Max Petroleum Plc Годовой отчет за 2013 год

КЛЮЧЕВЫЕ АСПЕКТЫ 2013 г.

2013 г.

2012 г.

% изменения

Среднесуточная добыча

барр. нефти в день

3,346

2,807

19%

Общий объем реализации

тыс. барр. нефти

1,234

1,004

23%

Выручка

млн. долл. США

93.3

50.2

86%

Средняя цена реализации

долл. США за баррель

75.64

50.04

51%

Движение денежных средств от

операционной деятельности

млн. долл. США

40.4

28.3

43%

Откорректированная EBITDA¹

млн. долл. США

31.5

20.3

55%

Убыток за год

млн. долл. США

10.1

8.2

24%

Запасы 2P²

млн. барр. нефти

10.9

10.6

Запасы 3P²

млн. барр. нефти

14.2

14.6

(3)%

Условные ресурсы²

млн. барр. нефти

109.6

107.0

Откорректированная EBITDA определяется как прибыль/(убыток) от операционной деятельности до вычета расходов по

износу, истощению и амортизации, расходов по выплатам долевыми инструментами, расходов по разведке и оценке и убытков

от обесценения. Откорректированная EBITDA не является оценкой деятельности, предусмотренной по МСФО, и не имеет

стандартного значения по МСФО; сверка EBITDA с отчетом о прибылях и убытках представлена в примечании 39

сопроводительной финансовой отчетности.

²Оценка Ryder Scott Company, компетентного лица Группы.



Выручка за год, завершившийся 31 марта 2013 г., составила 93.3 млн. долл. США, что представляет собой

увеличение на 86% в сравнении с выручкой на сумму 50.2 млн. долл. США, полученной за год, завершившийся

31 марта 2012 г.



Средняя цена реализации увеличилась на

51% вследствие увеличения экспортных продаж в сравнении с

продажами на внутреннем рынке в частности после того, как месторождение Жана Макат было переведено на

стадию полномасштабной промышленной разработки, что дало Группе право экспортировать 80% добытой с

этого месторождения нефти.



Заключено Кредитное соглашение на сумму 90 млн. долл. США с ДБ АО «Сбербанкª с целью рефинансирования

первоочередного долга Группы, погашения всех невыплаченных конвертируемых облигаций Группы в

комбинированной форме денежными средства и акциями, и финансирования бурения надсолевых скважин на

сумму до 36.6 млн. долл. США.



Получено утверждение регулирующих органов продления периода разведки по Лицензии на Блоки А и Е на два

года до марта 2015 г., что позволит Группе продолжать разведку, оценку и разработку своих надсолевых активов,

а также обеспечит дополнительным временем для завершения бурения подсолевой скважины НУР-1.



В течение года, завершившегося 31 марта 2013 г., Группа пробурила девять надсолевых скважин, включая пять

разведочных, обнаруживших два месторождения Байчонас Западный и Ескене Северный, и четыре успешных

оценочных и эксплуатационных скважин.



Благодаря подписанию Соглашения об оказании услуг по бурению с ТОО «Zhanros Drillingª, четыре надсолевые

разведочные скважины, пробуренные в течение года, были профинансированы с условием выплаты акциями на

сумму 7 млн. долл. США.



С 31 марта 2013 г. Группа пробурила 12 надсолевых скважин, включая девять успешных оценочных и

эксплуатационных скважин, одну непродуктивную оценочную скважину и две сухие разведочные скважины.



Месторождение Асанкеткен было переведено на период пробной эксплуатации в мае 2013 г., а месторождение

Боркылдакты было переведено на стадию полномасштабной промышленной разработки в июле 2013 г.



В августе 2013 г. Группа подписала протокол о намерениях с ТОО Halliburton Казахстан об оказании услуг по

комплексному управлению проектом бурения и заканчивания подсолевой скважины НУР-1.



В настоящее время Группа добывает более 4,500 баррелей нефти в день, включая 2,900 баррелей нефти в день с

месторождений, находящихся на стадии полномасштабной промышленной разработки. Группа ожидает, что

среднесуточная добыча за год, завершающийся 31 марта 2014 года, составит 4,500 - 5,500 баррелей нефти в день.

СОВМЕСТНОЕ ЗАЯВЛЕНИЕ ПРЕДСЕДАТЕЛЕЙ

За год, завершившийся 31 марта 2013 г.

Уважаемый Акционер!

Нельзя не признать, что в течение

2013 финансового года компания Max Petroleum испытывала большое

разочарование, не сумев достичь проектной глубины бурения в глубокой скважине НУР-1. Однако за этим

последовала череда производственных, регулятивных и финансовых успехов, которые позволили нам занять

устойчивое положение для разработки наших основных неглубоких активов, одновременно продолжая осваивать

геологоразведочный потенциал глубоких подсолевых залежей.

Одним из наиболее важных событий является эволюционное преобразование компании Max Petroleum из поисково-

разведочной в жизнеспособное нефтедобывающее предприятие с существенным геологоразведочным потенциалом. В

течение истекшего финансового года наша выручка составила 93 млн. долл. США от рекордного объема добычи в

объеме

1.2 млн. баррелей нефти, позволившего получить свыше

40 млн. долл. США денежного потока от

операционной деятельности. Мы занимаем устойчивое положение, позволяющее нам расти дальше на базе этой

платформы в течение следующих нескольких лет, с учетом продолжающихся работ по оценке наших неглубоких

обнаружений и по переходу на этап непрерывной пробной эксплуатации, а впоследствии на этап полномасштабной

промышленной разработки и реализации на экспорт.

Правительство Республики Казахстан продолжает оказывать нам свое содействие, позволив нам продлить период

разведки по Лицензии на два года. Продление периода разведки по Лицензии вместе с комплексной финансовой

реструктуризацией, позволяет нам вступить в 2014 финансовый год, занимая более прочное финансовое положение,

которое необходимо для выявления стоимости нашего портфеля неглубоких залежей, а также для предоставления

дополнительного времени для завершения работ по проведению испытаний в скважине НУР-1, которая, по нашему

мнению обладает значительной потенциальной ценностью для наших акционеров.

При содействии и рекомендаций, полученных от различных экспертов отрасли и ученых, включая Halliburton, мы

внимательно рассмотрели и проанализировали полученные уроки и альтернативные пути решения вопроса по

бурению скважины НУР-1 до проектной глубины и считаем, что нашли техническое решение. Участие компании

Halliburton имеет важное значение для выполнения работ и для привлечения финансирования, необходимого для

завершения бурения скважины, что остается первоочередной задачей.

Низкая цена наших акций остается источником разочарования для нас и наших акционеров, но мы продолжаем верить

в базовую материальную стоимость, формируемую нашими надсолевыми активами и геологоразведочным

потенциалом. Мы будем проявлять такое же усердие в реализации инициатив, направленных на успех и способных

значительно увеличить акционерную стоимость наших активов.

Мы признательны нашим акционерам за их терпение в период дальнейшей реализации всех указанных направлений.

Роберт Б. Холланд III

Джеймс А Джеффс

Исполнительный сопредседатель

ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ

Группа имеет 100% долевое участие в Лицензии на Блоки А и Е и продолжает программу разведки, оценки и

разработки после получения разрешения на продление периода разведки по Лицензии на два года до марта 2015 года.

На 31 марта 2013 года, Группа имела 10.9 млн. барр. нефти доказанных и вероятных запасов и 109.6 млн. барр.

нефти условных первоначальных ресурсов.

География и Геология

Лицензия Группы охватывает два наземных блока, площадью более 12,455 км² в богатейшем Прикаспийском

бассейне Восточного Казахстана. В Прикаспийском бассейне находятся одни из крупнейших в мире обнаруженных

месторождений нефти и газа, включая супергигантские месторождения Тенгиз, Кашаган, Карачаганак и

Астраханский, объем извлекаемых запасов которых колеблется от семи до четырнадцати миллиардов баррелей

нефтяного эквивалента. Кроме того, в этом же бассейне ведется добыча с многочисленных неглубоких надсолевых

месторождений, более 100 из которых было обнаружено в советское время. Данный регион имеет развитую

трубопроводную и транспортную инфраструктуру, которая дает возможность Группе продавать свою нефть, как на

внутреннем рынке, так и на экспорт.

ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ

Законодательный климат

Правительство Республики Казахстан поддерживает рост нефтяной промышленности страны. Это доказывается

поддержкой государственных органов в продлении Лицензии Группы на Блоки А и Е на два года, а также их

заинтересованностью в содействии развитию необходимого профессионального опыта и инфраструктуры для

долгосрочного роста отрасли. В последние годы значительные инвестиции государства были вложены в

супергигантские месторождения Казахстана, такие как Кашаган, но Правительство также заинтересовано в

поддержке и успехе небольших компаний, таких как Max Petroleum, которые активно инвестируют в страну и в ее

благосостояние.

Производственная команда

Для управления деятельностью компании, занимающейся разведкой участков и эксплуатацией восьми

месторождений на разных стадиях оценки и разработки, требуется опыт, профессиональное планирование и

выполнение работ. Более 90% работников Группы работают в Республике Казахстан, 95% процентов из которых

представлены национальными кадрами с опытом работы по всем основным специальностям, необходимым для

работы нефтегазовой компании. В результате многолетнего опыта добычи нефти и проводимой политики по

подготовке национальных кадров, Казахстан имеет кадровый резерв, обученный международным стандартам.

ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ

Жана Макат

 Обнаружено в сентябре 2006 г.

 Некомский, юрский и триасовый интервалы

 Запасы категории 2Р¹: 4,439 тыс. барр. нефти

 Пробурено 37 скважин

 Стадия ППР с марта 2012 года

Боркылдакты

 Обнаружено в феврале 2010 г.

 Триасовый интервал

 Запасы категории 2Р¹: 251 тыс. барр. нефти

 Пробурено 3 скважины

 Стадия ППР с июля 2013 года

Уйтас

 Обнаружено в октябре 2010 г.

 Меловой и юрский интервал

 Запасы категории 2Р¹: 858 тыс. барр. нефти

 Пробурено 8 скважин

 Стадия тестовой добычи

Асанкеткен

 Обнаружено в марте 2011 г.

 Юрский интервал

 Запасы категории 2Р¹: 1,958 тыс. барр. нефти

 Пробурено 4 скважины

 Период пробной эксплуатации с мая 2013 года

Кызылжар I Восточный

 Обнаружено в августе 2011 г.

 Юрский интервал

 Запасы категории 2Р¹ : 149 тыс. барр. нефти

 Пробурено 2 скважины

Стадия тестовой добычи

Сагиз Западный

 Обнаружено в сентябре 2011 г.

 Триасовый интервал

 Запасы 2Р¹: 2,543 тыс. барр. нефти

 Пробурено 4 скважины

 Стадия тестовой добычи

Байчонас Западный

 Обнаружено в сентябре 2012 г.

 Юрский и триасовый интервалы

 Запасы 2Р¹: 671 тыс. барр. нефти

 Пробурено 2 скважины

 Стадия тестовой добычи

Ескене Северный

 Обнаружено в декабре 2012 г.

 Триасовый интервал

 Пробурена 1 скважина

 Стадия тестовой добычи

¹Согласно оценке Ryder Scott Company, компетентного лица Группы, на 31 марта 2013 года.

ОСНОВНЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ

За год, завершившийся 31 марта 2013 г.

Основные финансовые и производственные показатели Группы за год составили:

% изме-

нения

2013 г. к

2013 г.

2012 г.

2011 г.

2012 г.

Добыча (баррелей нефти в день)

3,346

2,807

2,118

19%

Объем продаж сырой нефти (тыс. барр. нефти)

1,234

1,004

760

23%

Объем продаж на экспорт (тыс. барр. нефти)

620

606

1,140%

Объем продаж на внутренний рынок (тыс. барр. нефти.)

614

954

154

(36)%

Выручка от продаж нефти (тыс. долл. США)

93,303

50,243

55,309

86%

Выручка от продаж на экспорт (тыс. долл. США)

64,108

6,016

49,651

966%

Выручка от продаж на внутренний рынок (тыс. долл. США)

29,195

44,227

5,658

(34)%

Средняя цена реализации (долл. США за барр.)

75.64

50.04

72.78

51%

Средняя цена реал. на экспорт (долл. США за барр.)

103.51

120.32

81.93

(14)%

Средняя цена реал. на внутреннем рынке (долл. США за барр.)

47.54

46.36

36.74

Операционные затраты за барр. нефти¹ (долл. США за барр.)

39.17

17.39

32.49

125%

Расходы по добыче (долл. США за барр.)

9.42

8.22

7.64

15%

Расходы по продаже и транспортировке (долл. США за барр.)

11.55

6.35

7.16

82%

Налог на добычу полезных ископаемых (долл. США за барр.)

3.17

1.20

3.64

164%

Рентный налог на экспорт / экспортная таможенная пошлина

(долл. США за барр.)

15.02

1.62

14.05

827%

Откорректированная EBITDA² (тыс. долл. США)

31,491

20,342

18,004

55%

Денежные средства от операционной деятельности

(тыс. долл. США)

40,402

28,273

16,668

43%

Общие доказанные и вероятные (2Р) запасы ³ (тыс. барр. нефти)

10,869

10,633

7,841

Доказанные запасы³ (тыс. барр. нефти)

4,810

5,122

5,695

(6)%

Вероятные запасы³ (тыс. барр. нефти)

6,059

5,511

2,146

10%

Прочие запасы и ресурсы

Возможные запасы³ (тыс. барр. нефти)

3,337

3,980

664

(16)%

Условные ресурсы⁴ (тыс. барр. нефти)

109,630

107,027

¹Операционные затраты равны себестоимости реализации минус расходы на износ, истощение и амортизацию (см. Примечание 6

к сопроводительной финансовой отчетности). Группа считает, что эта информация, представленная в модифицированном

формате, будет полезной для акционеров.

² Откорректированная EBITDA определяется как прибыль/(убыток) от операционной деятельности до вычета расходов по износу,

истощению и амортизации, расходов по выплатам долевыми инструментами, расходов по разведке и оценке и убытков от

обесценения. Откорректированная EBITDA не является оценкой деятельности, предусмотренной по МСФО, и не имеет

стандартного значения по МСФО; сверка EBITDA с отчетом о прибылях и убытках представлена в примечании

сопроводительной финансовой отчетности.

³ Запасы согласно оценке Ryder Scott Company, компетентного лица Группы.

⁴ Условные ресурсы согласно оценке Ryder Scott Company.

ЭТАПЫ РАЗВИТИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Согласно казахстанскому законодательству, каждое обнаружение должно пройти последовательные

стадии оценки и разработки: включая стадию испытания и оценки («Тестовая добычаª), стадию пробной

эксплуатации («ППЭª) и, затем, стадию полномасштабной промышленной разработки («ППРª). В

течение Тестовой добычи Группа может производить добычу из каждого интервала скважины до 90

дней и проводить оценочное бурение для сбора информации, необходимой для подачи заявки по

переходу на ППЭ, в течение которого месторождение может быть полностью оценено и добыча из

скважин может производиться непрерывно. Группа может продавать добытую нефть со своих

месторождений только на внутреннем рынке Казахстана на стадии тестовой добычи и ППЭ. После

получения достаточной информации для принятия запасов на государственный баланс и подготовки

долгосрочного плана полномасштабной разработки месторождения, Группа может обратиться за

разрешением на ППР, в течение которого она может реализовывать

80% добытой нефти с

месторождений на экспорт. Исторически экспортные цены в среднем на 10 - 20 долларов США за

баррель выше, чем цены на внутреннем рынке после вычета соответствующих налогов.

ДОБЫЧА

[В графике: показана добыча до 2,807 баррелей нефти в день в 2012 финансовом году до

3,346 баррелей в день в 2013 финансовом году и прогноз добычи до 4,500-5,500 баррелей в день

в 2014 финансовом году]

 В настоящее время Группа производит непрерывную добычу нефти с трех

месторождений, которые находятся на этапе ППЭ и ППР, а с пяти месторождений,

которые находятся на стадии оценки, можно проводить тестовую добычу до 90 дней

с каждого интервала.

 В настоящее время Группа добывает более 4,500 барр. нефти в день, включая около

2,900 барр. нефти в день с месторождений, находящихся на стадии ППР, из которых

2,300 барр. нефти в день могут быть реализованы на экспорт.

 В течение года, завершающегося 31 марта 2014 года, планируется пробурить до 35

скважин.

 Группа ожидает, что в 2014 финансовом году добыча составит в среднем 4,500 -

5,500 барр. нефти в день, как минимум

50% из которых будет добываться с

месторождений, переведенных на ППР.

ЧИСТАЯ ВЫРУЧКА

(Схема чистой выручки за баррель нефти)

Анализ чистой выручки, представленный выше, носит индикативный характер, основанный на

гипотетической цене 100 долларов США за баррель нефти марки Брент при реализации на экспорт и 45

долларов США за баррель нефти на внутреннем рынке. За год, завершившийся 31 марта 2013 года,

средняя цена продажи нефти Группы составила 103.51 долларов США за баррель и 47.54 долларов США

за баррель на экспортном и внутреннем рынке соответственно. Средняя чистая выручка после вычета

налогов за год, завершившийся 31 марта 2013 года, составила 46 долларов США за баррель и 27

долларов США за баррель на экспортном и внутреннем рынке соответственно.

В настоящее время Группа ведет строительство десяти километрового нефтепровода для соединения

месторождения Жана Макат с региональным нефтепроводом в Атырау. Ожидается, что этот новый

нефтепровод снизит транспортные расходы с месторождения приблизительно на 4 доллара США за

баррель.

СКВАЖИНА НУР-1

Технический анализ

В ноябре 2011 года Группа начала бурение подсолевой скважины на перспективном объекте Эмба В на

Блоке Е, потенциальные средние запасы которого без учета риска оцениваются в 467 млн. барр. н. э.

Бурение НУР-1 было приостановлено в июле 2012 г. на глубине 5,722 метров после того, как в солевых

отложениях было обнаружено аномально высокое давление. С июля

2012 г. проводился ряд

консультаций со специалистами отрасли, учеными и экспертами, работающими в Казахстане, для

тщательного анализа результатов бурения скважины. В этом «техническом круглом столе» участвовали

представители казахстанских и зарубежных буровых компаний, различных компаний нефтегазовой

промышленности, академиков, чиновников и технических экспертов из различных органов

Правительства Республики Казахстан. Было сделано заключение, что технически скважина НУР-1

может быть добурена до проектной глубины 7,250 метров при определенных изменениях в проекте

конструкции скважины.

Глубокие перспективные объекты на Блоке Е

(Схема: Блок Е Глубокие перспективные объекты)

Перспективные объекты «Типа IIª сформировались в виде коралловых рифов в конце девонского

периода, когда мелководье покрыло гурьевский свод, и обнаруживаются на глубине более 6,000 метров.

Эмба В является перспективным объектом «Типа II».

Получение согласования от Правительства

Принимая во внимание, что период разведки Группы по Лицензии на Блоки А и Е истекал в марте 2013

года, Группа добивалась продления лицензии на два года до марта 2015 года, что позволило бы ей

продолжить программу оценочных и разведочных работ («Продление Лицензииª). В мае 2013 г.

Министерство нефти и газа Республики Казахстан дало официальное разрешение на Продление

Лицензии Группы. Продление Лицензии дает Группе время для завершения бурения подсолевой

скважины НУР-1 перспективного участка Эмба В и, в случае успеха, пробурить скважину Куржем на

участке Эмба А. Уровень поддержки, которую оказали государственные органы Казахстана

продемонстрировали всеобщую поддержку Группы в продолжении программы подсолевой разведки,

ввиду потенциальной важности для Казахстана скважины НУР-1 в случае ее успешного обнаружения

нового простирания пласта.

Глубинная структура Девонских отложений

(Схема: Эмба А и Эмба В)

Успешное бурение скважины НУР-1 на перспективном объекте Эмба В, снизит риск при оценке наличия

и качества оставшихся перспективных объектов

«Типа IIª, которые считаются цепью древних

коралловых рифов, расположенных вдоль гурьевского свода

СКВАЖИНА НУР-1

Конструкция скважины

С момента обсуждения за техническим круглым столом, проводилось геомеханическое изучение

практического завершения бурения скважины НУР-1 для преодоления потенциальных технических

проблем. Было сделано заключение, что существующий ствол скважины может быть использован до

глубины 5,300 метров, где будет врезано окно в обсадной колонне, и с этой точки будет пробурена новая

скважина до проектной глубины 7,250 метров. С глубины 5,300 метров вниз по программе бурения

будет использован буровой раствор более высокой плотности и расширяемые хвостовики, которые

дадут возможность установить дополнительную обсадную колонну. В августе 2013 г. Max Petroleum

подписала протокол о намерениях с компанией Halliburton, по которому Halliburton предоставит услуги

по комплексному управлению проектом по бурению и заканчиванию подсолевой скважины НУР-1,

контролю буровых работ и мониторингу буровой площадки.

Скважина НУР-1

(Схема: Скважина НУР-1)

Финансирование

В настоящее время Группа и Halliburton работают совместно по приобретению необходимого

оборудования и услуг для возобновления буровых работ и подготовки детализированной оценки

производственных затрат для заканчивания скважины на основании обновленной компанией Halliburton

конструкции скважины. На данном этапе, Группа предполагает, что дополнительные затраты по

бурению скважины НУР-1 до проектной глубины составят приблизительно 20 млн. долл. США.

Возобновление буровых работ на скважине НУР-1 зависит от дополнительного финансирования,

наличия и приобретения подходящей буровой установки и вспомогательного оборудования. Группа

занимается активными поисками партнёров для участия в правах по глубокой разведке по Лицензии на

Блоки А и Е с целью финансирования НУР-1 и скорейшего возобновления работ в 2014 году.

Перспективные объекты Эмба А и Эмба В в совокупности имеют потенциальные средние запасы без

учета риска в размере 1.1 млрд. барр. н. э. и являются частью более крупного простирания пласта в

аналогичных перспективных объектах.

ДЕЛОВОЙ ОБЗОР

За год, завершившийся 31 марта 2013 года

Финансовый год, завершившийся 31 марта 2013 г., был годом значительных трудностей для Max Petroleum,

но, в то же время, и периодом существенного прогресса, поскольку Группа установила рекорды по добыче,

выручке и притоку денежных средств от операционной деятельности. Max Petroleum испытала значительную

неудачу, приостановив бурение своей глубокой подсолевой скважины НУР-1 в июле

2012 г. из-за

технических проблем, в то время как Группе были необходимы дополнительные

средства для

рефинансирования основной задолженности и финансирования непрерывных работ по разведке и добыче.

При этом период разведки по Лицензии на Блоки А и Е в Западном Казахстане («Лицензияª) истекал в марте

2013 г. Наиболее серьезными из этих регулятивных и финансовых проблем Группа занималась в конце

второй половины финансового года. Группа успешно рефинансировала свой основной кредит и провела

реструктуризацию своего баланса в декабре 2012 г., что дало возможность продолжения оценки и разработки

портфеля надсолевых активов. После Реструктуризации Группа добилась успеха в продлении периода

разведки по Лицензии на два года до марта 2015 г., что позволило продолжать разведку, оценку и разработку

ее надсолевых активов, а также предоставило дополнительное время для завершения бурения глубокой

скважины НУР-1.

Комплексная реструктуризация Группы стала возможной благодаря существенному фундаменту ее

надсолевых активов. Max Petroleum увеличила годовую выручку за последний год на 86% до 93 млн. долл.

США с рекордным объемом добычи в 3,346 баррелей нефти в день за этот период, в результате чего приток

денежных средств от операционной деятельности составил 40 млн. долл. США. На увеличение выручки

положительно повлияло то, что первое надсолевое месторождение Группы, участок Жана Макат, было

переведено на стадию полномасштабной промышленной разработки («ППР») в марте 2012 г., позволив

реализовывать

80% добытой с него нефти на экспорт. Эти результаты показывают продолжающееся

преобразование Max Petroleum в компанию, занимающуюся добычей и разработкой нефти, т.к. все большее

количество надсолевых месторождений переходят со стадии тестовой добычи на стадию пробной

эксплуатации («ППЭ»), а затем на ППР. Группа ожидает, что добыча в 2014 финансовом году составит в

среднем 4,500-5,500 баррелей нефти в день, из которых около 50% будет добываться с месторождений,

переведенных на ППР. В этом периоде Группа обнаружила еще два месторождения в результате бурения пяти

неглубоких разведочных скважин, в результате чего общее количество надсолевых обнаружений составило

восемь с коэффициентом результативности разведочного бурения около 35%.

Хотя операционная деятельность Группы развивалась больше благодаря эксплуатационному бурению и

увеличению добычи, она оптимистична в отношении разведочных работ, что доказывается подсолевым

потенциалом скважины НУР-1 на Блоке Е. Группа смогла переориентировать свои планы благодаря

продлению Лицензии еще на два года для завершения бурения скважины НУР-1 и четким пониманием

заинтересованности Правительства в завершении бурения этой скважины. Проведенный последующий

внутренний и внешний анализ результатов бурения скважины НУР-1 дал руководству Группы высокую

степень уверенности, что работы на скважине можно снова возобновить и пробурить ее до проектной

глубины 7,250 метров. Это было подтверждено геомеханическим исследованием, проведенным компанией

Halliburton, одной из крупнейших энергосервисных компаний с большим опытом бурения по всему миру

подсолевых скважин при условиях высокого давления. Впоследствии Halliburton подготовил обновленный

концептуальный профиль скважины и программу возобновления работ, которую Группа намерена

использовать в качестве основы для возобновления работ на скважине. Max Petroleum заключила протокол о

намерениях с Halliburton, согласно которому Halliburton обеспечит услуги по комплексному управлению

проектом, возобновлению и завершению буровых работ на скважине НУР-1, включая контроль и мониторинг

буровой площадки. Группа оценила, что дополнительные затраты для бурения скважины НУР-1 составят

20 млн. долл. США и, в настоящее время, она ведет активный поиск партнеров для участия в глубокой

разведке с целью скорейшего возобновления работ. Скважина НУР-1 предназначена для тестирования

перспективного объекта Эмба В с потенциальными средними запасами в

467 млн. барр. н. э. при

геологическом шансе на успех в 29%. Подсолевой потенциал Группы и НУР-1 описаны более подробно на

стр. 19-20.

Вместе с решением технических трудностей, возникшими при бурении скважины НУР-1 в июле 2012 г.,

Группе необходимо было найти дополнительный заемный и акционерный капитал для завершения

программы надсолевых разведочных работ и последующих работ по оценке и эксплуатационному бурению.

Также было необходимо рефинансирование основного на тот момент кредита, предоставленного ранее

банком Macquarie Bank Limited («Macquarieª и «Кредит Macquarieª), и непогашенных конвертируемых

облигаций («Облигацииª), срок по которым приходился на март и сентябрь 2013 г., соответственно.

ДЕЛОВОЙ ОБЗОР

За год, завершившийся 31 марта 2013 года

В августе 2012 г. Группа заключила соглашение со своим буровым подрядчиком об оказании услуг с

условием выплаты акциями на сумму 7 млн. долл. США («Соглашение Zhanros») с целью финансирования

бурения четырех надсолевых разведочных скважин, которые впоследствии привели к обнаружению двух

надсолевых месторождений. Соглашение Zhanros дало возможность Группе продолжить разведочные работы

в критический момент, пока она работала над реструктуризацией привлеченных кредитов. В декабре 2012 г.

Группа завершила сделку по получению новой кредитной линии на сумму 90 млн. долл. США от ДБ АО

«Сбербанкª

(«Кредит Сбербанкаª) в качестве комплексной реструктуризации своих долгов, включая

рефинансирование Кредита Macquarie и реструктуризацию Облигаций (далее совокупно «Реструктуризацияª)

и обеспечение дополнительными оборотными средствами в размере 36 млн. долл. США для программы

бурения надсолевых скважин. Реструктуризация снизила сумму основной задолженности Max Petroleum с

приблизительно 140 млн. долл. США до 90 млн. долл. США и привела в соответствие сроки погашения

нового долгового обязательства Группы со сроками завершения оценочных и эксплуатационных работ

Группы по надсолевым скважинам. Условия Соглашения Zhanros и Реструктуризации более подробно

описаны на стр. 24-25 Финансового обзора.

Реструктуризация и продление Лицензии позволили продолжить оценку и разработку надсолевых активов, и

Группа планирует пробурить до 35 надсолевых скважин до конца финансового года, завершающегося

31 марта 2014 г., из которых 12 скважин уже пробурены по состоянию на 15 августа 2013 г. Кроме того,

месторождение Асанкеткен было переведено на стадию ППЭ в мае 2013 г., а месторождение Боркылдакты на

ППР в июле 2013 г.

НАША СТРАТЕГИЯ

Стратегия Max Petroleum заключается в том, чтобы увеличить запасы, добычу и поступления от своих

существующих на данный момент и открываемых в будущем надсолевых месторождений на лицензионной

территории Блоков А и Е, одновременно продолжая добиваться более высокой отдачи от разведки нашего

портфеля перспективных структур в подсолевых отложениях. Контрактная территория Группы расположена

в Прикаспийской низменности в Восточном Казахстане, что предоставляет уникальную комбинацию

возможностей высококачественной разведки и существующей транспортной и производственной

инфраструктуры.

ОБЗОР ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ РАБОТ

По состоянию на 31 марта 2013 г. Группа обнаружила в общей сложности восемь нефтяных месторождений в

надсолевых структурах, включая месторождения Жана Макат, Боркылдакты, Уйтас, Асанкеткен, Кызылжар I

Восточный, Сагиз Западный, Байчонас Западный и Ескене Северный. В течение года Группа пробурила

девять скважин, включая пять разведочных скважин, что позволило обнаружить два месторождения на

Байчонасе Западном и Ескене Северном, две оценочные скважины на месторождении Асанкеткен и две

эксплуатационные скважины на месторождении Жана Макат.

В течение года, заканчивающегося 31 марта 2014 г., Группа рассчитывает пробурить до 35 скважин,

состоящие из двух разведочных скважин и до 33 оценочных и эксплуатационных скважин, включая:

 пять эксплуатационных скважин на месторождении Жана Макат;

 десять оценочных и эксплуатационных скважин на месторождении Сагиз Западный;

 тринадцать оценочных и эксплуатационных скважин на месторождении Уйтас;

 одну эксплуатационную скважину на месторождении Боркылдакты;

 две оценочные скважины на месторождении Байчонас Западный;

 одну оценочную скважину на месторождении Ескене Северный;

 одну оценочную скважину на месторождении Кызылжар I Восточный.

Группа продолжает выполнение программы бурения текущего года, используя три подрядные буровые

установки. С 31 марта 2013 г. Группа пробурила девять успешных оценочных и эксплуатационных скважин,

одну непродуктивную оценочную и две сухие разведочные скважины.

ДЕЛОВОЙ ОБЗОР

За год, завершившийся 31 марта 2013 года

Главной целью оставшейся части программы бурения в надсолевых структурах на текущий год является

оценка месторождений Уйтас и Сагиз Западный и сбора информации для составления планов разработки,

необходимых для подачи заявки по переходу на ППЭ. На месторождении Уйтас недавно был заключен

контракт на третью буровую установку неглубокого бурения, где планируется бурение десяти

дополнительных оценочных скважин. Новая установка смонтирована на шасси грузового автомобиля для

более быстрого и недорогого перемещения от скважины к скважине, основная часть которых нацелена на

коллекторы в меловых отложениях на глубинах менее 200 метров. На Сагиз Западном планируется бурение

до девяти дополнительных оценочных скважин, которое начнется в августе

2013 г. на основании

сейсмических материалов съемки 3D с более высокой кратностью и результатов бурения скважины САГЗ-4.

На Боркылдакты, Байчонас Западном и Ескене Северном планируется по одной дополнительной скважине в

этом году, а дальнейшее бурение рассматривается на месторождений Кызылжар I Восточный, Асанкеткен и

Жана Макат в зависимости от результатов новых сейсмических данных и показателей работы скважин.

На месторождении Жана Макат была произведена модернизация производственных объектов, включая новую

систему сбора, которая позволила добиться дальнейшей разработки южной части месторождения и

ожидается, что нефтепровод для экспорта нефти, ввод в действие которого запланирован в четвертом

квартале 2013 г., должен снизить транспортные расходы для всей продукции, транспортируемой через

производственный объект на Жана Макат, приблизительно на 4 долл. США за баррель. Группа также

профинансировала новую сейсмосъемку 3D на месторождениях Сагиз Западный и Асанкеткен, где новые

данные были важны для оценки запасов и планирования дальнейшей разработки месторождений. Позднее

этим летом будет также произведена новая сейсмическая съемка

3D на месторождении Кызылжар I

Восточный, что позволит Группе точнее оценить перспективность юрских и меловых коллекторов данного

участка.

Группа подсчитала, что общая сумма капитальных затрат за финансовый год, завершающийся 31 марта

2014 г., связанных с программой надсолевого бурения, достигнет 60 млн. долл. США, в том числе до 40 млн.

долл. США затрат по бурению 35 неглубоких скважин, запланированных на этот период. Капитальные

затраты Группы за четыре месяца, завершившихся 31 июля 2013 г., составили приблизительно 15 млн. долл.

США.

Добыча

В течение года, завершившегося 31 марта 2013 г., добыча составила 1,221,000 баррелей, или 3,346 баррелей

нефти в день, что составило прирост на 19% по сравнению с общей добычей в 1,027,000 баррелей или 2,807

баррелей нефти в день за предыдущий год. В настоящее время Группа добывает более 4,500 баррелей нефти в

день, включая примерно 2,900 баррелей нефти в день с месторождений, находящихся на стадии ППР,

вследствие чего 2,300 баррелей нефти в день имеются для реализации на экспорт.

Законодательство Казахстана требует, чтобы разработка каждого месторождения пошагово проходила через

определенные нормативные стадии оценки и разработки, включая фазу испытания и оценки (“тестовая

добыча”), ППЭ, и затем ППР. Тестовая добыча может продолжаться от одного до трех лет в зависимости от

сложности месторождения, в течение этого времени Группа может производить добычу из каждой зоны в

скважине до 90 дней для того, чтобы собрать информацию, необходимую для перехода к ППЭ. ППЭ обычно

продолжается два-три года, в течение которых месторождение может быть полностью оценено, и добыча из

скважин может производиться непрерывно. В периоды тестовой добычи и ППЭ Группа имеет право

продавать свою продукцию только на внутреннем рынке. После того, как Группа соберет достаточный объем

информации для принятия запасов на государственный баланс и подготовки плана долгосрочной

полномасштабной промышленной разработки месторождения, она может обратиться за разрешением на

переход к ППР. ППР длится до 25 лет, в течение которых Группа может реализовывать до 80% своей

продукции на экспорт по ценам, которые исторически были в среднем на 10-20 долларов США за баррель

выше, чем цены на внутреннем рынке после вычета соответствующих налогов.

Темп добычи на месторождениях во время тестовой добычи может сильно колебаться в связи с

неопределенным режимом добычи из различных продуктивных зон в новых разведочных и оценочных

скважинах, периодами простоя при испытаниях на восстановление пластового давления, переоборудованием

скважины для перехода на другие интервалы и из-за преднамеренно изменяемых норм отбора во время

испытаний для сбора данных, необходимых для последующей заявки на переход к стадии ППЭ.

По состоянию на 31 марта 2013 г. месторождение Жана Макат находилось на стадии ППР, Боркылдакты на

стадии ППЭ, а остальные шесть обнаруженных месторождений были на стадии тестовой добычи. Группа

получила согласование контролирующих органов на перевод месторождения Асанкеткен на ППЭ в мае

2013 г. а перевод месторождения Боркылдакты на ППР был утвержден в июле 2013 г. Все остальные

месторождения находятся на разных стадиях оценки для перевода их в будущем на ППЭ и ППР.

ДЕЛОВОЙ ОБЗОР

За год, завершившийся 31 марта 2013 года

Запасы и ресурсы

По состоянию на 31 марта 2013 г. уполномоченное лицо Группы, компания «Ryder Scott Companyª (далее

«RSCª), подсчитала наличие у Группы 10.9 млн. баррелей нефти доказанных и вероятных (“2P”) запасов, что

в чистой приведенной стоимости, дисконтированной на 10% (“ПС10”), и после выплаты налогов составляет

184 млн. долл. США. Эти подсчеты показывают рост на 2% по сравнению с 10.6 млн. баррелей нефти запасов

2P по состоянию на 31 марта 2012 г. при ПС10 равных 215 млн. долл. США. RSC подсчитала, что общие

доказанные, вероятные и возможные (“3P”) запасы Группы снизились на 3% до 14.2 млн. баррелей нефти по

состоянию на 31 марта 2013 г. при ПС10 равных 236 млн. долл. США с общего количества запасов 3P

предыдущего года в 14.6 млн. баррелей нефти при ПС10 равных 285 млн. долл. США.

Группа смогла незначительно увеличить запасы и условные ресурсы по сравнению с предыдущим периодом

благодаря двум новым обнаружениям за отчетный год и дальнейшим сейсмическим съемкам 3D и оценочным

работам на месторождении Асанкеткен, компенсировав добычу за данный период в количестве примерно

1.2 млн. баррелей нефти. Это соответствовало ожиданиям, принимая во внимание ограниченный объем

бурения в течение года и раннюю стадию работ на самых последних открытых месторождениях Байчонас

Западный и Ескене Северный. Изменения в оценках ПС10 между периодами, в основном, были вызваны

изменениями в ценах на нефть и более высокими таможенными пошлинами на экспорт, установленных

правительством Казахстана в течение данного периода. Ожидается, что программа бурения финансового 2014

года будет иметь значительно более положительный эффект на оценку доказанных, вероятных и возможных

запасов Группы, и Группа намерена подготовить отчет уполномоченного лица (“CPR”) по состоянию на 30

сентября 2013 г., а также годовой отчет уполномоченного лица за год, завершающийся 31 марта 2014 г.

По состоянию на 31 марта 2013 г. RSC оценила геологические условные запасы Группы в размере примерно

110 млн. баррелей нефти по сравнению с геологическими условными запасами в 107 млн. баррелей нефти в

предыдущем году. Оценка геологических условных запасов компанией «RSCª не принимает во внимание

буровые работы Группы, состоявшиеся после 31 марта 2013 г., включая результаты скважины САГЗ-4,

пробуренной в июне 2013 г., а также новой съемки 3D с высокой кратностью на месторождении Сагиз

Западный.

На основании объединенных результатов бурения скважины САГЗ-4 и последних материалов сейсмики 3D

Группа в настоящее время считает, что продуктивный блок центрального разлома на месторождении Сагиз

Западный содержит первоначальные геологические запасы нефти в пределах от 35 до 48 млн. баррелей.

Внешние фланги структуры Сагиз Западный за пределами данного блока центрального разлома все еще

считаются перспективными, но не включены в приведенное значение общих геологических запасов нефти и в

будущем требуют проверки бурением. Извлечение на участке данного центрального разломного блока

ожидается в пределах 20-30%, при этом ожидаемое извлечение из данной части месторождения Сагиз

Западный составит примерно от 7 до 14 млн. баррелей нефти. Окончательные результаты обработки и оценки

данных

3D и будущего бурения могут в будущем привести к изменению приведенных значений,

соответственно Группа планирует поручить Ryder Scott Company обновление оценки запасов и резервов

Группы по состоянию на 30 сентября 2013 г. Обновление отчета компетентного лица также отразит важные

результаты продолжающихся программ оценки на месторождениях Уйтас и Байчонас Западный.

Группа также самостоятельно подсчитала дополнительно

126 млн. баррелей нефти потенциальных

геологических нестандартных запасов на месторождении Уйтас в меловом альбском коллекторе, которые не

могут быть извлечены при помощи традиционных первичных методов добычи. Эти запасы были признаны в

отчете RSC как заслуживающие дальнейшей оценки, но которые не могут быть классифицированы как

условные запасы до тех пор, пока опытно-промышленными испытаниями не будет доказана возможность их

извлечения.

ДЕЛОВОЙ ОБЗОР

За год, завершившийся 31 марта 2013 года

Ниже приведена таблица, показывающая запасы и ресурсы Группы, подсчитанные

RSC за годы,

заканчивающиеся 31 марта 2013 г. и 31 марта 2012 г.

ИЗВЛЕКАЕМЫЕ ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ЗАПАСЫ И УСЛОВНЫЕ РЕСУРСЫ НЕФТИ¹

Доказанные

Вероятные

Итого

Возможные

Итого

Условные

запасы

запасы 2P

запасы

запасы 3P

ресурсы

31 марта 2013 г.

тыс. б.н.

Жана Макат

2,818

1,621

4,439

Боркылдакты

180

251

Уйтас

858

1,864

2,722

27,221

Асанкеткен

1,720

238

1,958

Кызылжар I

Восточный

149

Сагиз Западный

2,543

1,362

3,905

79,806

Байчонас

Западный

671

111

782

Ескене Северный

2,603

Итого

4,810

6,059

10,869

3,337

14,206

109,630

Доказанные

Вероятные

Итого

Возможные

Итого

Условные

запасы

запасы 2P

запасы

запасы 3P

ресурсы

31 марта 2012 г.

тыс. б.н.

Жана Макат

3,141

1,381

4,522

Боркылдакты

176

276

452

Уйтас

778

1,971

2,749

27,221

Асанкеткен

1,420

378

1,798

649

2,447

Кызылжар I

Восточный

385

132

517

Сагиз Западный

2,566

1,360

3,926

79,806

Байчонас

Западный

Ескене Северный

Итого

5,122

5,511

10,633

3,980

14,613

107,027

¹ В соответствии с расчетами Ryder Scott Company, компетентного лица Группы. Определения терминов запасы и

ресурсы представлены на стр. 95-97.

ДЕЛОВОЙ ОБЗОР

За год, завершившийся 31 марта 2013 года

МЕСТОРОЖДЕНИЯ С НЕПРЕРЫВНОЙ ДОБЫЧЕЙ

Жана Макат

Месторождение Жана Макат было обнаружено на Блоке Е в сентябре 2006 г. Добыча на нем ведется из

неокомских, юрских и триасовых коллекторов. Период ППР на Жана Макате начался в марте 2012 г. Средняя

добыча на месторождении в течение года, закончившегося 31 марта 2013 г., составляла примерно 2,100

баррелей нефти в день. Текущая добыча составляет более 2,600 баррелей нефти в день. С февраля 2013 г.

Группа пробурила семь новых эксплуатационных скважин, рассчитанных на завершение разработки

месторождения. В настоящее время дальнейшего бурения на Жана Макате не планируется. На

месторождении сейчас имеется 26 добывающих скважин, и одна скважина находится в ожидании завершения.

Кроме того, в настоящее время закрыты две скважины на триасовые коллекторы в связи с высокими дебитами

газа. Они вернутся в эксплуатацию позже в этом году после снижения дебита газа в других скважинах на

месторождении. В июле 2013 г. была закончена подготовка системы сбора в южной части месторождения и

продолжается строительство нефтепровода, ввод которого в эксплуатацию ожидается в четвертом квартале

2013 г. Новая линия экспорта нефти обеспечит Группе экономию в связи со снижением стоимости

транспортировки сырой нефти в региональный экспортный нефтепровод примерно на 4 долл. США за

баррель. Жана Макат также служит в качестве регионального узла, на который поступает и перерабатывается

на его объектах нефть с месторождения Боркылдакты, а также большая часть нефти, добытой при испытаниях

на других месторождениях Группы.

Боркылдакты

Месторождение Боркылдакты было обнаружено на Блоке Е в феврале 2010 г. Добыча на нем производится из

триасовых коллекторов. Месторождение переведено на ППЭ в июне 2011 г. и было закрыто в течение марта

2013 г., пока казахстанские контролирующие органы рассматривали окончательные утверждения его

перевода на стадию ППР. После получения указанных согласований добыча возобновилась в июле 2013 г. В

настоящее время на месторождении из двух скважин добывается около 250 баррелей нефти в день. Кроме

того, ведется бурение эксплуатационной скважины БОР-4, и, в зависимости от показателей уже имеющихся

скважин, в 2014 г. может быть рассмотрено бурение следующей скважины. Ожидается, что ввод скважины

БОР-4 позволит довести добычу на месторождении до примерно 400 баррелей нефти в день. Сырая нефть

Боркылдакты перевозится автоцистернами на 65 км до Жана Макат, где она перерабатывается и отправляется

на продажу по трубопроводу. В настоящее время, после утверждения ППР, 80% добычи на Боркылдакты

может реализовываться на экспорт, а остальная часть продается на внутреннем рынке. Позднее, в течение

финансового 2014 года, Группа планирует перевести непродуктивную скважину БОР-2 на нагнетание воды в

пласт, что должно снизить эксплуатационные затраты на месторождении.

Асанкеткен

Месторождение Асанкеткен было обнаружено на Блоке Е в марте 2011 г., добыча на нем производится из

юрских коллекторов. Месторождение было временно остановлено в марте 2013 г. в ожидании окончательного

утверждения перехода на ППЭ контролирующими органами Казахстана, которое было получено в мае 2013 г.

С этого времени средняя добыча из четырех скважин месторождения составляет примерно 1,500 баррелей

нефти в день. Продукция месторождения Асанкеткен в настоящее время доставляется автоцистернами на

расстояние примерно в 210 километров на терминал в п. Жамансор, но сейчас рассматриваются планы

использовать существующий терминал на нефтепроводе, расположенный примерно в

40 км от

месторождения. Ожидается, что это изменение, в сочетании с установкой мощностей по утилизации воды на

месторождении, снизит затраты на добычу и транспортировку примерно на 7 долл. США на баррель. Весной

2013 г. на месторождении была произведена новая высококачественная сейсмическая съемка

3D.

Интерпретация на данной стадии указывает на необходимость бурения как минимум еще одной

эксплуатационной скважины после того, как месторождение будет переведено на ППР в 2014 г. Данные

проходят дальнейший анализ для определения возможности новых «удаленныхª мест, которые также могут

быть рассмотрены на предмет бурения в будущем. Основываясь на последних данных трехмерной

сейсморазведки и пробуренных четырех скважинах, на 31 марта 2013 года RSC подсчитало оставшиеся

запасы месторождения Асакеткен по категории 2Р в размере 2 млн. баррелей нефти.

ДЕЛОВОЙ ОБЗОР

За год, завершившийся 31 марта 2013 года

МЕСТОРОЖДЕНИЯ НА СТАДИИ ОЦЕНКИ

Уйтас

Месторождение Уйтас было обнаружено на Блоке А в октябре 2010 г. и характеризуется продуктивными

меловыми и юрскими коллекторами на небольших глубинах от 100 до 400 метров. Месторождение Уйтас

было остановлено с момента завершения тестовой эксплуатации первых четырех скважин в июле 2012 г.

Бурение на участке было возобновлено в мае 2013 г. с результатом в две сухие разведочные скважины,

включая скважину УТС-5, испытывавшую объект Уйтас Северный, и УТС-8, проверявшую возможное

расширение месторождения Уйтас на запад. Обе эти скважины находились на участках за пределами

картированного к настоящему моменту контура месторождения Уйтас. По состоянию на 15 августа 2013 г. на

месторождении Уйтас были пробурены три дополнительные оценочные скважины до глубины примерно в

450 метров для подтверждения протяженности меловых и юрских залежей. Две из этих скважин обнаружили

продуктивность аптских (Мел) и юрских коллекторов, из которых нефть может добываться традиционными

способами, а третья скважина на нижнем крыле структуры на восточном фланге месторождения проверяла

юрские коллекторы, которые оказались обводненными, в результате чего скважина была ликвидирована.

Программа оценочного бурения будет продолжена в этом году еще тремя скважинами глубиной в 500 метров

для испытания как аптских, так и юрских пластов, а также еще семью 200-метровыми скважинами для

испытания только аптских отложений. Добыча из этих скважин будет производиться во время испытаний в

течение периода до 90 дней на каждый коллектор, и результаты этой программы должны обеспечить

техническое обоснование перевода месторождения на ППЭ, что ожидается в 2014 г. Ожидается, что добыча

на Уйтасе в рамках ППЭ будет продолжаться два года, после чего месторождение перейдет на стадию ППР в

2016 г.

Во время тестовой добычи и ППЭ нефть будет перевозиться автоцистернами примерно на 100 км на терминал

в п. Жамансор, но на период ППР планируется использование 40-км трубопровода на терминал недалеко от

Сагиз, когда предусматривается более

100 дополнительных неглубоких скважин. Неглубокие альбские

коллекторы, которые, похоже, нефтенасыщены, но добыча из которых не может производиться естественным

способом, будут также вскрыты и тщательно изучены в ходе выполнения текущей оценочной программы, и

соответствующим образом будет разработан пробный проект добычи нефти вторичными методами, который

будет завершен во время ППЭ. Отраженные в текущем отчете RSC запасы по категории 2Р в размере 0.9 млн.

баррелей нефти, в значительной степени остались неизменными с прошлого года и не отражают результатов

текущей программы бурения, так как Группа приступила к этим работам только после 31 марта 2013 г.

Сагиз Западный

Месторождение Сагиз Западный является обнаружением в триасе, сделанным на Блоке E в сентябре 2011 г. К

настоящему моменту Группа пробурила на месторождении четыре скважины и планирует бурение еще десяти

оценочных скважин в течение следующего года, начиная с августа

2013 г. На месторождении Сагиз

Западный произведена новая высококачественная сейсмическая съемка 3D и закончена первоначальная

интерпретация данных. Окончательная обработка и полная интерпретация будут завершены к сентябрю

2013 г. Бурение также возобновилось в начале этого года со скважины САГЗ-4, которая подтвердила

протяженность месторождения на юг от первых открывших месторождение скважин.

Скважина САГЗ-4 месторождения Сагиз Западный в настоящее время испытывает триасовый коллектор на

глубинах от 1251 до 1257 метров, отбор ведется при начальном уровне примерно в 70 баррелей нефти в день

с обводненностью в

16%. Хотя в данной скважине относительно хорошие значения пористости,

проницаемость хуже наблюдаемой в других коллекторах месторождения, что делает эту зону прямым

кандидатом на гидроразрыв пласта, обычный метод, который регулярно используется в коллекторах данного

типа во всем мире. Другие, более проницаемые коллекторы, обнаруженные к настоящему моменту на

месторождении, не потребуют интенсификации. Группа предполагает, что применение метода гидроразрыва

пласта может привести к увеличению добычи до пятикратного при затратах в примерно 300,000 долларов

США на скважину. Данные по добыче из данной скважины будут использоваться в помощь оценке и

проектированию программы интенсификации в подобных коллекторах по всему месторождению. Кроме того,

в пробуренных на гребне структуры скважинах САГЗ-4 и САГЗ-1 были обнаружены газовые шапки.

ДЕЛОВОЙ ОБЗОР

За год, завершившийся 31 марта 2013 года

Объединенные результаты скважины САГЗ-4 и текущая интерпретация новых сейсмических съемок 3D

подтверждают продуктивность коллекторов в блоке центрального разлома с расчетными общими

геологическими запасами нефти в диапазоне от 35 до 48 млн. баррелей нефти. Внешние фланги структуры

Сагиз Западный за пределами указанного центрального блока все еще считаются перспективными, но не

включены в приведенное значение общих геологических запасов нефти и в будущем требуют проверки

бурением. Извлечение на участке данного центрального разломного блока ожидается в пределах 20-30%, при

этом ожидаемое извлечение из данной части месторождения Сагиз Западный составит примерно от 7 до

14 млн. баррелей нефти. Окончательные результаты оценки данных 3D и будущего бурения могут в будущем

привести к увеличению расчетных значений. RSC подсчитала, что на 31 марта 2013 г. запасы месторождения

Сагиз Западный по категории

2Р составляют

2.5 млн. баррелей нефти. Однако в этом подсчете не

учитываются результаты съемки

3D или бурения скважины САГЗ-4, которые были получены после

завершения года.

Группа ожидает, что месторождение Сагиз Западный будет переведено на ППЭ в 2014 г. и на ППР в 2016 г.

В долгосрочные планы входит бурение на месторождении до 25 скважин, включая 20 добывающих, и пять

нагнетательных скважин. Разработка месторождения будет включать как нагнетание воды в пласт для

поддержания пластового давления, так и добычу и экспорт газа. Вначале продукция будет доставляться

автоцистернами на Жана Макат, но в планы разработки входит строительство нефтепровода до терминала

Макат и газопровода до Жана Макат. Строительство трубопроводов и добывающих объектов будет

производиться в 2014 и 2015 гг., и, в конечном итоге, Сагиз Западный будет служить узлом для продукции с

других месторождений, включая строительство системы сбора для доставки в будущем продукции с

месторождений Байчонас Западный и Ескене Северный на рынки через Сагиз Западный и через объекты на

Жана Макат.

Байчонас Западный

Месторождение Байчонас Западный было обнаружено на Блоке Е в сентябре 2012 г. при испытании

скважины БЧЗ-1 с первоначальным притоком нефти в 450 баррелей в день из нижнеюрского пласта. На

месторождении была пробурена вторая скважина, БЧЗ-2, где отмечен газ в среднеюрском коллекторе, и

обширные проявления в триасе; ни того, ни другого в открывшей месторождение скважине БЧЗ-1

обнаружено не было. Триасовые коллекторы заполнены в пределах более чем 170-метрового интервала, но

имеют плохие коллекторские свойства и не показали промышленных притоков при первичных испытаниях.

Дальнейшее бурение к югу должно проверить возможные условия и качество триасовых коллекторов, а также

очертить распространение продуктивной юрской залежи. Третья скважина планируется на сентябрь 2013 г.

Триасовым коллекторам вполне может понадобиться интенсификация притока при помощи гидроразрыва

пласта. Текущий отчет RSC о подсчете запасов в размере 0.7 млн. баррелей нефти основывается только на

данных по скважине БЧЗ-1 и будет пересмотрен на основании результатов дополнительного бурения. В

настоящее время нефть с месторождения Байчонас Западный перевозится автоцистернами на Жана Макат для

переработки и реализации, но впоследствии будет отправляться по трубопроводу на Сагиз Западный, а затем

на рынок через объект на месторождении Жана Макат. В настоящее время планируется перевод

месторождения Байчонас Западный на ППЭ в конце 2014 г., и на ППР в 2016 г.

Ескене Северный

Ескене Северный является месторождением триасового возраста, обнаруженным на Блоке E в декабре 2012 г.

скважиной ЕСКС-1. Испытания начались в мае после получения всех необходимых согласований от

контролирующих органов. До настоящего времени добыча из скважины составляла до 25 баррелей нефти в

день без воды. Как ожидалось, коллекторы характеризуются низкой проницаемостью, но хорошей

пористостью и заполнены нефтью, поэтому рассматриваются как кандидаты на интенсификацию посредством

гидроразрыва пласта, которая может в пять раз увеличить продуктивность. В настоящее время планируется

произвести интенсификацию гидроразрывом в октябре 2013 г. Группа планирует бурение скважины ЕСКС-2

в конце 2013 г., и вторую оценочную скважину в 2014 г. В связи с большой 90-метровой высотой нефтяной

залежи, отмеченной в ЕСКС-1 и общими размерами структуры, Группа оценивает потенциальные общие

геологические запасы нефти в 21 млн. баррелей. Текущая оценка RSC условных ресурсов в размере 2.6 млн.

баррелей нефти, более консервативна в данное время, что отражает необходимость дальнейшего оценочного

бурения на крупной структуре, а также демонстрирует возможность интенсификации притока посредством

гидроразрыва пласта до того, как запасы и экономические составляющие могут быть должным образом

определены. Нефть с Ескене Северного доставляется автоцистернами на Жамансор, но при промышленной

эксплуатации будет отправляться на Байчонас Западный, а затем на терминал Макат через трубопровод с

Сагиз Западного. Ожидается, что Ескене Северный будет переведен на ППЭ в 2015 г., а на ППР в 2017 г.

ДЕЛОВОЙ ОБЗОР

За год, завершившийся 31 марта 2013 года

Кызылжар I Восточный

Месторождение Кызылжар I Восточный, структурно-тектоническая ловушка, расположенная на Блоке Е,

было обнаружено в августе 2011 г. при бурении скважины КЗIВ-1, Оценочная скважина КЗIВ-2 была

пробурена в конце того же года, и обе скважины были переведены на тестовую добычу. Разрешение на

повторное испытание скважин на месторождении Кызылжар I Восточный было получено, и две скважины

начали добычу в октябре 2012 г. КЗIВ-1 продемонстрировала хорошие показатели при среднем рабочем

дебите в 230 баррелей нефти в день в течение 90 дней испытания. Добыча из скважины КЗIВ-2 продолжалась

с очень высокой обводненностью и в настоящее время не считается промышленно значимой. RSC

подсчитала, что на 31 марта 2013 г. запасы месторождения по категории 2Р составляют 0.1 млн. баррелей

нефти. Разработка месторождения затруднялась плохим качеством имеющихся сейсмических данных по

участку. В результате обнадеживающего испытания скважины КЗIВ-1 на приток и расчетами Группы на

существование дополнительных перспективных на продуктивность нефтяных коллекторов как в юрских, так

и в меловых пластах участка позднее в этом году планируется проведение высококачественной съемки 3D. В

зависимости от результатов этой съемки будет рассмотрено бурение на месторождении двух дополнительных

скважин в 2014 г. Группа планирует перевести месторождение Кызылжар I Восточный на ППЭ в 2014 г. и на

ППР в 2016 г.

ПЕРСПЕКТИВНЫЕ ЗАПАСЫ

Надсолевой потенциал

Продление Лицензии на два года относится к дальнейшей оценке на участке недавних обнаружений Группы.

Группа использует это время и возможности своей технической команды, проработавшей в районе этих

обнаружений несколько последних лет, для того, чтобы продолжить дальнейшие поиски возможных запасов.

Сюда входит бурение для возможного расширения эксплуатируемых месторождений, таких как Асанкеткен и

Кызылжар I Восточный, основываясь на новой сейсмике 3D. Дальнейшая оценка участков вокруг Доссор

Северо-Западного и Толегена Западного также вызывает интерес к некоторым новым участкам, бурение на

которых может быть рассмотрено во время оценочного периода. Объект Карасай Южный не был разбурен во

время первоначального периода разведки на контрактной территории, так что в настоящее время планов по

испытанию его не имеется.

Подсолевой потенциал

Так как невозможность достижения геологических целей в скважине НУР-1 явилась значительной неудачей

для Группы, исследование подсолевого потенциала контрактной территории остается одной из основных

задач Группы. В этой связи руководство работает как над сохранением возможности испытать объект в

течение данных двух лет продления Лицензии, так и над тщательным анализом и оценкой первоначальной

попытки бурения скважины НУР-1 с тем, чтобы извлечь пользу из предыдущего опыта для любых усилий в

будущем. При поддержке со стороны правительства Казахстана, которое понимает, что исследование такого

глубокого объекта имеет стратегическое значение, Группа значительно продвинулась в обоих направлениях.

В рамках рабочей программы, определенной на двухлетний период продления на оценку, Группа получила

разрешение на завершение бурения скважины НУР-1 на перспективном объекте Эмба В и, в случае успеха, на

бурение скважины Куржем на объекте Эмба А. Перспективные объекты Эмба А и Эмба В имеют в

совокупности средние потенциальные запасы без учета риска в размере около 1.1 миллиарда баррелей

нефтяного эквивалента и являются частью более крупного потенциального простирания аналогичных

перспективных объектов. В рамках рассмотрения результатов бурения НУР-1, Министерство нефти и газа

Республики Казахстан рекомендовало Группе организовать “Технический круглый стол” со специалистами

по глубокому бурению, включая других операторов месторождений, для того, чтобы оценить проблемы

скважины НУР-1 и обсудить возможные пути их решения. Был проведен ряд встреч со специалистами, по

результатам которых был составлен протокол с общим выводом о том, что, при определенных изменениях в

существующей конструкции скважины, нет никаких технических причин для того, чтобы скважина не была

успешно вскрыта и пробурена до проектной глубины в 7,250 метров.

ДЕЛОВОЙ ОБЗОР

За год, завершившийся 31 марта 2013 года

После завершения обсуждения за Техническим круглым столом Группа приступила к работе с компанией

Halliburton, имеющей опыт в руководстве глубоким бурением по всему миру, для дальнейшего анализа

причин неудачи с НУР-1 и возможности возобновить бурение. Первым шагом было проведение

геомеханического исследования скважины для повторной оценки проектных параметров скважины. Это

исследование было завершено в июне 2013 г., и были подготовлены концептуальная конструкция скважины и

пересмотренная программа бурения. Существующий ствол скважины будет использован до глубины

примерно в 5,300 метров, где будет вырезано окно в существующей обсадке, и бурение новой скважины

будет производиться от этой точки. Новая программа отличается от первоначальной тем, что в ней будет

применяться раствор более высокой плотности и использоваться “расширяемые хвостовики” для создания

возможности схватывания и дополнительной защитной обсадной колонны на случай, если в скважине опять

возникнут какие-либо осложнения. Max Petroleum подписала протокол о намерениях с Halliburton, по

которому последняя будет руководить повторным вскрытием скважины НУР-1 от имени Группы, тем самым

в этом сложном и крайне перспективном проекте будет использован их технический опыт.

Для завершения бурения скважины НУР-1 и оценки ее подсолевого потенциала Группе требуется

дополнительное финансирование. Хотя данный проект и имеет большую важность, Группа не собирается

подвергать риску свои надсолевые активы для финансирования завершения бурения. По этой причине Группа

проводит обсуждения с различными потенциальными партнерами, как финансовыми, так и промышленными,

с целью выхода из ситуации и исследования подсолевых объектов Блока E, не подвергая опасности

надсолевые активы.

Продление Лицензии на Блоки A и E

Max Petroleum остается приверженной своим обязательствам по разведке, оценке и разработке по Лицензии

на Блоки A и E, как в ее надсолевом разрезе, где Группой обнаружено восемь месторждений, так и в глубокой

подсолевой части, где Группа оставляет за собой задачу испытания крайне перспективного объекта на ЭмбаВ

при помощи скважины НУР-1. Выдав продление на два года по Лицензии, Правительство Казахстана

продолжает демонстрировать свою поддержку Группе и признание успехов, достигнутых ею в оценке

контрактной территории.

Результаты деятельности

Группа отразила убыток 10.1 млн. долл. США, или 0.01 долл. США на простую акцию, в течение года,

завершившегося 31 марта 2013 г., по сравнению с убытком 8.2 млн. долл. США, или 0.01 долл. США на

простую акцию в течение предыдущего года.

Объемы продаж нефти увеличились на 23% и достигли 1,234,000 баррелей по сравнению с 1,004,000 баррелей

за предыдущий год, включая 614,000 баррелей, проданных на внутреннем рынке с выручкой в 29.2 млн. долл.

США или 47.54 долл. США за баррель и 620,000 баррелей, проданных на экспорт с выручкой в 64.1 млн. долл.

США или 103.51 долл. США за баррель. За 2012 финансовый год объемы продаж Группы составили 1,004,000

баррелей нефти, включая 954,000 баррелей, проданных на внутреннем рынке с выручкой в 44.2 млн. долл.

США или 46.36 долл. США за баррель и 50,000 баррелей, проданных на экспорт с выручкой в 6.0 млн. долл.

США или 120.32 долл. США за баррель. Общая сумма выручки от продажи выросла на 86% до 93.3 млн.

долл. США (2012 г.: 50.2 млн. долл. США) в результате значительно большей средней цены продажи, после

того, как месторождение Жана Макат было переведено на ППР и роста объемов продажи в виду увеличения

добычи на месторождении Асанкеткен и на других месторождениях, которые находятся на стадии тестовой

добычи.

Себестоимость реализации увеличилась на 109% с 33.5 млн. долл. США или 33.38 долл. США за баррель за

год, завершившийся 31 марта 2012 г., до 70.1 млн. долл. США или 56.87 долл. США за баррель за год,

завершившийся 31 марта 2013 г., в основном по причине более высоких ставок налогов и транспортных

затрат по экспортным продажам, которые были компенсированы более высокими ценами на нефть на

экспортных рынках.

ДЕЛОВОЙ ОБЗОР

За год, завершившийся 31 марта 2013 года

Себестоимость реализации до вычета расходов по износу, истощению и амортизации увеличилась на 177% с

17.5 млн. долл. США или 17.39 долл. США за баррель до 48.3 млн. долл. США или 39.17 долл. США за

баррель, включая затраты по добыче, продаже и транспортировке и налог на экспорт и налог на добычу

полезных ископаемых (совокупно «налоги на добычу и экспортª). Общая себестоимость реализации до

вычета расходов по износу, истощению и амортизации за 2013 финансовый год в размере 48.3 млн. долл.

США включает 11.6 млн. долл. США или 9.42 долл. США за баррель затрат по добыче, 14.3 млн. долл. США

или 11.55 долл. США за баррель затрат по реализации и транспортировке и 22.4 млн. долл. США или 18.19

долл. США за баррель налогов на добычу и экспорт. За 2012 год себестоимость реализации до вычета

расходов по износу, истощению и амортизации составила 17.5 млн. долл. США, включая 8.2 млн. долл. США

или 8.21 долл. США за баррель затрат по добыче, 6.4 млн. долл. США или 6.35 долл. США за баррель затрат

по продаже и транспортировке и 2.8 млн. долл. США или 2.82 долл. США за баррель налогов на добычу и

экспорт.

Приток денежных средств от операционной деятельности увеличился на 43% с 28.3 млн. долл. США за год,

завершившийся 31 марта 2012 г., до 40.4 млн. долл. США за год, завершившийся 31 марта 2013 г., и включает

чистую выручку от добычи и реализации сырой нефти, компенсированную за счет общих и

административных расходов Группы, плюс предоплаты от покупателей сырой нефти в Казахстане.

Увеличение произошло в первую очередь от высоких объемов продаж и более высокой выручки от

экспортных продаж в сравнении с продажами на внутреннем рынке, которые осуществлялись в последние

периоды.

Затраты на разведку и оценку составили 7.0 млн. долл. США, которые были списаны в течение текущего года,

по сравнению с 4.4 млн. долл. США в 2012 г.

В течение года, завершившегося 31 марта 2013 г., административные расходы Группы составили 17.3 млн.

долл. США по сравнению с административными расходами в размере 17.8 млн. долл. США в 2012 г.

Административные расходы за текущий и предыдущий годы в основном отражают расходы руководства и

работников на обеспечение деятельности Группы на территории Великобритании, Казахстана и США.

Административные расходы также включают в себя безналичные выплаты долевыми инструментами в

размере 3.6 млн. долл. США за год, завершившийся 31 марта 2013 г., по сравнению с 4.9 млн. долл. США в

2012 г., а также 1.7 млн. долл. США затрат, связанных с реструктуризацией и рефинансированием Кредита

Macquarie.

Ликвидность и капитальные ресурсы

Группа финансирует свою деятельность по разведке и разработке, комбинируя использование наличных

денежных средств, движение денежных средств от реализации добытой сырой нефти, займов по Кредиту,

полученному от Сбербанка и дополнительных заемных или акционерных средств, по мере необходимости.

У Группы восемь надсолевых обнаруженных месторождений, среди которых два месторождения находятся

на ППР, одно месторождение на ППЭ и остальные на различных стадиях оценочных работ. По мере того, как

Группа продолжает бурение оценочных и эксплуатационных скважин, она увеличивает общий

производственный потенциал своих надсолевых активов. Переход обнаруженных месторождений с этапа

оценочных работ на ППЭ позволяет Компании возобновить непрерывную добычу с таких месторождений, а

переход далее с ППЭ на ППР позволяет реализовать 80% добычи на экспорт по значительно большей цене за

баррель нефти. В настоящее время Группа добывает более 4,500 баррелей нефти в день, что представляет

собой ежемесячную выручку на сумму свыше 9 млн. долл. США и значительный поток чистых денежных

средств от операционной деятельности. Группа ожидает, что в течение текущего отчетного года,

заканчивающегося 31 марта 2014 г., добыча будет поддерживаться на уровне 4,500-5,500 баррелей нефти в

день.

В декабре 2012 г. Группа завершила Реструктуризацию, что позволило ей снизить общую задолженность с

приблизительно 140 млн. долл. США до 90 млн. долл. США, из которых приблизительно 53 млн. долл. США

были использованы для погашения Кредита Macquarie и Облигаций Держателей, участвовавших в тендере.

По состоянию на 15 августа 2013 г. Группа воспользовалась средствами в размере 78 млн. долл. США из

Кредита Сбербанка в размере 90 млн. долл. США, после чего остаток доступной суммы по Кредиту

Сбербанка для финансирования текущей деятельности по бурению на надсолевых структурах составляет 12

млн. долл. США со сроком доступности до 31 декабря 2013 г. Кредит Сбербанка должен быть выплачен до

ноября 2017 г. ежеквартальными платежами, начиная с марта 2014 г.

ДЕЛОВОЙ ОБЗОР

За год, завершившийся 31 марта 2013 года

В ходе Реструктуризации, Облигации на сумму приблизительно 56.7 млн. долл. США были конвертированы в

простые акции Компании в декабре 2012 г. В условия оставшегося количества непогашенных Облигаций на

сумму 26.7 млн. долл. США («PIK Нотыª) были внесены изменения, согласно которым на стоимость будет

начисляться процент по ставке 10% годовых, подлежащий выплате простыми акциями, и срок погашения по

ним был продлен до 8 марта 2018 г. Ожидается, что PIK Ноты подлежат обязательной конвертации в простые

акции Компании по цене конвертации 5 пенсов за простую акцию в оставшиеся месяцы 2013 года после

получения соответствующего одобрения от казахстанских регулирующих органов.

В мае 2013 г. Группа получила утверждение Министерства нефти и газа Республики Казахстан на продление

периода разведки на своей контрактной территории на Блоках А и Е на два года. Данное продление позволит

Группе закончить бурение подсолевой скважины НУР-1 на проспекте Эмба В, с возможностью бурения еще

одной скважины Куржем на проспекте Эмба А в случае, если бурение скважины НУР-1 будет успешно. По

оценке Группы, для завершения бурения скважины НУР-1 потребуются дополнительные средства на сумму

приблизительно 20 млн. долл. США, которые не будут финансироваться за счет Кредита Сбербанка или

текущих финансовых ресурсов. В настоящее время Группа ведет поиск финансовых и промышленных

партнеров для участия в разведке подсолевых структур в целях финансирования бурения НУР-1, и, в случае

если НУР-1 будет успешна, также для бурения скважины Куржем.

Продление лицензии на два года также дает возможность Группе продолжить программу оценки и разработки

своих надсолевых активов. Группа подсчитала, что общая сумма капитальных затрат за финансовый год,

завершающийся 31 марта 2014 г., связанных с программой надсолевого бурения, достигнет 60 млн. долл.

США, в том числе до 40 млн. долл. США затрат по бурению, из которых на 31 июля 2013 г. было уже

потрачено 15 млн. долл. США. Группа предполагает профинансировать оставшиеся капитальные затраты,

связанные с программой надсолевого бурения из средств, полученных по Кредиту Сбербанка, и средств от

операционной деятельности.

Несмотря на то, что средства от Кредита Сбербанка и ожидаемый приток средств от операционной

деятельности должны быть достаточными для поддержки работ по разведке надсолевых проспектов,

оценочных работ и деятельности по разработке месторождений Группы, существуют трудности в точном

прогнозировании будущих капитальных затрат, которые существенно зависят от результатов непрерывной

оценки Группы в отношении обнаруженных надсолевых месторождений. Тем не менее, на основе прогнозов

Группы своих денежных потоков, по мнению директоров, существует обоснованное ожидание, что Группа

будет продолжать свою операционную деятельность в обозримом будущем, учитывая комбинацию ее

текущего и ожидаемого в будущем уровня добычи, соответствующих потоков денежных средств, заемных

средств от Кредита Сбербанка и прочих источников заимствования и выпуска капитала.

ФИНАНСОВЫЙ ОБЗОР

За год, завершившийся 31 марта 2013 г.

РЕЗУЛЬТАТЫ ЗА ГОД

Группа отразила убыток в размере 10.1 млн. долл. США за год, завершившийся 31 марта 2013 г., (в 2012 г.

убыток составил 8.2 млн. долл. США). За данный год не было выплачено или предложено никаких

дивидендов (2012 г.: дивиденды не выплачивались).

Выручка

Выручка Группы составила 93.3 млн. долл. США от продажи приблизительно 1,234,000 баррелей сырой

нефти, добытой в течение года, или 75.64 долл. США за баррель (2012 г.: 50.2 млн. долл. США от продажи

1,004,000 баррелей сырой нефти или 50.04 долл. США за баррель). Объем экспортных продаж Группы

составил 620,000 баррелей сырой нефти, что принесло выручку в размере 64.1 млн. долл. США или 103.51

долл. США за баррель (2012 г.: 50,000 баррелей сырой нефти с выручкой в размере 6.0 млн. долл. США или

120.32 долл. США за баррель). Общий объем продаж на внутреннем рынке Группы составил 614,000

баррелей сырой нефти, что принесло выручку в размере 29,2 млн. долл. США или 47.54 долл. США за

баррель (2012 г.: 954,000 баррелей сырой нефти с выручкой в размере 44.2 млн. долл. США или 46.36 долл.

США за баррель).

Объем выручки от продаж вырос на 86% и составил 93.3 млн. долл. США (2012: 50.2 млн. долл. США) в

результате существенно большей средней стоимости реализации нефти с момента перехода на

полномасштабную промышленную разработку месторождения Жана Макат в марте 2012 и 23% прироста в

объеме продаж в основном за счет увеличения добычи на Асанкеткен и других месторождениях, находящихся

на этапе тестовой добычи.

По условиям Лицензии утверждение ППР предоставляет Группе право реализовать 80% добычи сырой нефти

на экспорт. Добыча с последних обнаруженных месторождений Группы, находящихся на стадиях тестовой

добычи и ППЭ, может реализовываться только на внутреннем рынке до момента, пока определенное

месторождение не будет переведено на ППР. В течение года, завершившегося 31 марта 2013 г., по оценке

Группы, чистая выручка от реализации нефти на внутреннем рынке после выплаты налогов ниже

приблизительно на 10-20 долл. США за баррель сопоставимой реализации на экспорт.

Себестоимость реализации

Себестоимость реализации составила 70.1 млн. долл. США (2012 г.: 33.5 млн. долл. США) и включает

расходы на износ, истощение и амортизацию на сумму 21.8 млн. долл. США (2012 г.: 16.1 млн. долл. США).

Себестоимость реализации до расходов на износ, истощение и амортизацию составила 48.3 млн. долл. США

или 39.17 долл. США за баррель (2012 г.: 17.5 млн. долл. США или 17.39 долл. США за баррель). В эту сумму

входят расходы по продаже и транспортировке в размере 14.3 млн. долл. США или 11.55 долл. США за

баррель (2012 г.: 6.4 млн. долл. США или 6.35 долл. США за баррель) и налоги на добычу и продажу

углеводородного сырья в сумме 22.4 млн. долл. США или 18.19 долл. США за баррель (2012 г.: 2.8 млн. долл.

США или 2.82 долл. США за баррель). После вычета издержек по реализации валовая прибыль составила 23.2

млн. долл. США или 18.77 долл. США за баррель (2012 г.: 16.7 млн. долл. США или 16.66 долл. США за

баррель).

Убыток от основной деятельности

Убыток от основной деятельности Группы за год составил 1.2 млн. долл. США (2012 г.: 5.4 млн. долл. США),

в том числе расходы по выплатам долевыми инструментами в размере 3.6 млн. долл. США (2012 г.: 4.9 млн.

долл. США) и расходы на износ, истощение и амортизацию в размере 22.1 млн. долл. США (2012 г.: 16.5 млн.

долл. США). Убыток от основной деятельности Группы также включает затраты по разведке и оценке в

размере 7.0 млн. долл. США, списанные в течение года (2012 г.: 4.4 млн. долл. США).

Налогообложение

Расходы по подоходному налогу за отчетный год составили 5.0 млн. долл. США, включая расходы по

отсроченному налогу в размере 4.9 млн. долл. США и текущему налогу в размере 0.1 млн. долл. США

(2012 г.: текущий налог составил 0.1 млн. долл. США). Расходы по отсроченному налогу возникают по

причине превышения налоговых амортизационных отчислений по затратам на проведение разведки и оценки

над расходами по износу, истощению и амортизации, начисленными в финансовом учете.

ФИНАНСОВЫЙ ОБЗОР

За год, завершившийся 31 марта 2013 г.

ФИНАНСИРОВАНИЕ И СТРУКТУРА КАПИТАЛА

Движение денежных средств

Движение чистых денежных средств от операционной деятельности составило 40.4 млн. долл. США (2012 г.:

28.3 млн. долл. США), демонстрируя прирост на 43%, и включает чистые поступления от добычи и продажи

сырой нефти, за минусом общих и административных расходов Группы, плюс предоплаты от покупателей

сырой нефти в Казахстане. Это увеличение возникло за счет более высоких объемов продаж и увеличения

соотношения экспорта по отношению к доле внутренних продаж в течение периода.

Чистые денежные средства, использованные в инвестиционной деятельности, составили 46.4 млн. долл. США

(2012 г.: 73.3 млн. долл. США), и, главным образом, относятся к капитальным затратам Группы в рамках

реализации программ по разведке, оценке и разработке месторождений.

Чистые денежные средства, полученные от финансовой деятельности, составили 6.4 млн. долл. США (2012 г.:

32.4 млн. долл. США), включая поступления по заимствованиям на сумму 66.6 млн. долл. США, погашение

задолженности Macquarie на сумму 50.0 млн. долл. США, 3.4 млн. долл. США, которые были выплачены

Держателям Облигаций, 1.0 млн. долл. США в виде расходов на привлечение займа по Кредиту Сбербанка и

5.8 млн. долл. США в виде финансовых расходов (2012 г.: 0.5 млн. долл. США от эмиссии акций плюс

поступления по заимствованиям на сумму 44.1 млн. долл. США, за минусом финансовых расходов на сумму

12.2 млн. долл. США).

На 31 марта 2013 г. остаток неограниченных для распоряжения денежных средств Группы составил 1.8 млн.

долл. США (2012: 1.6 млн. долл. США).

Реструктуризация долга

В декабре 2012 г. Группа заключила новое кредитное соглашение под обеспечение на сумму 90 млн. долл.

США с ДБ АО «Сбербанк» (далее «Кредит Сбербанкаª) в рамках комплексной реструктуризации своего

долга, включающей рефинансирование предыдущего кредита, предоставленного банком «Macquarie Bank

Limited»

(далее

«Macquarie» и

«Кредит Macquarieª) и реструктуризацию конвертируемых облигаций

(«Облигацииª), (совокупно именуемые «Реструктуризацияª).

Проведение Реструктуризации зависело от получения согласия Держателей Облигаций и акционеров, которое

было должным образом получено на собраниях Держателей Облигаций и акционеров 20 декабря 2012 г.

Основные условия Реструктуризации включали в себя следующее:

 Новый Кредит Сбербанка был предназначен для погашения существующей на тот момент

задолженности по Кредиту Macquarie, для финансирования денежной части предложения,

предложенного Держателям Облигаций, и для финансирования капитальных затрат Группы по

реализации программы бурения надсолевых скважин.

 Процентная ставка по Кредиту Сбербанка составляет 11%, срок погашения истекает в ноябре 2017 г.,

ежеквартальные амортизационные платежи начинаются в марте 2014 г.

 Кредит Macquarie был погашен, при этом банк Macquarie получил 47 млн. долл. США плюс все

начисленные, но не выплаченные на тот момент проценты в декабре 2012 г. и далее дополнительно 3

млн. долл. США в марте 2013 г. в счет полного погашения задолженности на общую сумму 52.2 млн.

долл. США. В результате окончательного погашения кредита перед банком Macquarie образовался

доход в сумме 2.2 млн. долл. США, признанный в отчете о прибылях и убытках как часть

финансового дохода.

 Проценты в сумме 2.9 млн. долл. США, начисленные по облигациям и подлежавшие выплате 8

сентября 2012 г., но выплата которых была отложена с согласия более 75% Держателей облигаций,

были капитализированы и включены в неоплаченную основную сумму Облигаций в сумме 85.6 млн.

долл. США, начиная с 8 сентября 2012 г. Начисленная впоследствии сумма процентов в размере 1.7

млн. долл. США за период с 8 сентября по 19 декабря 2012 г. была также капитализирована и

включена в основную сумму, в результате чего пересмотренная основная сумма составила 90.2 млн.

долл. США на дату Реструктуризации.

 Держатели Облигаций согласились обменять пересмотренную основную сумму в размере 90.2 млн.

долл. США на наличные денежные средства и простые акции.

ФИНАНСОВЫЙ ОБЗОР

За год, завершившийся 31 марта 2013 г.

 Держателям Облигаций было объявлено, что они могут сделать предложение Группе выкупить свои

Облигации на общую основную сумму до 17.1 млн. долл. США, после чего Компания выплатила бы

Держателям, предложившим свои Облигации, денежную сумму, составляющую

50% от

предложенной основной суммы (до 8.6 млн. долл. США). Облигации, принятые в рамках данного

предложения, составили 6.8 млн. долл. США и были отменены и заменены простыми векселями на

оплату на общую сумму 3.4 млн. долл. США. На простые векселя начисляются проценты по ставке

6.75% годовых с 20 декабря 2012 г. до момента их погашения.

 В марте 2013 г. Компания выплатила 3.4 млн. долл. США, полностью погасив простые векселя и

начисленные по ним проценты.

 В декабре 2012 г. Облигации на сумму 56.7 млн. долл. США были конвертированы в 709.0 млн.

простых акций Компании по цене конвертации 5 пенсов за одну простую акцию, а остальные

находящиеся в обращении Облигации подлежат обязательной конвертации после получения

необходимых разрешений от казахстанских регулирующих органов.

 В условия оставшегося количества находящихся в обращении Облигаций («PIK Нотыª), которые по

состоянию на 20 декабря 2012 г. составили 26.7 млн. долл. США, были внесены изменения, согласно

которым на стоимость будет начисляться процент по ставке 10% годовых подлежащая выплате

простыми акциями, а дата погашения была продлена до 8 марта 2018 г. Ожидается, что PIK Ноты

будут конвертированы в простые акции в течение 2013 года.

Акционерный капитал

8 августа 2012 г. Max Petroleum Plc заключила Соглашение с ТОО «Zhanros Drilling» («Zhanros»), одним из

своих буровых подрядчиков, по условиям которого Zhanros согласился предоставить услуги по бурению и

капитальному ремонту скважин на сумму 7 млн. долл. США в обмен на простые акции Компании (далее

«Соглашение Zhanrosª). В соответствии с условиями Соглашения Zhanros, Zhanros согласился пробурить до

четырех неглубоких надсолевых скважин и профинансировать сопутствующие вспомогательные услуги в

обмен на простые акции Компании в количестве до 90,322,581 штук, каждая стоимостью 5 пенсов, вместо

денежного платежа.

В течение года, завершившегося 31 марта 2013 г., Компания выпустила 799,245,491 простых акций, включая:



708,999,985 новых простых акций, выпущенных Держателям Облигаций в соответствии с условиями

Реструктуризации, в рамках которой Облигации и начисленные проценты всего на сумму 56.7 млн.

долл. США были конвертированы в акции стоимостью 5 пенсов каждая.



90,245,506 новых простых акций, выпущенных в пользу Zhanros в качестве полной оплаты за

буровые и вспомогательные услуги на сумму 7.0 млн. долл. США.

В марте 2013 г. простые акции Компании были включены в официальный список Казахстанской фондовой

биржи (далее «Листинг KASE»). Листинг KASE позволит Компании предлагать и торговать простыми акциями

в Казахстане, что является одним из основных законодательных требований, предъявляемых к Компании за

возможность осуществлять эмиссию дополнительных ценных бумаг на международных рынках.

Опционы на акции

На 31 марта 2013 г. было выпущено 210.3 млн. опционов со средневзвешенной ценой исполнения 7.5 пенсов

(2012 г.:

109.7 млн. опционов со средневзвешенной ценой исполнения

19.0 пенсов). В связи с

Реструктуризацией в декабре 2012 г. директорам и работникам было предоставлено 113.4 млн. опционов по

цене исполнения 5 пенсов. Помимо этого, Группа пересмотрела ранее выданные опционы, цена исполнения

которых варьировалась от 11.5 до 25.25 пенсов, чтобы установить пересмотренную цену исполнения в

размере 5 пенсов. По рекомендации Комитета по выплате компенсаций Совет директоров одобрил решение о

пересмотре цены исполнения выпущенных опционов на акции и о предоставлении новых опционов с целью

поощрения и удержания руководства и сотрудников Группы, которые вносят существенный вклад в

увеличение будущей рыночной стоимости Компании.

Финансовые инструменты

Финансовые инструменты Группы включают ее денежные средства, торговую дебиторскую задолженность и

кредиторскую задолженность, непосредственно возникающие в результате осуществления операционной

деятельности, а также Кредит Сбербанка и PIK Ноты, более детальная информация по которым представлена

в примечании 24 к финансовой отчетности Группы.

ФИНАНСОВЫЙ ОБЗОР

За год, завершившийся 31 марта 2013 г.

КАПИТАЛЬНЫЕ ЗАТРАТЫ

Капитальные затраты по методу начислений за год составили 48.3 млн. долл. США (2012 г.: 90.2 млн. долл.

США), включая расходы на разведку и оценку в сумме 31.0 млн. долл. США (2012 г.: 70.3 млн. долл. США),

расходы на разработку нефтегазовых промысловых активов в сумме 13.8 млн. долл. США (2012 г.: 14.7 млн.

долл. США) и основные средства (имущество, машины и оборудование) в сумме 3.5 млн. долл. США (2012 г.:

5.2 млн. долл. США).

Расходы по разведке и оценке составили 31.0 млн. долл. США, в том числе расходы, связанные с бурением

подсолевой скважины НУР-1 в сумме 13.8 млн. долл. США, расходы, связанные с бурением пяти надсолевых

разведочных скважин в течение года в сумме 9.2 млн. долл. США, и капитализированные финансовые

расходы в сумме 7.1 млн. долл. США (2012 г.: 70.3 млн. долл. США, в том числе расходы, связанные с

бурением подсолевой скважины НУР-1 в сумме 26.7 млн. долл. США, расходы, связанные с бурением 10

надсолевых разведочных и оценочных скважин в течение года в сумме

30.1 млн. долл. США, и

капитализированные финансовые расходы в сумме 9.0 млн. долл. США). В течение года, завершившегося 31

марта 2013 г., расходы по разведке и оценке в сумме 7.0 млн. долл. США были списаны и отражены в отчете

о прибылях и убытках, в том числе расходы по сухим скважинам, пробуренным в течение года в сумме 5.9

млн. долл. США, и убытки, связанные с продажей бурового оборудования и материалов, в сумме 1.1 млн.

долл. США (2012 г.: данная статья включала расходы, связанные с бурением сухих скважин в течение года на

сумму 4.4 млн. долл. США).

Расходы по разработке нефтегазовых промысловых активов в сумме 13.8 млн. долл. США включают затраты

по бурению трех надсолевых оценочных и эксплуатационных скважин, а также капитализированные геолого-

геофизические расходы в сумме 6.4 млн. долл. США (2012 г.: 14.7 млн. долл. США, в том числе затраты по

бурению семи надсолевых оценочных и эксплуатационных скважин, а также капитализированные геолого-

геофизические расходы в сумме 1.7 млн. долл. США).

ФАКТОРЫ РИСКА

Группа подвергается различным рискам, относящимся к политическим, экономическим, правовым,

социальным, промышленным, коммерческим и финансовым условиям. К деятельности Группы, в частности,

относятся следующие, помимо прочих, факторы риска:

Нестабильность цен на нефть и газ

Предложение, спрос и цены на нефть и газ неустойчивы и находятся под влиянием неподконтрольных Группе

факторов. Данные факторы включают мировой спрос и предложение, обменные курсы, процентные ставки,

темпы инфляции и политические события. Значительное и продолжительное снижение цен на нефть и газ

может повлиять на целесообразность некоторых видов разведочных работ Группы. Кроме того, ресурсы,

добытые в географически изолированных странах, могут быть реализованы со скидкой к текущим рыночным

ценам.

Большая часть выручки и денежных потоков Группы поступает от продажи нефти и газа. Если цены на нефть

и газ упадут и останутся на уровне ниже себестоимости добычи Группы в течение длительного периода,

Группа может потерпеть убытки и будет вынуждена сократить или приостановить некоторую часть или все

операции по добыче Группы на время действия данных условий. Кроме того, Группе также придется оценить

экономическое воздействие низких цен на нефть и газ на способность Группы возмещать какие-либо убытки,

которые она может понести в течение этого периода, а также способность Группы поддерживать

соответствующие запасы.

Так как Группа в настоящее время не проводит хеджирование своей добычи сырой нефти, она подвергается

риску колебания цен на нефть. По мере перевода месторождений на ППР и увеличения суточных объемов

добычи нефти, реализуемых на экспорт, руководство может пересмотреть необходимость заключения

договоров по хеджированию цен для достижения большей предсказуемости движения денежных средств от

будущей добычи сырой нефти.

ФИНАНСОВЫЙ ОБЗОР

За год, завершившийся 31 марта 2013 г.

Риск разведочных работ

Разведка и разработка углеводородов носят спекулятивный характер и предполагают высокую степень риска.

Данные риски включают неопределенность обнаружения Группой достаточных нефтегазовых ресурсов,

позволяющих осуществлять их эксплуатацию на экономически выгодных условиях, или возможности

эксплуатации обнаруженных ресурсов в соответствии со своими планами. Бурение может не привести к

обнаружению экономически целесообразных углеводородных ресурсов в связи с недостаточным объемом

обнаруженных ресурсов, недостаточным качеством ресурсов, позволяющих осуществлять их разработку на

экономически выгодных условиях, или в случаях, когда стоимость разработки превышает стоимость,

предусмотренную для экономически выгодного проекта.

Экологический риск

Нефтегазовая отрасль подвержена экологическим опасностям, таким как разливы нефти, утечки газа, разрывы

и выбросы нефтяных продуктов и опасных веществ. Данные экологические опасности могут привести к

привлечению Группы к значительной ответственности за причинение ущерба имуществу, личные травмы или

другое причинение вреда окружающей среде, включая затраты на расследование и восстановление

загрязненных объектов. В своей деятельности Группа строго соблюдает экологическое законодательство

Республики Казахстан. Невыполнение данных законов и постановлений может подвергнуть Группу

значительному административному, гражданскому или уголовному наказанию или к привлечению к другой

ответственности. Кроме того, выполнение требований законодательства может время от времени приводить к

увеличению затрат Группы по эксплуатации, повлиять на добычу или увеличить стоимость потенциальных

приобретений. В течение этого года Группа соблюдала все существенные законы, касающиеся охраны труда,

здоровья и окружающей среды.

Риск эксплуатации нефтегазовых активов

Нефтегазовый бизнес предусматривает определенные производственные опасности, такие как

фонтанирование скважин, образование воронок, взрывы, неконтролируемый разлив нефти, утечка газа или

скважинных флюидов, пожары, загрязнения и выбросы токсичных веществ. Любые из этих операционных

опасностей могут привести к серьезным травмам, летальным случаям или порче имущества, что может

привести к привлечению Группы к ответственности. Урегулирование этих обязательств может оказать

значительное влияние на денежные средства Группы, выделяемые на разведку и разработку нефтегазовых

активов Группы. Группой осуществляется страхование ее активов от множества возможных убытков и видов

ответственности, возникающих в ходе ее деятельности, в соответствии с обычной практикой, принятой в

данной отрасли промышленности, но страховое покрытие не может защитить Группу от всех операционных

рисков.

Валютный риск

Эксплуатационные затраты, экспортная выручка и средства заемного финансирования Группы, главным

образом, выражены в долларах США. Затраты на содержание офиса Группы в Великобритании и стоимость

акций выражены в британских фунтах стерлингов. Также, некоторые затраты выражены и оплачиваются в

тенге, официальной валюте Казахстана. Любые изменения соответствующих обменных курсов доллара

США, тенге и британского фунта стерлингов могут положительно или отрицательно отразиться на

результатах Группы.

Бизнес в Казахстане

Среди рисков, с которыми Группа сталкивается при осуществлении своей деятельности и операций в

Казахстане, выделяются следующие риски:

 Экономическая нестабильность, в том числе в других странах или глобальной экономике, которая

может привести к таким последствиям, как гиперинфляция, колебания курсов валют и снижение

дохода на душу населения в экономике Казахстана.

 Недостаточная или неразвитая материально-техническая база.

 Государственная и политическая нестабильность, которая может подорвать, отсрочить или

ограничить экономические реформы или реформы нормативной базы, усилить централизованное

управление или привести к национализации.

 Социальная нестабильность в результате этнического, религиозного, исторического и иного

разделения, которое может привести к росту национализма, социальным волнениям или конфликтам.

 Неопределенности в развитии правовой и нормативной среды, включая, помимо прочего,

противоречивые законы, указы и постановления, относящиеся к нефтегазовому сектору и

иностранным инвестициям.

 Незаконные или необоснованные действия против Группы и ее интересов со стороны регулятивных

органов, включая приостановку или отзыв ее лицензий или отказ от утверждения продлений или

других разрешений, необходимых для продолжения управления Группой ее активами.

ФИНАНСОВЫЙ ОБЗОР

За год, завершившийся 31 марта 2013 г.

 Недостаток независимости и опыта судебной власти, трудности в приведении в исполнение судебных

и арбитражных решений и решений правительства по удовлетворению требований.

 Законы, ограничивающие иностранные инвестиции в нефтегазовую промышленность.

 Постановления, которые включают предварительное одобрение Национального Банка Республики

Казахстан на выпуск акций, а также получение отказа Министерства нефти и газа от

преимущественного права покупки.

Налогообложение

Налоговый режим в Казахстане подвержен периодическим изменениям и различным толкованиям. В связи с

развитием налогового законодательства нередки случаи противоречивых мнений среди местных,

региональных и республиканских налоговых органов. Несоблюдение законов и постановлений в Казахстане,

в соответствии с толкованиями казахстанских органов, может привести к взиманию серьезных штрафов и

пени, сумма которых может многократно превышать сумму начисленных налогов. Неопределенность

толкования и применения налоговых законов, подверженных постоянным изменениям, создает риск того, что

окончательная сумма налогов, штрафов и пени, при наличии таковых может превышать сумму, признанную

на данный момент, что оказывает существенное неблагоприятное воздействие на денежные потоки,

результаты и финансовое положение Группы. Руководство считает, что Группа соблюдает соответствующее

законодательство, затрагивающее ее деятельность, а также что в настоящей финансовой отчетности налоги

учтены надлежащим образом.

Правовая система

Казахстан и другие страны, в которых Группа может осуществлять свою деятельность в будущем, имеют или

могут иметь правовые системы, не столь развитые, как британская правовая система. Это может привести к

возникновению таких рисков, как:

 Потенциальные трудности при получении эффективной правовой помощи в судах таких юрисдикций

в отношении нарушения договора, закона или постановления, включая спор о праве собственности.

 Более высокий уровень свободы действий со стороны государственных органов.

 Отсутствие судебных или административных указаний по толкованию применимых правил и

постановлений.

 Несоответствие или противоречие различных законов, постановлений, указов, приказов и решений.

 Относительная неопытность судебной власти и судов в таких вопросах.

В некоторых юрисдикциях приверженность местных бизнесменов, государственных чиновников и

учреждений, а также судебной системы выполнять правовые требования и заключенные соглашения может

быть более неопределенной, приводя к конкретной обеспокоенности в отношении лицензий и соглашений

для осуществления деятельности. Лицензии и соглашения могут быть пересмотрены или отменены, а

правовая помощь может оказаться неопределенной или быть задержана. Нет уверенности, что совместные

предприятия, лицензии, ходатайства о выдаче лицензий и другие правовые договоренности не подвергнутся

отрицательному воздействию юрисдикций, в которых Группа осуществляет свою деятельность.

Риск ликвидности

Риск ликвидности представляет собой риск того, что Группа не сможет выполнить свои финансовые

обязательства по мере наступления сроков их погашения. Группа старается обеспечивать наличие

достаточного количества ликвидности и доступного заемного и привлеченного в обмен на акции капитала,

чтобы погашать свои обязательства по мере наступления сроков соответствующих выплат без неприемлемых

убытков или ущерба репутации Группы.

Группа подготовила прогноз движения денежных средств за двенадцать месяцев с даты подписания

настоящей финансовой отчетности, по которому видно, что у Группы имеется достаточное финансирование,

позволяющее продолжить выполнение своей программы надсолевого бурения, финансирование

административных и операционных расходов и выплачивать проценты и амортизационные выплаты по

Кредиту Сбербанка.

Группа тщательно отслеживает динамику своей ликвидности и управляет ею с помощью регулярных

прогнозов движения наличности. Более подробная информация о состоянии ликвидности Группы дана в

отчете директоров на стр. 33-37.

КОРПОРАТИВНАЯ И СОЦИАЛЬНАЯ ОТВЕТСТВЕННОСТЬ

Инвестиции в Республике Казахстан

Max Petroleum продолжает инвестировать в развитие Казахстана с начала своей деятельности в 2005 г.

Инвестиции осуществлялись непосредственно как через ее операции по разведке и добыче, так и косвенно

путем поддержки развития местных инфраструктур в Западном Казахстане, где Группа осуществляет свою

деятельность. Группа осознает важность тесной работы со своими казахстанскими партнерами и поддержки

экономического развития Казахстана в целом и нефтегазовой промышленности в частности.

Работники

Max Petroleum имеет высокоэффективную производственную и техническую команду в Казахстане, на

которую возложен широкий круг ответственности за разведку и добычу, а также команды по финансам,

маркетингу и обеспечению соблюдения юридических требований. Члены нашей команды играют большую

социальную роль за пределами Группы, принося дополнительную косвенную пользу бизнесу, в том числе

являясь членами экспертных групп в составе государственных организаций в области геологии и местных

профессиональных ассоциаций, участвующих в обсуждении вопросов о внесении изменений в налоговое,

нормативное и финансовое законодательство. Существующая команда способствовала росту и переходу

Группы от компании, добывающей нефть с одного месторождения, в компанию, имеющей несколько

действующих месторождений с всесторонним объемом работ по оценке, разработке и разведке, а также

быстрорастущим темпом добычи. Успешное продвижение разрабатываемых месторождений в вопросе

прохождения регулятивной процедуры в Республике Казахстан на данный момент позволило перевести два

месторождения, Жана Макат и Боркылдакты, на стадию ППР, что позволяет Группе реализовывать до 80%

объемов своей добычи с этих месторождений на экспорт.

Max Petroleum продолжает выполнять условия по обеспечению доли казахстанского содержания в кадрах, так

2012 г. 95% работников компании, работающих в Казахстане, были казахстанскими специалистами. В

управленческом звене

75% руководящих должностей занимают казахстанские специалисты и

96%

квалифицированных, профессиональных и контролирующих должностей заняты казахстанскими

специалистами.

Для работников Группы в Казахстане, равно как и везде, действует система поощрений по результатам их

работы и в виде опционов на акции.

Образование и обучение

Выделение средств на образование и обучение наших работников и для широкой местной общественности

является важной задачей Группы и представляет особый интерес для Правительства Республики Казахстан.

Эти инвестиции включают в себя предоставление помощи учебным заведениям населенных пунктов, где

Группа осуществляет свою деятельность, а также поддержка отраслевого обучения в казахстанских вузах и

институтах, отдавая предпочтение тем лицам, которые находятся ближе к месту осуществления основной

деятельности Группы. Max Petroleum сотрудничает с хорошо известными учебными заведениями и центрами,

такими как Казахстанско-Британский Технический Университет, институты «Болашакª, Международная

Академия Бизнеса, Университет Международного Бизнеса, Атырауский институт нефти и газа, Центр

бухгалтерского образования, Карагандинский государственный технический университет, и многими

другими небольшими техническими колледжами в Казахстане.

Группа также инвестирует в профессиональную подготовку работников, на индивидуальной и групповой

основе, и в дополнение к тем образовательным учреждениям, с которыми она установила тесные

взаимоотношения, повышает их квалификацию, используя самые современные курсы обучения технической

направленности, в том числе по технике безопасности, с присуждением степени магистра/МВА, а также

языковые и компьютерные курсы.

Вложения Группы в реализацию официальных программ по подготовке казахстанских специалистов и

поддержку местных учебных заведений составили 670,000 долларов США в 2012 календарном году, или

5,195 долл. США на каждого работника, по сравнению с 497,000 долл. США в 2011 календарном году, что

эквивалентно 3,430 долл. США на каждого работника. В 2013 г. Компания намерена увеличить данные

расходы по подготовке и повышению квалификации казахстанских специалистов и поддержке местных

учебных заведений и местной общественности в вопросе обучения.

Группа регулярно выполняет программу внутренней политики для своих работников и ключевых

поставщиков с целью обеспечения соблюдения ими внутренних положений и процедур Группы, касающихся

охраны здоровья и труда, противодействии взяточничеству и коррупции, в том числе о наличии телефонной

горячей линии.

КОРПОРАТИВНАЯ И СОЦИАЛЬНАЯ ОТВЕТСТВЕННОСТЬ

Местная общественность

В рамках текущей социально-инвестиционной программы Max Petroleum и по условиям Лицензии на Блоки А

и E, Компания в общей сложности предоставила 5.4 млн. долл. США с 2006 г., в том числе 0.4 млн. долл.

США в прошлом году. В дополнение к суммам, требуемым по условиям Лицензии, также с 2006 г. Группа

добровольно выделила около

270,000 долл. США на различные благотворительные цели. Основные

направления деятельности, которые Группа проводит на добровольной основе для местной общественности,

включают в себя социальные программы по оказанию поддержки ветеранам войны и по поддержанию и

улучшению состояния общественных зданий, детских садов и системы водоснабжения Макатского района в

Западном Казахстане. Такой уровень участия в жизни местной общественности помогает Группе проводить

наем на работу и удерживать ключевых сотрудников, а также демонстрирует приверженность Группы

оставаться ответственным корпоративным гражданином Республики Казахстан.

В течение отчетного финансового года Группа выплатила казахстанские налоги на общую сумму 18.4 млн.

долл. США, которые прямо или косвенно пойдут на финансирование местных и государственных программ

Правительства Казахстана.

Местное содержание

Max Petroleum продолжает максимально увеличивать долю казахстанского содержания, и в течение 2012

календарного года объем товаров, работ и услуг, приобретенных Группой у сертифицированных

казахстанских поставщиков, составил 67%, 75% и 91%, соответственно. Данные показатели превышают

официально принятые обязательства Группы по закупке у казахстанских производителей товаров в объеме

30%, работ и услуг в объеме 70%, и были признаны Филиалом «Контрактное Агентство» Министерства

нефти и газа Республики Казахстан.

Группа полностью поддерживает принципы и цели, предусматриваемые в правилах исчисления

казахстанского содержания, и продолжает работать непосредственно с государственными органами

Республики Казахстан и соответствующими отраслевыми органами, по более практичному применению

этих правил.

Охрана здоровья, труда и окружающей среды

Компания Max Petroleum добивается соблюдения казахстанских и международно-признанных стандартов в

отношении своих систем и обеспечивает применение безопасных технологий в интересах своих работников,

жителей местных населенных пунктов и окружающей среды.

Соблюдение условий Лицензии и требований законодательства Республики Казахстан обязывает Группу и

обеспечивает соблюдение высоких стандартов в области охраны труда. Кроме того, поставщики и партнеры

Группы обязаны полностью соблюдать ее политику об охране здоровья, труда и окружающей среды, и это

является одним из ключевых критериев при выборе и оценке поставщиков.

По вопросам окружающей среды, Группой принята политика о строгом соблюдении требований

законодательства и лицензионно-контрактных условий и принимаются меры по смягчению и минимизации

влияния результатов ее деятельности на окружающую среду, включая проведение предварительной и

последующей оценки воздействия на окружающую среду, а также постоянный контроль за работой скважин,

пробуренных на контрактной территории до ее приобретения.

Чтобы следовать лучшим стандартам по соблюдению соответствующих требований природоохранного

законодательства, Группа составляет ежегодный план мероприятий по улучшению окружающей среды в

подведомственной ей территории, который предоставляется в местные государственные органы и

администрацию населенных пунктов.

Благодаря строгому выполнению своих обязательств по техники безопасности, Группа не понесла каких-либо

потерь из-за несчастных случаев за год, завершившийся 31 марта 2013 г. (как и в 2012 г.).

СОВЕТ ДИРЕКТОРОВ

Роберт Б. Холланд III Исполнительный сопредседатель

Г-н Холланд являлся членом Администрации Буша до августа 2006 г., занимая должность Исполнительного

директора Всемирного банка от США. В 1993-1999 гг. занимал различные должности, в том числе Главный

юрисконсульт и Исполнительный директор Triton Energy Ltd, нефтегазовой компании, зарегистрированной на

Нью-Йоркской фондовой бирже, проданной компании Amerada Hess. Был членом совета директоров Pier 1

Imports Inc., зарегистрированной на Нью-Йоркской фондовой бирже, Massey Energy Inc. и Ivanhoe Mines Ltd.

Г-н Холланд в настоящее время является директором некоммерческой организации International Psoriasis

Council. В 1977-1994 гг. занимался юридической практикой в техасской юридической фирме Jackson Walker

LLP, выпускник Стэнфордского университета и университета Техасской школы права.

Джеймс А. Джеффс Исполнительный сопредседатель

Г-н Джеффс является топ-менеджером, имеющим большой опыт работы в сфере управления инвестициями,

инвестиционно-банковской деятельности, а также в должности исполнительного руководителя и директора

публичных нефтегазовых компаний. С 1994 г. г-н Джеффс являлся Управляющим директором и Главным

директором по инвестициям Whittier Trust Company. Также занимал должность Председателя Whittier Energy

Corporation, Председателем и Главным исполняющим директором Chaparral Resources, Inc., а также членом

совета директоров Los Angeles County Employee Retirement Association. В настоящее время он является

членом совета директоров компании Strategic Hotels and Resorts, зарегистрированной на Нью-Йоркской

фондовой бирже, и ранее работал в компании South Oil Co., частной нефтегазовой компании, базирующейся в

России.

Майкл Б. Янг Президент и Главный финансовый директор

Г-н Янг работает в должности Президента Max Petroleum с февраля 2009 г., и Главным финансовым

директором с сентября 2006 г. У него более 20 лет опыта работы на различных финансовых должностях

нефтегазового сектора. С 2003 г. по август 2006 г. занимал должность Главного финансового директора

Whittier Energy Corporation, американской компании, занимающейся разведкой и добычей нефти и газа,

зарегистрированной на фондовой бирже NASDAQ. С 1998 г. по ноябрь 2002 г. г-н Янг также работал Вице-

президентом и Главным финансовым директором Chaparral Resources, Inc., американской публичной

акционерной компании, осуществлявшей деятельность в Казахстане. В настоящий момент г-н Янг также

занимает должность Председателя некоммерческой организации Alpha Houston.

Дэвид Р. Белдинг Независимый директор

Г-н Белдинг ранее был топ-менеджером и соучредителем Mandalay Resort Group, которая в июне 2005 г. была

приобретена компанией MGM Resorts, Inc за 7.8 млрд. долл. США. Г-н Белдинг также был соучредителем

Gold Strike Resorts, управляющей компании гостиниц и казино, которую он развивал в 1977-1995 гг. до

слияния с Circus Circus Enterprises. Он был учредителем и директором First Independent Bank of Nevada, где

проработал членом совета директоров в 1995-2004 гг. Г-н Белдинг является членом совета директоров

различных общественных и гражданских организаций, включая Университет Невады в Лас-Вегасе, где с 1992

г. он является членом Попечительского совета. В 1998-2008 гг. он также работал директором Whittier Trust

Company.

Малкольм Батлер Независимый директор

Доктор Батлер имеет большой производственный и финансовый опыт в сфере международной нефтегазовой

промышленности. С 2003 по 2013 гг. доктор Батлер был старшим советником по энергетическим вопросам

компании Seymour Pierce Limited. Он является Председателем Wessex Exploration PLC, Президентом Waterloo

Oil & Gas LLC, товарищества, занимающегося разведкой и добычей на суше в штате Луизиана, а также

Председателем геологоразведочных компаний Brigantes Energy Limited и Corfe Energy Limited,

финансируемых EIS и осуществляющих операционную деятельность за пределами Великобритании. Доктор

Батлер имеет степень бакалавра геологии, полученную в Аберистуите, и степень PhD по геологическим

наукам, полученную в Бристоле. До начала своей дополнительной карьеры в качестве инвестиционного

банкира, он работал геологом и занимал старшие должности в международной нефтегазовой компании в

течение 25 лет.

Максут С. Нарикбаев Независимый директор

Г-н Нарикбаев был Председателем Высшей судебной палаты Республики Казахстан в

2003-2006 гг.,

Председателем Верховного суда Республики Казахстан в

1996-2000 гг. и Генеральным прокурором

Республики Казахстан в 1995-1996 гг. Г-н Нарикбаев является квалифицированным юристом и автором

множества книг по экономическим вопросам Верховного суда Республики Казахстан, уголовному праву и

защите гражданских прав.

СОВЕТ ДИРЕКТОРОВ

КОНСУЛЬТАТИВНЫЙ КОМИТЕТ

Джеймс С. Лэнгдон мл. Консультативный комитет

Г-н Лэнгдон является одним из трех старших исполнительных партнеров Akin, Gump, Strauss, Hauer & Feld

LLP, одной из ведущих международных юридических фирм в энергетической отрасли. Он является старшим

членом департамента фирмы по энергетическому сектору и членом комитетов фирмы по стратегическому

планированию и управлению.

Питер Б. Мосс мл. Консультативный комитет

Г-н Мосс начал работать в Консультативном комитете Max Petroleum с 2011 года, ранее проработав вице-

президентом по корпоративному развитию и связям с инвесторами Компании с мая 2006 г., Ранее он был

директором Zoltav Resources, Crosby Asset Management Ltd. и Evergreen Energy Inc. и занимал руководящие

должности во многих фирмах, таких как Dresdner Kleinwort Wasserstein, Donaldson Lufkin Jenrette,

Commerzbank и GFI Group Inc. В настоящее время Г-н Мосс является председателем и исполняющим

обязанностями Главного исполнительного директора Mentum Inc. инвестиционной компании, которая

зарегистрирована на AIM. Он также занимает должность Директора Revelation Special Situations Fund Ltd.

Инвестиционный фонд, который находится на Бермудах.

ОТЧЕТ ДИРЕКТОРОВ

За год, завершившийся 31 марта 2013 года

Директора представляют свой отчет вместе с аудированной консолидированной и неконсолидированной

финансовой отчетностью Компании и ее дочерних предприятий за год, завершившийся 31 марта 2013 г.

Результаты и дивиденды

Результаты Группы представлены на стр. 20 и отражают консолидированный убыток в размере 10.1 млн.

долл. США за год, завершившийся 31 марта 2013 г. (2012 г.: убыток составил 8.2 млн. долл. США).

Директора не предлагают выплатить дивиденды.

Основная деятельность

Max Petroleum зарегистрирована в Великобритании 8 апреля 2005 г. и допущена к торгам на Alternative

Investments Market, рынке альтернативных инвестиций (далее «AIMª или «РАИª) 27 октября 2005 г. Max

Petroleum осуществляет свою деятельность через дочерние компании, представленные в примечании 19 к

консолидированной финансовой отчетности. Основная деятельность Группы включает разведку, разработку и

добычу нефти и газа в Казахстане. Группа владеет 100% долей участия в лицензионных участках на Блоках А

и Е площадью более 12,455 км² в Прикаспийском бассейне Западного Казахстана.

Деловой обзор

Деловой обзор является частью настоящего Отчета директоров. Дальнейшая информация о развитии и

результатах деятельности Группы в течение финансового года и будущих перспективах представлена на

страницах, приведенных ниже и являющихся частью данного отчета:

 Совместное заявление Председателей на стр. 2.

 Деловой обзор на стр. 11-22.

 Финансовый обзор на стр. 23-28.

 Отчет о корпоративной и социальной ответственности на стр. 29-30.

Основные факторы риска и неопределенности

Основные факторы риска и неопределенности Группы изложены в Финансовом обзоре на стр. 26-28.

Основные показатели деятельности

Сведения об Основных показателях деятельности, используемых руководством, представлены на стр. 6.

Непрерывность деятельности

Операционная деятельность Группы, а также факторы, которые вероятнее всего повлияют на ее будущее

развитие, производственные показатели и положение, изложены в Деловом обзоре на стр. 11-22. Финансовое

положение Группы, ее денежные потоки, ликвидность и заемные средства описаны в Финансовом обзоре на

стр. 23-28. В дополнение, в примечании 26 к финансовой отчетности, представлены цели Группы, политика и

процессы по управлению ее капиталом, цели по управлению финансовыми рисками, подробная информация о

ее финансовых инструментах и хеджировании и подверженность Группы кредитному риску и риску

ликвидности.

Группа финансирует свою деятельность по разведке и добыче за счет комбинации наличных денежных

средств, притока денежных средств от операций по реализации сырой нефти, заемных средств от кредитной

линии ДБ АО «Сбербанкª (далее «Сбербанкª и «Кредит Сбербанкаª) и, при необходимости, дополнительного

займа или от выпуска новых акции.

У Группы есть восемь надсолевых обнаруженных месторождений, среди которых два месторождения

находятся на этапе ППР, одно месторождение на пробной эксплуатации и остальные на различных стадиях

оценочных работ. Так как Группа продолжает бурить оценочные и эксплуатационные скважины, она

увеличивает общий продуктивный потенциал надсолевой базы активов. Переход обнаруженных

месторождений с этапа Тестовой добычи на этап ППЭ позволяет Группе возобновить непрерывную добычу с

таких месторождений, а переход далее с ППЭ на ППР позволяет реализовывать 80% добытой нефти на

экспортные рынки по значительно большей цене за баррель нефти.. В настоящее время Группа добывает

более 4,500 баррелей нефти в день, что представляет собой ежемесячную выручку на сумму свыше 9 млн.

долл. США и значительный приток чистых денежных средств от операционной деятельности. Группа

ожидает, что в течение текущего отчетного года, заканчивающегося 31 марта 2014 г., добыча составит в

среднем 4,500-5,500 баррелей нефти в день.

ОТЧЕТ ДИРЕКТОРОВ

За год, завершившийся 31 марта 2013 года

В декабре

2012 г. Группа завершила комплексную реструктуризацию, по условиям которой общая

задолженность Группы уменьшилась с приблизительно 140 млн. долл. США до 90 млн. долл. США, из

которых 53 млн. долл. США были использованы для погашения долга по Кредиту Macquarie и части долга

определенным Держателям Облигаций, сделавшим предложение о выкупе облигаций. По состоянию на 15

августа 2013 г. Группа воспользовалась средствами в размере 78 млн. долл. США из Кредита Сбербанка на

общую доступную сумму 90 млн. долл. США, после чего остаток доступной суммы для финансирования

текущей деятельности по бурению на надсолевых структурах составляет 12 млн. долл. США со сроком

доступности до

31 декабря

2013 г. Кредит Сбербанка должен быть выплачен до ноября

2017 г.

ежеквартальными платежами, начиная с марта 2014 г.

В результате Реструктуризации, в декабре 2012 г. Облигации на сумму приблизительно 56.7 млн. долл. США

были конвертированы в простые акции Компании. Условия по оставшейся части конвертируемых облигаций

на сумму 26.7 млн. долл. США («PIK Нотыª) были изменены, в результате чего по ним будет начисляться

процентное вознаграждение по ставке 10% годовых к погашению простыми акциями. Срок погашения был

продлен до 8 марта 2018 г. Ожидается, что PIK Ноты будут в обязательном порядке конвертированы в

течение 2013 г. в простые акции Компании по конверсионной цене в 5 пенсов за простую акцию, после

получения одобрения от соответствующих казахстанских контроллирующих органов.

В мае 2013 г. Группа получила утверждение Министерства нефти и газа Республики Казахстан на продление

периода разведки по Лицензии на Блоки А и Е на два года. Данное продление позволит Компании закончить

бурение подсолевой скважины НУР-1 на проспекте Эмба В, с возможностью бурения еще одной скважины

Куржем на проспекте Эмба А в случае, если бурение скважины НУР-1 будет успешным. По оценке Группы,

для завершения бурения скважины НУР-1 потребуются дополнительные средства на сумму приблизительно

20 млн. долл. США, которые не будут финансироваться за счет Кредита Сбербанка или текущих финансовых

ресурсов Группы. В настоящее время Группа ведет поиск финансовых и промышленных партнеров для

участия в разведке подсолевых структур в целях финансирования бурения НУР-1, и, в случае если НУР-1

будет успешна, также для бурения скважины Куржем.

Продление лицензии на два года также дает возможность Группе продолжить программу оценки и разработки

своих надсолевых активов. Группа подсчитала, что общая сумма капитальных затрат за финансовый год,

завершающийся 31 марта 2014 г., связанных с программой надсолевого бурения достигнет 60 млн. долл.

США, в том числе до 40 млн. долл. США затрат по бурению, из которых на 31 июля 2013 г. было уже

потрачено 15 млн. долл. США. Группа предполагает профинансировать оставшиеся капитальные затраты из

средств, полученных по Кредиту Сбербанка, и средств от операционной деятельности.