,7 % т.е с повышением на 22%