◾️ Государство в лице Самрук-Энерго полностью вышло с крупнейшего угольного разреза Богатырь-Комир, реализовав 35% доли катарскому инвестору.

На долю Богатырь Комир приходится более 50% добычи энергетического угля Казахстана.
Чистая прибыль компании за 2025 год составила 29 млрд тенге.

К сожалению, нацкомпания Самрук-Энерго так и не смогла озвучить за сколько она в итоге реализовала 35% долю в Богатырь Комир.

Богатырь Комир был приватизирован в 1996 году Леонид Блаватником (Русал). Позднее в 2008 году Самрук-Энерго выкупило 50% за $345 млн.

35% пакет Богатырь Комир мог быть оценен в 75 млрд тенге (по нашим расчетам).

Актив перспективный (цены на уголь ежегодно будут расти на 15-20%) и значимый для энергетической отрасли страны. К примеру будущая Экибастузская ГРЭС-3 мощностью 2,64 ГВт (соразмерна с будущей АЭС) будет использовать уголь с разреза Богатырь Комир до 9 млн тонн ежегодно. Плюс наращивание экспорта угля в Россию.

Так и не ясно, зачем государство избавилось от стратегического объекта.

@NRG_monitor

🔥 Газификация Qarmet: масштабная модернизация

Директор стального департамента Qarmet Андрей Берг рассказал о ходе газификации комбината, переходе производственных процессов на природный газ и первых результатах.

На доменных печах полностью отказались от мазута, который ранее использовался в объёмах до 12–13 тысяч тонн в месяц. Следующий этап предусматривает замену дизтоплива на природный газ на печах для обжига известняка и доломита, а также на ряде технологических участков, включая МНЛЗ, газорезку, сушку и разогрев промковшей и линию оцинкования.

В перспективе на природный газ планируется перевести и котлы содействия.

@NRG_monitor: очень своевременно, ибо при успешной модернизации действующих 3-х НПЗ выработка мазута практически прекратится. А ведь мазут на сегодняшний день является резервным топливом для угольных ТЭЦ. В будущем ТЭЦ вероятнее перейдут на СПГ (при отсутствии магистральных газопроводов). Развитие малотоннажных заводов по СПГ станет актуальным.

📌 Qazaq Stroy Нурлана Артыкбаева разместила на AIX облигации на $1,2 млрд под 9% на строительство ГОК по переработке калийных солей и выпуску мелкого и гранулированного хлористого калия (удобрения) в ЗКО.

Принадлежащее Артыкбаеву "Qazaq Kalium" владеет контрактом на недропользование одним из крупнейших в мире разведанных месторождений калийных солей Сатимола. 15 лет назад китайцы планировала разработку данного месторождения за $3,4 млрд, но так и не начали.
Всего на полное развитие проекта планируется направить более $2,4 млрд. Возможно эту разницу Артыкбаев получит через БРК по примеру сернокислотному заводу Тайсойган.

Для проекта планируется построить водопровод (40 км) до Урала и качать из него воду объемом до 4,4 млн м3/год.

Также для ГОК необходим природный газ в объеме до 350 млн м3/г: строительство газопровода-отвода (подключение к МГ САЦ) и АГРС производительностью 40 тыс м³/час.

@NRG_monitor: интересно как обстоят дела с газовым месторождением Придорожное с запасами 15 млрд м3, 75% долевого участия которого досталось Артыкбаеву по решению Инвестштаба при Правительстве РК.

⚠️ Қазақ еліне +1 карбамид!

В Туркестанской области планируется построить завод по производству карбамидных удобрений. Соглашение в рамках казахстанско-китайского инвестфорума заключили акимат региона и "Туранская химическая компания" (инвестор - Синьцзянский инвестиционный холдинг Ли Хуа).

Это уже 5-ый планируемый проект по карбамиду в Казахстане. Основным сырьем для карбамида служит природный метан-газ, который мы уже импортируем из РФ в объеме более 10 млрд м3.

Честно, у меня логика сломалась. Хотя нет, чем продавать дешевый газ населению - бизнесу лучше производить из него продукт с добавленной стоимостью. Но ведь нагрузка на нацоператора QazaqGaz будет лишь увеличиваться (больше импорта из РФ во избежание дефицита. Крупные ГПЗ запустятся не ранее 2030 года)

Нужно довести число карбамидных проектов до 7! Жеті - киелі сан!

Кто кормит бюджет: налоги против прибыли в ТОП-10 компаний Казахстана

По данным Energy Monitor, десять крупнейших компаний страны в 2025 году заплатили около 7 трлн тенге налогов при совокупной прибыли порядка 6,6 трлн. Но если разделить налоги на прибыль, картина получается очень неоднородной, и за этими цифрами хорошо видна вся модель нашей экономики.

Абсолютный лидер - Тенгизшевройл: 3,6 трлн налогов на 1,1 трлн прибыли, то есть более 3 тенге в бюджет на каждый тенге прибыли. У Карачаганака коэффициент около 2,2. Оба проекта зрелые, основные затраты давно возмещены, и государство получает полноценную долю через рентные налоги, экспортную таможенную пошлину, НДПИ и раздел продукции.

Совсем другая история у NCOC. Кашаган - самый прибыльный актив в списке (1,9 трлн), но налогов заплатил лишь 0,53 трлн, коэффициент 0,28. Причина в модели СРП: сначала инвесторам возвращается компенсационная нефть (cost oil), а затраты на Кашаган были колоссальными, и только затем делится прибыльная нефть, где доля государства на текущем этапе пока невелика. Это не уклонение, а условия контракта, но главный вопрос - когда затраты будут возмещены и государственная доля выйдет на уровень Тенгиза и Карачаганака.

Горнорудный сектор платит ровнее: KAZ Minerals Актогай и Казхром - примерно 1 к 1, Бозшаколь и AGP - около 0,77, Алтынтау - 0,5. В среднем по металлургам выходит около 0,8 тенге налогов на тенге прибыли, и существенную часть здесь также формирует НДПИ.

А вот банки выглядят совсем иначе. Halyk заплатил 0,3 трлн при прибыли 0,98 трлн (0,31), Kaspi - 0,15 трлн при 0,57 трлн (0,26). Вместе два банка дают около 23% прибыли всего списка, но лишь около 6% налогов. У банков нет НДПИ и рентных платежей, основной налог для них - КПН, а часть доходов, например вознаграждение по государственным ценным бумагам, исторически освобождалась от налогообложения. Новый Налоговый кодекс уже повысил ставку КПН для банков до 25%, но остается вопрос, соразмерна ли налоговая нагрузка на сектор его сверхприбыльности, которая во многом держится на высоких ставках и потребительском кредитовании, а не на рисках реальной экономики.

И самое показательное - структура. Три нефтегазовых проекта обеспечивают около 77% налогов всей десятки, вместе с горнорудными компаниями - около 94%. Восемь компаний из десяти - это добыча, две - банки. Ни одного перерабатывающего, машиностроительного или экспортно-ориентированного несырьевого предприятия. Бюджет по-прежнему держится на недрах, а крупнейшие прибыли вне недр генерирует финансовый сектор.

Вопросы к аудитории:

Справедливо ли, что нефтяники платят больше 3 тенге налогов на тенге прибыли, а банки - около 0,3?

Источник данных: Energy Monitor
Инфографика: Energy Analytics

🛢️ https://t.me/EnergyAnalytics

До 2035 года Казахстан планирует ввести 8,5 ГВт мощностей ВИЭ — больше, чем газовой и угольной генерации

Согласно Плану мероприятий по развитию электроэнергетической отрасли до 2035 года Минэнерго, ВИЭ станут крупнейшим блоком новой генерации: 8,5 ГВт из 26,4 ГВт. Для сравнения, газ даст 7,9 ГВт, уголь 7,2 ГВт, АЭС 2,4 ГВт.

Ввод пойдёт по двум трекам:
▪️ крупные проекты по межправсоглашениям — 3,8 ГВт с вводом в 2027–2029 годах. Это ветровые станции с системами накопления: Masdar и TotalEnergies в Жамбылской области, CPIH в Павлодарской, China Energy в Карагандинской;

▪️ аукционные проекты 2024–2033 годов — 4,6 ГВт. Это преимущественно средние и малые СЭС, ВЭС и ГЭС.

Сейчас в стране работают 172 объекта ВИЭ общей мощностью 3,8 ГВт, а их доля в генерации по итогам 2025 года составила 7%. К 2030 году её планируют довести до 15%.

Но в 2026 году ожидается ввод всего 10 объектов на 245 МВт.

Чтобы уложиться в график, за 2027–2029 годы нужно построить почти столько же мощностей ВИЭ, сколько страна ввела за всё предыдущее время.

Для казахстанских поставщиков главный вопрос в том, какая доля башен, фундаментов, кабельной продукции и СМР на этих 3,8 ГВт останется внутри страны.

🖥️ Регистрация на Power Trends

Некоторые СМИ просили комментарий по продлению Тенгизского контракта. Сложно и преждевременно еще комментировать, не зная деталей сделки. Но напишу свое субъективное мнение

Исходные данные:
▪️ ожидаемая чистая прибыль ТШО за 2026 год - $6 млрд против $2,15 млрд в 2025 году;
▪️ нераспределённая прибыль ТШО на 1 января 2026 года - $29,52 млрд;
▪️ остаточная стоимость основных средств (капзатраты на ПБР-ПУУД) на 1 января 2026 года - $32,47 млрд;
▪️ долг (кредит/облигации) ТШО на 1 января 2026 года - $7 млрд;
▪️ расходы на амортизацию за 2025 года составили $9,67 млрд;
▪️ капитальные затраты за 2025 год - $1,23 млрд;
▪️ распределение денег (дивиденды) участникам за 2025 год - $7,8 млрд;
▪️ доля КМГ в ТШО - 20%.

Неизвестные данные:
▪️ цены на нефть (предположим $75/баррель);
▪️ амортизация затрат (влияет на прибыль и налоги, возьмем в среднем $8 млрд/год);
▪️ динамика нефтедобычи до 2033 года (спад на 5-10% после 2028 года).

В итоге за 2026–2033 годы модель даёт примерно $48,5 млрд совокупной чистой прибыли. Дополнительные 15% от $48,5 млрд для КМГ -это примерно $7,3 млрд за 2026–2033 годы.
Плюс еще есть доля от нераспределенной прибыли - $4,4 млрд на 15%.
➡️ В итоге чем раньше КМГ увеличит долю в ТШО - тем больше получит денег. И это без учета единовременного платежа государству.

⚠️ Но если партнёры предлагают 35% только после 2033 года, экономически это предложение слабее примерно на стоимость денежных потоков за оставшийся срок контракта. Именно поэтому дата перехода доли должна стоять в условиях сделки рядом с суммой $10 млрд. Обычно продление контракта начинают обсуждать за 5 лет до его истечения. В идеале 2029 год. Но тогда действующие партнеры должны на 20% каждый от своей доли снизить в пользу КМГ (Шеврон - 10%, Эксон - 5%, Лукойл - 1%).

В случае переноса увеличения доли КМГ после 2033 года существует еще один риск - партнеры могут перенести важные капитальные проекты ближе к 2033 году. Известно, что на Тенгизе ожидаются ряд проектов, как NERP (бурение более 30-ти новых скважин на Северо-востоке), обновление резервуаров/емкостей, да и объекту КТЛ уже скоро 40 лет исполнится. Вероятнее всего после 2033 года придется переходить на механизированную добычу (насосы), плюс закачка воды (технологическая схема 10-С).

Для Казахстана лучший сценарий - получить $10 млрд отдельным платежом (и не от затрат ТШО, а его партнеров) и увеличить долю КМГ до 35% при подписании соглашения, с правом на будущие распределения и на уже накопленную нераспределённую прибыль. Передача 15% только после 2033 года лишает КМГ выплат за оставшийся срок действующего контракта.

@NRG_monitor