Dunga Operating GmbH

Dunga Operating GmbH (vormals: Total E&P Dunga GmbH)

Hamburg

Jahresabschluss zum Geschäftsjahr vom 01.01.2023 bis zum 31.12.2023

„BESTÄTIGUNGSVERMERK DES UNABHÄNGIGEN ABSCHLUSSPRÜFERS

An die Dunga Operating GmbH (vormals Total E&P Dunga GmbH), Hamburg

Prüfungsurteile

Wir haben den Jahresabschluss der Dunga Operating GmbH (vormals Total E&P Dunga GmbH), Hamburg, - bestehend aus der Bilanz zum 31. Dezember 2023 und der Gewinn- und Verlustrechnung für das Geschäftsjahr vom 1. Januar bis zum 31. Dezember 2023 sowie dem Anhang, einschließlich der Darstellung der Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden - geprüft. Darüber hinaus haben wir den Lagebericht der Dunga Operating GmbH (vormals Total E&P Dunga GmbH) für das Geschäftsjahr vom 1. Januar bis zum 31. Dezember 2023 geprüft.

Nach unserer Beurteilung aufgrund der bei der Prüfung gewonnenen Erkenntnisse

Gemäß § 322 Abs. 3 Satz 1 HGB erklären wir, dass unsere Prüfung zu keinen Einwendungen gegen die Ordnungsmäßigkeit des Jahresabschlusses und des Lageberichts geführt hat.

Grundlage für die Prüfungsurteile

Wir haben unsere Prüfung des Jahresabschlusses und des Lageberichts in Übereinstimmung mit § 317 HGB unter Beachtung der vom Institut der Wirtschaftsprüfer (IDW) festgestellten deutschen Grundsätze ordnungsmäßiger Abschlussprüfung durchgeführt. Unsere Verantwortung nach diesen Vorschriften und Grundsätzen ist im Abschnitt „Verantwortung des Abschlussprüfers für die Prüfung des Jahresabschlusses und des Lageberichts“ unseres Bestätigungsvermerks weitergehend beschrieben. Wir sind von dem Unternehmen unabhängig in Übereinstimmung mit den deutschen handelsrechtlichen und berufsrechtlichen Vorschriften und haben unsere sonstigen deutschen Berufspflichten in Übereinstimmung mit diesen Anforderungen erfüllt. Wir sind der Auffassung, dass die von uns erlangten Prüfungsnachweise ausreichend und geeignet sind, um als Grundlage für unsere Prüfungsurteile zum Jahresabschluss und zum Lagebericht zu dienen.

Verantwortung der gesetzlichen Vertreter für den Jahresabschluss und den Lagebericht

Die gesetzlichen Vertreter sind verantwortlich für die Aufstellung des Jahresabschlusses, der den deutschen handelsrechtlichen Vorschriften in allen wesentlichen Belangen entspricht, und dafür, dass der Jahresabschluss unter Beachtung der deutschen Grundsätze ordnungsmäßiger Buchführung ein den tatsächlichen Verhältnissen entsprechendes Bild der Vermögens-, Finanz- und Ertragslage der Gesellschaft vermittelt. Ferner sind die gesetzlichen Vertreter verantwortlich für die internen Kontrollen, die sie in Übereinstimmung mit den deutschen Grundsätzen ordnungsmäßiger Buchführung als notwendig bestimmt haben, um die Aufstellung eines Jahresabschlusses zu ermöglichen, der frei von wesentlichen falschen Darstellungen aufgrund von dolosen Handlungen (d.h. Manipulationen der Rechnungslegung und Vermögensschädigungen) oder Irrtümern ist.

Bei der Aufstellung des Jahresabschlusses sind die gesetzlichen Vertreter dafür verantwortlich, die Fähigkeit der Gesellschaft zur Fortführung der Unternehmenstätigkeit zu beurteilen. Des Weiteren haben sie die Verantwortung, Sachverhalte in Zusammenhang mit der Fortführung der Unternehmenstätigkeit, sofern einschlägig, anzugeben. Darüber hinaus sind sie dafür verantwortlich, auf der Grundlage des Rechnungslegungsgrundsatzes der Fortführung der Unternehmenstätigkeit zu bilanzieren, sofern dem nicht tatsächliche oder rechtliche Gegebenheiten entgegenstehen.

Außerdem sind die gesetzlichen Vertreter verantwortlich für die Aufstellung des Lageberichts, der insgesamt ein zutreffendes Bild von der Lage der Gesellschaft vermittelt sowie in allen wesentlichen Belangen mit dem Jahresabschluss in Einklang steht, den deutschen gesetzlichen Vorschriften entspricht und die Chancen und Risiken der zukünftigen Entwicklung zutreffend darstellt. Ferner sind die gesetzlichen Vertreter verantwortlich für die Vorkehrungen und Maßnahmen (Systeme), die sie als notwendig erachtet haben, um die Aufstellung eines Lageberichts in Übereinstimmung mit den anzuwendenden deutschen gesetzlichen Vorschriften zu ermöglichen, und um ausreichende geeignete Nachweise für die Aussagen im Lagebericht erbringen zu können.

Verantwortung des Abschlussprüfers für die Prüfung des Jahresabschlusses und des Lageberichts

Unsere Zielsetzung ist, hinreichende Sicherheit darüber zu erlangen, ob der Jahresabschluss als Ganzes frei von wesentlichen falschen Darstellungen aufgrund von dolosen Handlungen oder Irrtümern ist, und ob der Lagebericht insgesamt ein zutreffendes Bild von der Lage der Gesellschaft vermittelt sowie in allen wesentlichen Belangen mit dem Jahresabschluss sowie mit den bei der Prüfung gewonnenen Erkenntnissen in Einklang steht, den deutschen gesetzlichen Vorschriften entspricht und die Chancen und Risiken der zukünftigen Entwicklung zutreffend darstellt, sowie einen Bestätigungsvermerk zu erteilen, der unsere Prüfungsurteile zum Jahresabschluss und zum Lagebericht beinhaltet.

Hinreichende Sicherheit ist ein hohes Maß an Sicherheit, aber keine Garantie dafür, dass eine in Übereinstimmung mit § 317 HGB unter Beachtung der vom Institut der Wirtschaftsprüfer (IDW) festgestellten deutschen Grundsätze ordnungsmäßiger Abschlussprüfung durchgeführte Prüfung eine wesentliche falsche Darstellung stets aufdeckt. Falsche Darstellungen können aus dolosen Handlungen oder Irrtümern resultieren und werden als wesentlich angesehen, wenn vernünftigerweise erwartet werden könnte, dass sie einzeln oder insgesamt die auf der Grundlage dieses Jahresabschlusses und Lageberichts getroffenen wirtschaftlichen Entscheidungen von Adressaten beeinflussen.

Während der Prüfung üben wir pflichtgemäßes Ermessen aus und bewahren eine kritische Grundhaltung. Darüber hinaus

Wir erörtern mit den für die Überwachung Verantwortlichen unter anderem den geplanten Umfang und die Zeitplanung der Prüfung sowie bedeutsame Prüfungsfeststellungen, einschließlich etwaiger bedeutsamer Mängel im internen Kontrollsystem, die wir während unserer Prüfung feststellen.“

Lagebericht für das Geschäftsjahr 2023

1. Allgemeine Informationen

Die Dunga Operating GmbH (die „Gesellschaft“) ist Betreiber einer Produktionspartnerschaft zur Gewinnung von Öl und Gas in der Republik Kasachstan. Die Gesellschaft unterhält eine Zweigniederlassung beziehungsweise eine Repräsentanz in Aktau und Astana (Kasachstan).

Geschichte des Dunga-Felds

Das Dunga-Feld liegt etwa 50 km nördlich der Stadt Aktau am Kaspischen Meer in der Provinz Mangistau in West-Kasachstan. Die Förderung von Öl und Gas im Dunga-Feld wird durch das Dunga Production Sharing Agreement (PSA) von 1994 geregelt, das ursprünglich zwischen der Oman Oil Overseas Ltd. („Oman Oil“), Bermuda, und der Republik Kasachstan geschlossen wurde. Das von diesem PSA abgedeckte Gebiet umfasst etwa 280 km².

PTTEP (Kazakhstan) Corporation, bis 24. August 2020 Partex (Kazakhstan) Corporation, („PTTEP“), eine Gesellschaft, die gemäß den Gesetzen der Cayman-Inseln gegründet wurde und mit einer ordnungsgemäß in der Republik Kasachstan registrierten Zweigniederlassung handelt, wurde als Partner im Rahmen einer Vereinbarung über Änderungen sowie Ergänzungen der Vereinbarung vom 26. März 2001 zur Abtretung einer Beteiligung von fünfzig Prozent (50 %) an der Vereinbarung zugelassen. Seit diesem Zeitpunkt halten Oman Oil und PTTEP jeweils eine Beteiligung von fünfzig Prozent (50 %) an der Vereinbarung.

Am 9. August 2001 unterzeichnete die Total E&P Dunga GmbH eine Farm-in-Vereinbarung mit Oman Oil und PTTEP über eine 60%ige Beteiligung an dem PSA. Oman Oil und PTTEP halten seitdem jeweils einen Anteil von 20 % am Dunga PSA. Zusammen werden alle Parteien (die Gesellschaft, Oman Oil und PTTEP) im Rahmen des Dunga PSA als „Auftragnehmer“ definiert. Die Total E&P Dunga GmbH übernahm als Teil der Farm-in-Vereinbarung von PTTEP die Rolle des Betreibers.

Die zum Zeitpunkt des Farm-in bestehenden Bohrstellen aus der Pilotphase von PTTEP und Oman Oil hatten eine Produktionskapazität von etwa 1.500 Barrel/Tag (bbl/Tag). Zwischen 2003 und 2007 wurde das Pilotprojekt erweitert.

In der Mitte des Jahres 2007 wurde der Dunga Phase Full Field Development Plan vorgelegt und von allen Partnern genehmigt. Mitte 2009 wurde ein Bohrprogramm mit insgesamt 8 vertikalen und 6 horizontalen Bohrlöchern abgeschlossen.

2009/10 wurde im Valanginium-Karbonathorizont eine Horizontalquelle gebohrt, die Testproduktion began mit der bereits verfügbaren Anlagenkapazität. 2012 und 2013 erfuhr die Pilotproduktionsphase zwei Verlängerungen.

Im Jahr 2010 wurden im Rahmen des Projekts zur Erkundung von Öl- und Gasvorkommen in Kreide- und Juraformationen in den Dunga- und Espelisai-Feldern vier Erwartungsbohrungen genehmigt. Die Erwartungsbohrungen wurden 2012 abgeschlossen.

2010 wurde der Dunga Phase II Development Plan mit einem Gesamtinvestitionsvolumen von USD 1 Mrd. (100 %) vorgelegt. Der Erschließungsplan wurde im November 2010 für 132 der 198 vorgeschlagenen Bohrstellen angenommen. Die übrigen 66 Bohrlöcher wurden im Juli 2011 nach Nachweis ihrer wirtschaftlichen Vorteile genehmigt.

Im April 2014 wurde das Dunga Technical Scheme dem Central Committee for Exploration and Development (CCED) zur Förderung aus den Aptium- und Valanginium-Lagerstätten innerhalb der Dunga Mining Allotment Area vorgelegt und bewilligt; dieser Plan wird regelmäßig überarbeitet und genehmigt.

Im Jahr 2015 wurden im Rahmen des Dunga Phase II Development Plan 13 Bohrlöcher gebohrt, womit die Dunga Phase II Bohrkampagne bei insgesamt 171 von 198 geplanten Vertikalbohrlöchern angelangt war. Weitere Bohrungen wurden ausgesetzt. 61 der 171 Bohrlöcher wurden ausgewählt, um im Rahmen des DP3-Projekts angeschlossen zu werden.

Am 4. Juli 2019 wurde zwischen der Total E&P Dunga GmbH, Oman Oil, PTTEP (zusammen „die Unternehmer“) und der kasachischen Regierung das PSA Amendment unterzeichnet, das den Petroleum Contract mit einer ursprünglichen Laufzeit bis 2024 bis zum 30. April 2039 verlängert. Gleichzeitig wurde der Dunga Phase 3 Field Development Plan durch das Management Committee des Dunga PSA genehmigt, der eine weitere Investition von ca. USD 260 Mio. für den Ausbau der Produktion und eine Verlängerung der Nutzungsdauer des Felds ermöglicht. Mit dem PSA-Amendment geht auch eine schrittweise Verringerung des der Gesellschaft zustehenden Anteils am Rohölverkauf, beginnend ab Mitte 2019, einher.

Am 20. November 2023 haben die National Company KazMunaiGas JSC (im Folgenden NC KazMunaiGas JSC) und TotalEnergies EP Danmark A/S die Transaktion zum Kauf der Total E&P Dunga GmbH abgeschlossen, und NC KazMunaiGas JSC wurde Inhaber eines 60%-Anteils an der Vereinbarung. Am 4. Dezember 2023 wurde der Name des Betreibers von Total E&P Dunga GmbH in Dunga Operating GmbH geändert.

Bohrtätigkeit

Wie bereits 2022 wurden auch im Jahr 2023 keine weiteren Erkundungs- oder Bohrtätigkeiten auf dem Dunga-Feld durchgeführt.

2. Wirtschaftsbericht

2.1 Wirtschaftliche Lage und Trends

Der Preis für Brent-Rohöl lag 2023 im Durchschnitt bei 83 US-Dollar pro Barrel, im Vergleich zu 101 US-Dollar pro Barrel im Jahr 2022, was einen Unterschied von 19 US-Dollar pro Barrel nach Rundung ausmacht. Die globalen Märkte passten sich an neue Handelsdynamiken an, wobei Rohöl aus Russland Abnehmer außerhalb der EU fand, und die weltweite Nachfrage nach Rohöl blieb hinter den Erwartungen zurück. Diese Dynamiken glichen die Auswirkungen der Förderkürzungen von OPEC+ aus.

In der ersten Hälfte des Jahres 2023 schwankten die Rohölpreise aufgrund des EU-Importverbots für russisches Rohöl und dessen Produkte, mehrerer Zinserhöhungen durch globale Zentralbanken sowie Bedenken hinsichtlich Inflation und Rezession. Allerdings waren die Brent- Rohölpreise in der ersten Jahreshälfte 2023 deutlich weniger volatil als 2022, als die Preise infolge des großangelegten russischen Einmarschs in die Ukraine Mehrjahreshöchststände erreichten. In der zweiten Jahreshälfte 2023 führten geopolitische Spannungen und Sorgen um die Rohölnachfrage zu stärkeren Preisschwankungen. Der durchschnittliche (gemischte) Verkaufspreis des Unternehmens für Öl lag 2023 bei 57,4 US-Dollar pro verkaufte Barrel (2022: 66,4 US-Dollar pro verkaufte Barrel).

(Quelle: https://countryeconomy.com/raw-materials/brent?year=2023; https://countryeconomy.com/raw-materials/brent?year=2022 https://www.eia.gov/todayinenergy/detail.php?id=61142)

Im Jahr 2023 wuchs das reale BIP um 5,1 %, was größtenteils auf einen Anstieg der Ölproduktion, fiskalische Anreize und starke Konsumausgaben zurückzuführen ist. Der 6-prozentige Anstieg der Ölproduktion trug erheblich zu diesem Wachstum bei. Das Verbrauchervertrauen blieb trotz stagnierender Einkommen und straffer Geldpolitik hoch, wie durch den Einzelhandelsumsatz (7 % in realen Werten), den Autoverkauf (8 %) und die Neuregistrierung von Unternehmen (10 %) belegt wird. Die Investitionen in Kapitalgüter stiegen ebenfalls, vor allem in nichtressourcenbasierte Sektoren (80 %).

(Quelle: https://www.worldbank.org/en/country/kazakhstan/overview#3 https://tradingeconomics.com/kazakhstan/full-year-gdp-growth)

Der durchschnittliche EUR/USD-Umrechnungskurs lag 2023 bei 1,08, da sich der Euro gegenüber dem US-Dollar stärkte (2022: 1,05). Die kasachische Währung Tenge hat sich leicht gegenüber dem US-Dollar gefestigt. Der durchschnittliche KZT/USD-Umrechnungskurs betrug 2023 456 (2022: 460). Der durchschnittliche KZT/EUR-Umrechnungskurs lag 2023 bei 493, was einer Abwertung des Euro um 4 % gegenüber dem Vorjahr entspricht (2022: 484).

(Quelle: https://www.exchangerates.org.uk/EUR-USD-spot-exchange-rates-history-2023.html; https://nationalbank.kz/ru/news/oficialnye-kursy)

Die Inflation sank 2023 auf 9,8 % im Vergleich zu 20,3 % im Vorjahr und erreichte damit den höchsten Stand seit den 1990er Jahren. Die erwartete Inflationsrate für 2024 liegt bei 7,5-9,5 % und für 2025 bei 5,5-7,5 %.

(Quelle: https://tradingeconomics.com/kazakhstan/inflation-cpi; https://nationalbank.kz/en/news/press-relizy/16767)

2.2 Leistungskennzahlen (Key performance indicators (KPI))

Für das Jahr 2023 lagen die geschäftlichen Prioritäten auf folgenden Bereichen:

Die Ziele für das Joint Venture im Rahmen des PSA werden auf Bruttofeldebene festgelegt. Das Joint Venture erstellt im Rahmen des PSA jedes Jahr einen speziellen Jahresabschluss, der von einer unabhängigen, international tätigen Wirtschaftsprüfungsgesellschaft geprüft wird.

2.3 Feldleistung im Überblick

Die kumulierte Brutto-Rohölproduktion im Zeitraum vom 1. Januar bis 31. Dezember 2023 betrug 4,4 Millionen Barrel (2022: 5,0 Millionen Barrel), was einer durchschnittlichen Produktion von 11.997 Barrel pro Tag entspricht (2022: 13.736 Barrel/Tag). Das geringere Produktionsniveau im Vergleich zu 2022 ist auf Rückstände bei den Bohrlochausfällen in der ersten Jahreshälfte 2023 zurückzuführen. Der zugewiesene Unternehmensanteil an der Ölproduktion betrug 2,2 Millionen Barrel (2022: 2,6 Millionen Barrel).

Die kumulierte Gasproduktion belief sich 2023 auf 40,8 Millionen Kubikmeter (mcm), verglichen mit 50,8 mcm im Vorjahr. Der Großteil des geförderten Gases - 15,6 mcm (2022: 22,5 mcm) - wurde lokal an die Gemeinde Aktau verkauft, während das restliche Gas in der zentralen Verarbeitungsanlage zur Erwärmung von Öl und zur Versorgung des eigenen Strombedarfs verwendet wurde. Das Abfackeln von Gas wird weiterhin minimiert, während die Produktion stabil bleibt; 2023 wurden 1,8 mcm abgefackelt (2022: 1,9 mcm), verglichen mit dem genehmigten Volumen von 3,4 mcm für 2023.

Zusammen mit Trockengas wird auch ein Gemisch aus Gaskondensaten oder Flüssiggas (NGL) in der Verarbeitungsanlage gewonnen und abgetrennt. Dieses NGL wird zurückgeführt, um den Lagerstättendruck aufrechtzuerhalten.

3. Vermögens-, Finanz- und Ertragslage

3.1 Vermögenslage

Die Bilanzsumme beliefen sich zum 31. Dezember 2023 auf 536,5 Millionen EUR, was einem Anstieg von 21,1 Millionen EUR im Vergleich zum 31. Dezember 2022 entspricht.

Die langfristigen Vermögensgegenstände machen 84,6 % der Gesamtaktiva aus (31. Dezember 2022: 84,8 %) und stiegen im Vergleich zum Vorjahr um 16,7 Millionen EUR bzw. 3,8 %. Im Jahr 2023 wurden Dunga-Anlagen im Wert von 121 Millionen EUR fertiggestellt und von "Anlagen im Bau" in die Konten für technische Anlagen, Maschinen und immaterielle Vermögenswerte übertragen, und es wurde eine planmäßige Abschreibung von 25,9 Millionen EUR vorgenommen. Weitere zusätzliche Investitionen in die Produktionsanlage und in Bohrlöcher unter dem Konto „Anlagen im Bau“ beliefen sich 2023 auf 46,8 Millionen EUR (31. Dezember 2022: 40,6 Millionen EUR), sodass der Gesamtbestand an langfristigen Vermögensgegenständen zum Jahresende 453,9 Millionen EUR betrug (31. Dezember 2022: 437,3 Millionen EUR).

Das Umlaufvermögen belief sich auf 82,6 Millionen EUR bzw. 15,3 % der Bilanzsumme (31. Dezember 2022: 78,1 Millionen EUR oder 15,2 %) und stieg um 4,5 Millionen EUR bzw. 5,7 % im Vergleich zum Vorjahr.

Der Lagerbestand zum 31. Dezember 2023 belief sich auf 12,0 Millionen EUR (31. Dezember 2022: 8,8 Millionen EUR) und besteht hauptsächlich aus Rohölbeständen, Materialien und Ersatzteilen.

Die Forderungen aus Lieferungen und Leistungen betrugen zum 31. Dezember 2023 21,7 Millionen EUR, verglichen mit 17,9 Millionen EUR im Vorjahr. Der Anstieg ist auf höhere Forderungen aus Exportverkäufen im Dezember zurückzuführen, die sich aus einer Kombination eines höheren Ölverkaufspreises im Dezember 2023 von 64 USD/Barrel (2022: 50 USD/Barrel) und eines höheren Volumens von 580 kbbls (31. Dezember 2022: 339 kbbls) ergaben.

Die Forderungen gegenüber verbundenen Unternehmen in Höhe von 11 Millionen EUR repräsentieren Forderungen aus Ölverkäufen an KMG Trading SA zum 31. Dezember 2023 (31. Dezember 2022: 0,6 Millionen EUR).

Die sonstigen Vermögensgegenstände beliefen sich zum 31. Dezember 2023 auf 11,0 Millionen EUR (31. Dezember 2022: 3,1 Millionen EUR). Der Saldo besteht hauptsächlich aus Vorsteuererstattungen und Vorauszahlungen der Körperschaftsteuer. Der Anstieg wird durch den ausstehenden Betrag der Körperschaftsteuer-Vorauszahlung erklärt.

Der Bestand an Zahlungsmitteln und Zahlungsmitteläquivalenten belief sich Ende 2023 auf 24,8 Millionen EUR (31. Dezember 2022: 45,6 Millionen EUR).

Die aktiven Rechnungsabgrenzungen beliefen sich Ende 2023 auf 2,1 Millionen EUR (31. Dezember 2022: 2,2 Millionen EUR) und betreffen hauptsächlich im Voraus bezahlte Transportkosten für Öl sowie Vorauszahlungen für Mieten und Versicherungsprämien.

3.2 Finanzlage

Das Eigenkapital belief sich zum 31. Dezember 2023 auf 365,4 Millionen EUR und stieg im Vergleich zum Vorjahr um 22,9 Millionen EUR. Diese Veränderung erklärt sich durch das Nettoergebnis von 2023. Die Eigenkapitalquote beträgt zum 31. Dezember 2023 68,1 % im Vergleich zu 66,5 % zum Ende des Vorjahres.

Die gesamten Rückstellungen des Unternehmens betragen zum 31. Dezember 2023 16,2 Millionen EUR, was einem Rückgang von 0,4 Millionen EUR im Vergleich zum Vorjahr (16,6 Millionen EUR) entspricht.

Die Steuerrückstellungen in Höhe von 4,5 Millionen EUR (31. Dezember 2022: 3,6 Millionen EUR) setzen sich aus zwei Positionen zusammen: Die Rückstellung für Risiken im Zusammenhang mit der Verrechnungspreisgestaltung belief sich zum 31. Dezember 2023 auf 3,8 Millionen EUR (31. Dezember 2022: 2,5 Millionen EUR). Diese deckt Risiken aus Rohölpreisermäßigung ab, die den Kunden in den Berichtszeiträumen von 2019 bis 2023 gewährt wurden. Darüber hinaus wird zum Jahresende 2023 auch eine Rückstellung für Handels- und Körperschaftsteuerschulden in Höhe von 0,5 Millionen EUR (31. Dezember 2022: 1,1 Millionen EUR) anerkannt.

Die sonstigen Rückstellungen belaufen sich zum 31. Dezember 2023 auf 11,7 Millionen EUR (31. Dezember 2022: 13 Millionen EUR). Der Saldo bezieht sich auf zukünftige Stilllegungskosten, da der Auftragnehmer verpflichtet ist, alle Vermögenswerte am Ende der Lizenzlaufzeit gemäß dem PSA aus dem Dunga-Feld zu entfernen. Der Rückgang ist auf die Überarbeitung der Rückstellungshöhe basierend auf der Inflationsrate für 2023 zurückzuführen.

Das Unternehmen hat zum 31. Dezember 2023 Verbindlichkeiten in Höhe von 32,9 Millionen EUR, was 6,1 % des Eigenkapitals und der Verbindlichkeiten entspricht. Die Verbindlichkeiten sanken um 6,4 Millionen EUR oder 16,4 % im Vergleich zum Vorjahr. Wie im Vorjahr haben alle Verbindlichkeiten eine Restlaufzeit von bis zu einem Jahr.

Die Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen stiegen zum 31. Dezember 2023 auf 16,6 Millionen EUR im Vergleich zu 14,1 Millionen EUR im Vorjahr. Die Verbindlichkeiten gegenüber verbundenen Unternehmen sind auf 0 EUR zurückgegangen, da im November 2023 sämtliche Verbindlichkeiten der TE-Gruppe nach der Übernahme des Unternehmens durch KMG beglichen wurden.

Die sonstigen Verbindlichkeiten beliefen sich zum 31. Dezember 2023 auf 16,3 Millionen EUR (31. Dezember 2022: 16,8 Millionen EUR) und stehen hauptsächlich im Zusammenhang mit Verbindlichkeiten gegenüber den Partnern des Joint Operating Agreements (JOA), einschließlich der kasachischen Partei.

Das Unternehmen hat zum 31. Dezember 2023 eine latente Steuerschuld (passive latente Steuer) von 122 Millionen EUR. Dies ist ein Anstieg von 5,0 Millionen EUR im Vergleich zum 31.

Dezember 2022. Der Anstieg steht hauptsächlich im Zusammenhang mit höheren passiven latenten Steuern aufgrund temporärer Unterschiede bei Sachanlagen und Rückstellungen.

3.3 Liquidität

Zum Bilanzstichtag verfügte das Unternehmen über finanzielle Mittel in Höhe von 24,8 Millionen EUR (31. Dezember 2022: 45,6 Millionen EUR). Der Hauptgrund für den Rückgang des Bargeldbestands ist die Verschiebung der Ölbeladungen im Oktober und November auf Dezember sowie die Begleichung der Verbindlichkeiten gegenüber TE. Die Liquidität wird durch eine Cashflow-Planung überwacht. Das Unternehmen war im Geschäftsjahr stets in der Lage, seinen Zahlungsverpflichtungen nachzukommen. Insgesamt wird die Finanzlage des Geschäftsjahres 2023 daher als solide angesehen.

Innerhalb der Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente ist ein Betrag von 10,6 Millionen EUR (31. Dezember 2022: 11 Millionen EUR) für zukünftige Wiederherstellungskosten am Ende der Förderperiode für das Dunga-Feld reserviert. Der Bestand hat sich aufgrund von Wechselkursbewegungen zwischen EUR/USD leicht verändert, da die Mittel in USD gehalten werden, der operativen Währung des Unternehmens.

3.4 Ertragslage

Die Umsatzerlöse für 2023 belaufen sich auf 107,5 Millionen EUR. Dies stellt einen Rückgang von 38,6 Millionen EUR oder 26,2 % im Vergleich zu 2022 dar. Der Umsatz wird hauptsächlich aus dem Verkauf von Rohöl generiert. Das Unternehmen erzielt außerdem geringere Einnahmen aus dem Gasverkauf.

Im Jahr 2023 wurden 2,0 Millionen Barrel Öl verkauft (2022: 2,3 Millionen Barrel) zu einem durchschnittlichen Ölverkaufspreis von 57,4 USD pro Barrel (2022: 66,4 USD pro Barrel). Die Ölpreise sind 2023 mit einigen Schwankungen im Jahresverlauf gesunken. Der Umsatz aus dem Ölverkauf verringerte sich auf 107,5 Millionen EUR (2022: 146,2 Millionen EUR) aufgrund des Rückgangs der Brent-Preise.

Die Umsatzkosten, die mit den Arbeiten am Dunga-Feld verbunden sind, betrugen 53,5 Millionen EUR im Jahr 2023. Dies stellt einen Anstieg von 5,1 Millionen EUR oder 10,5 % im Vergleich zu 2022 dar, hauptsächlich aufgrund höherer Abschreibungs- und Amortisationskosten (DD&A).

Die allgemeinen Verwaltungskosten erhöhten sich um 0,8 Millionen EUR oder 12,3 % im Vergleich zu 2022 und beliefen sich auf insgesamt 7,3 Millionen EUR. Der Anstieg ist auf höhere allgemeine Verwaltungsgebühren und die Indexierung der Gehälter zurückzuführen.

Im Jahr 2023 waren im Durchschnitt 198 Personen beschäftigt, verglichen mit 217 Mitarbeitern im Vorjahr.

Die sonstigen betrieblichen Erträge in Höhe von 3,7 Millionen EUR (2022: 9,2 Millionen EUR) stammen aus Wechselkursgewinnen.

Die sonstigen betrieblichen Aufwendungen stellen Wechselkursverluste in Höhe von 13,8 Millionen EUR (2022: 8,1 Millionen EUR) dar. Dies ist hauptsächlich auf die Aufwertung des Euro gegenüber dem US-Dollar zurückzuführen.

Der Gewinn vor Steuern (EBIT) betrug 36,7 Millionen EUR (2022: 93,1 Millionen EUR).

Der Steueraufwand in Höhe von 13,8 Millionen EUR (2022: 32,1 Millionen EUR) resultierte hauptsächlich aus der Ertragssteuer in Höhe von 7,3 Millionen EUR, die 2023 angefallen ist.

Der Jahresüberschuss für das Jahr beträgt 22,9 Millionen EUR (2022: 61,1 Millionen EUR).

3.5 Gesamtaussage

Das Jahr 2023 war trotz der Herausforderungen durch Rückstände bei den Bohrlochausfällen in der ersten Jahreshälfte insgesamt erfolgreich. Die Ertragslage sowie die Vermögens- und Finanzlage, einschließlich der Liquidität, werden als sehr zufriedenstellend beurteilt und bleiben bis zum Datum dieses Managementberichts so.

¹⁾ OPEX, exklusive Transportkosten für Öl

HSE: Das Ziel wurde erreicht

Produktion: Die Ölproduktion lag unter dem Ziel aufgrund der Rückstände bei den Bohrlochausfällen.

Finanzdaten: Das Ziel wurde ebenfalls erreicht.

4. Chancen- und Risikobericht sowie Prognosebericht

4.1 Chancen- und Risikobericht

Die Verlängerung des Feldes im Rahmen des Erdölvertrags um weitere 15 Jahre bis zum 30. April 2039 bietet die Möglichkeit für zusätzliche Ölförderung zu relativ geringen Kosten. Die bestehenden Brunnen werden nun für weitere 15 Jahre in Betrieb bleiben, und zudem werden 61 vorab gebohrte Brunnen angeschlossen. Diese Maßnahmen sowie die stabilen Produktionsniveaus, die seit 2018 erreicht wurden, sollten die Rentabilität des Unternehmens nachhaltig sichern.

Im Verlauf unserer Geschäftstätigkeiten sind wir einer Reihe von Risiken ausgesetzt, die untrennbar mit unseren Aktivitäten verbunden sind. Aus diesem Grund betreiben wir seit mehreren Jahren interne Systeme zur Identifizierung und Steuerung von Risiken. Die damit verbundenen Prozesse umfassen insbesondere ein Qualitätsmanagementsystem. Laufende Geschäfts- und Unterstützungsprozesse werden kontinuierlich überprüft, um potenzielle Effizienzsteigerungen oder Kostensenkungen zu identifizieren.

Die Hauptziele unserer Risikomanagementprozesse bestehen darin, unsere Unternehmensziele zu sichern und risikobezogene Kosten zu senken. Die Aufgaben im Rahmen des Risikomanagementprozesses sind darauf ausgelegt, bestehende und erwartete Risiken entlang der gesamten Wertschöpfungskette zu identifizieren, zu analysieren, zu bewerten und zu überwachen sowie geeignete Maßnahmen zur Gegensteuerung abzuleiten. Dabei wird sowohl auf externe Risiken, die unser Geschäft betreffen, als auch auf interne Risiken geachtet, die entstehen können.

Die folgenden Einzelrisiken sind in der Reihenfolge ihrer Bedeutung angegeben:

4.1.1 Risiken im Zusammenhang mit der Sicherheit des Betriebs

Produktionsaktivitäten sind Risiken ausgesetzt, die mit den physikalischen Eigenschaften von Ol- und Gasfeldern verbunden sind, insbesondere während der Bohrarbeiten. Diese können zu Blowouts, Explosionen, Bränden oder anderen Schäden führen, insbesondere an der Umwelt, und die Betriebsabläufe des Unternehmens stören oder die Produktion reduzieren.

Die Mitarbeiter des Unternehmens und die Öffentlichkeit sind Risiken ausgesetzt, die mit den Betriebsabläufen des Unternehmens verbunden sind. Diese könnten zu rechtlichen Auseinandersetzungen gegen das Unternehmen führen, insbesondere in Fällen von Tod, Verletzungen sowie Schäden an Eigentum und Umwelt. Verstöße gegen Sicherheits- und Umweltvorschriften können zu zusätzlichen Verpflichtungen und Geldstrafen führen und/oder vollständige Stilllegungen der Felder nach sich ziehen.

Darüber hinaus kann das Auftreten von Epidemien oder Pandemien, wie der COVID-19-Pandemie, die Mitarbeiter des Unternehmens gesundheitlichen Risiken aussetzen und die Umsetzung sowie den Einsatz von Krisenmanagement- und Geschäftskontinuitätsplänen erfordern.

Um die operationellen Risiken, denen es ausgesetzt ist, zu managen, hat das Unternehmen einen präventiven und rehabilitativen Ansatz angenommen, indem es Systeme für Gesundheits-, Sicherheits-, Umwelt- und Sicherheitsmanagement implementiert hat. Diese Systeme zielen darauf ab, alle notwendigen Maßnahmen zur Reduzierung der damit verbundenen Risiken im Einklang mit strengen lokalen Vorschriften zu ergreifen. Darüber hinaus hält das Unternehmen eine Haftpflichtversicherung aufrecht.

Die implementierten Krisenmanagementpläne, um mit Notfallsituationen umzugehen, könnten es unmöglich machen, die Auswirkungen auf Gesundheit oder Umwelt zu minimieren oder das Risiko auszuschließen, dass die Geschäftstätigkeit und die Abläufe des Unternehmens in einer Krisensituation erheblich gestört werden. Eine Unfähigkeit des Unternehmens, seine Aktivitäten zeitnah wieder aufzunehmen, könnte die Auswirkungen von Unterbrechungen verlängern und somit einen erheblichen negativen Einfluss auf seine finanzielle Situation haben.

4.1.2 Risiken im Zusammenhang mit dem Marktumfeld

Die finanzielle Leistung des Unternehmens ist empfindlich gegenüber einer Reihe von Faktoren aus dem Marktumfeld, wobei die wichtigsten der Ölpreis und die Wechselkurse sind. Allgemein hat ein Rückgang des Ölpreises negative Auswirkungen auf die Ergebnisse des Unternehmens, da die Einnahmen aus der Öl- und Gasproduktion sinken. Umgekehrt führt ein Anstieg des Ölpreises zu einer Verbesserung der Unternehmensresultate.

Daher haben Preisschwankungen beim Öl einen direkten Einfluss auf die Rentabilität eines Ölfeldes, und solche Schwankungen sind ein akzeptiertes Risiko im Ölgeschäft. Neben den Schwankungen des Ölpreises und der Wechselkurse wirken sich jedoch auch staatliche Erlassungen zur Produktionsbeschränkung, wie sie 2020 im Rahmen des zuvor genannten OPEC+-Abkommens erlassen wurden, erheblich auf die Einnahmen des Unternehmens aus.

4.1.3 Risiken im Zusammenhang mit dem Verkauf von Rohöl

Verkaufsrisiken bestehen, da Öl zu internationalen Märkten transportiert werden muss. Die geopolitische Krise zwischen Russland und der Ukraine hatte negative Auswirkungen auf die wirtschaftliche Rentabilität des Transports über die regulären Exportrouten. Das Unternehmen hat einen Vertrag mit Socar unterzeichnet und begonnen, Ölvolumen im Hafen von Aktau zu verladen. Darüber hinaus hat das Unternehmen im Jahr 2023 einen Vertrag mit KMG Trading SA unterzeichnet und begonnen, Ölvolumen über die CPC-Pipeline zu verladen.

4.1.4 Risiko im Zusammenhang mit der Einhaltung von Gesetzen und Vorschriften

Die Geschäftstätigkeit des Unternehmens befindet sich in der Republik Kasachstan. Daher ist das Unternehmen den wirtschaftlichen und finanziellen Märkten der Republik Kasachstan ausgesetzt, die Merkmale eines Schwellenmarkts aufweisen. Die rechtlichen, steuerlichen und regulatorischen Rahmenbedingungen entwickeln sich weiter, sind jedoch unterschiedlichen Auslegungen und Änderungen unterworfen, was zusammen mit anderen rechtlichen und fiskalischen Interpretationen zu den Herausforderungen beiträgt, mit denen Unternehmen in der Republik Kasachstan konfrontiert sind.

Das Unternehmen führt seine Geschäfte in einem Joint Venture mit anderen Partnern, das mehreren vertraglichen Vereinbarungen, insbesondere dem Produktionssharing-Vertrag, unterliegt. Die Nichteinhaltung der in diesen Verträgen festgelegten Vorschriften kann zu Geldstrafen führen und somit die finanzielle Lage des Unternehmens negativ beeinflussen.

Das Unternehmen ist verpflichtet, die Gesetze und Vorschriften des Staates Kasachstan einzuhalten, einschließlich der Steuervorschriften. Steuerprüfungen werden von der kasachischen Steuerbehörde von Zeit zu Zeit durchgeführt. Die Nichteinhaltung dieser lokalen Vorschriften, einschließlich der steuerlichen Regelungen zu Rabatten auf Ölpreise, kann ebenfalls negative Auswirkungen auf die finanzielle Situation des Unternehmens haben.

4.1.5 Risiken im Zusammenhang mit der Entwicklung von Projekten

Das Wachstum der Produktion und die Rentabilität des Unternehmens hängen stark von der erfolgreichen Umsetzung seiner bedeutenden Entwicklungsprojekte ab, die komplex und kapitalintensiv sind. Diese großen Projekte können auf eine Reihe von Schwierigkeiten stoßen, insbesondere im Hinblick auf die Kontrolle von Kapital- und Betriebskosten, das Erzielen einer angemessenen Rendite in einem Umfeld mit niedrigen Öl- und/oder Gaspreisen sowie die Einhaltung der. Projektzeitpläne.

4.1.6 Risiken im Zusammenhang mit der Rückbauverpflichtung von im Rahmen des PSA investiertem Vermögen

Im Rahmen des PSA und der damit verbundenen Verträge mit dem kasachischen Staat haben die Partner des Joint Operating Agreements, einschließlich des Unternehmens, eine zukünftige Verpflichtung zur Entfernung von Vermögenswerten und zur Rückführung der durchgeführten Modifikationen, um das Feld am Ende der Ausbeutungsperiode in seinen ursprünglichen Zustand zurückzuführen. Die Stilllegungskosten wurden bereits 2020 für die damals bestehenden Vermögenswerte und die geplante Umsetzung des Dunga-Phase-Ill-Projekts geschätzt. Das Unternehmen hatte mit dem kasachischen Staat einen Zahlungsplan vereinbart, bei dem es einen bestimmten Betrag auf ein separates Bankkonto einzahlen musste; dieser Betrag ist für zukünftige Wiederherstellungskosten reserviert. Im Jahr 2023 wurden die Stilllegungskosten aufgrund eines höheren Inflationsniveaus und eines niedrigeren Diskontsatzes auf einen niedrigeren Betrag neu geschätzt. Der gesamte Betrag des Liquidationsfonds deckt vollständig die geschätzten Wiederherstellungskosten.

Ein potenzieller Anstieg der geschätzten Stilllegungskosten in zukünftigen Perioden könnte zu höheren Ausgaben führen als ursprünglich erwartet.

Insgesamt sind aus der Perspektive des Managements keine einzelnen oder aggregierten Risiken erkennbar, die die Fähigkeit des Unternehmens, im Geschäftsjahr 2023 als fortführendes Unternehmen zu agieren, gefährden könnten. Basierend auf unseren Geschäftsaussichten nimmt das Management keine Änderungen in der Gesamtrisikosituation wahr.

4.2 Prognosebericht

Der Geschäftsfokus für 2024 liegt in denselben Bereichen wie 2023, darunter Sicherheit, betriebene Produktion und Kostensenkungen. Die KPIs für 2024 sind in der folgenden Tabelle aufgeführt:

¹⁾ OPEX, exklusive Transportkosten für öl
²⁾ Kurs: 1,05 USD/EUR durchschnitt für 2023

Der Produktions-KPI wurde auf der Grundlage des Produktionsprofils und des geplanten Betriebseffizienzgrads festgelegt, der im Einklang mit der Umsetzung des Dunga Phase III-Projekts erreicht werden soll. Der finanzielle KPI basiert auf den für das Jahr geplanten Kostenprofilen, die im Wesentlichen mit dem jährlich von der Geschäftsführung genehmigten, Haushaltsplan verbunden sind.

Zum Datum dieses Berichts gab es keinen nachweisbaren Vorfall.

Bilanz zum 31. Dezember 2023

Aktiva

Passiva

Gewinn- und Verlustrechnung für die Zeit vom 1. Januar bis 31. Dezember 2023

Anhang zum Jahresabschluss für das Geschäftsjahr 2023

Die Dunga Operating GmbH (die “Gesellschaft”) hat ihren Sitz in Hamburg und ist im Handelsregister des Amtsgerichts Hamburg unter der Nummer HRB 75447 eingetragen. Das Unternehmen unterhält eine Niederlassung in der Republik Kasachstan.

Der Jahresabschluss wurde nach den Bilanzierungsvorschriften des Handelsgesetzbuchs (HGB) und des GmbH-Gesetzes (GmbHG) aufgestellt.

Die Dunga Operating GmbH ist eine große Kapitalgesellschaft im Sinne des § 267 Abs. 3 HGB.

Die Gewinn- und Verlustrechnung wird nach dem Umsatzkostenverfahren aufgestellt.

I. Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden

Die im Vorjahr angewendeten Rechnungslegungsgrundsätze wurden beibehalten.

Entgeltlich erworbene immaterielle Vermögensgegenstände werden zu Anschaffungskosten abzüglich planmäßiger, linearer Abschreibungen angesetzt.

Das Sachanlagevermögen wird zu Anschaffungs- oder Herstellungskosten abzüglich planmäßiger Abschreibungen und Wertminderungsaufwand angesetzt. Die planmäßige Abschreibung erfolgt nach der linearen Methode über die voraussichtliche Nutzungsdauer der Anlagen bis zum Ende der Produktionslizenz.

Geleistete Anzahlungen werden zum Nominalbetrag ausgewiesen.

Vorräte werden zu den Anschaffungs- oder Herstellungskosten bewertet, wobei das Niederstwertprinzip berücksichtigt wird. Alle erkennbaren Risiken in den Vorräten, die aus überdurchschnittlichen Lagerdauern, verminderter Absatzfähigkeit und/oder niedrigeren Wiederbeschaffungskosten resultieren, werden durch entsprechende Wertminderungen erfasst. In allen Fällen werden die Vorräte zum niedrigeren Wert von Anschaffungskosten oder Marktwert bewertet, d.h. wenn der wahrscheinliche Verkaufspreis abzüglich der bis zum Verkaufszeitpunkt angefallenen Kosten einen niedrigeren beizulegenden Wert ergibt, wurden entsprechende Abschreibungen erfasst.

Forderungen und sonstige Vermögenswerte werden zum Nennwert erfasst und zum Bilanzstichtag zum Kreuzkurs neu bewertet. Es wird keine Wertberichtigung für Forderungen aus Lieferungen und Leistungen im Zusammenhang mit dem Verkauf von Öl und Gas sowie Forderungen gegenüber verbundenen Unternehmen vorgenommen, da alle Exportkunden einen Kreditbrief für ihre Verbindlichkeiten vorlegen.

Langfristige Forderungen in fremder Währung werden mit dem Devisenverkaufskurs zum Zeitpunkt der Entstehung der Forderung oder dem niedrigeren beizulegenden Wert unter Berücksichtigung des Devisenkassamittelkurses zum Bilanzstichtag bewertet (Imparitätsprinzip). Kurzfristige Forderungen in fremder Währung (Restlaufzeit von bis zu einem Jahr) sowie Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente oder sonstige kurzfristige Vermögensgegenstände in fremder Währung werden mit dem Devisenkassamittelkurs zum Bilanzstichtag umgerechnet.

Kassenbestand und Guthaben bei Kreditinstituten sind mit dem Nennwert zum Bilanzstichtag ausgewiesen.

Als aktive Rechnungsabgrenzungsposten werden Ausgaben vor dem Abschlussstichtag ausgewiesen, soweit sie Aufwand für eine bestimmte Zeit nach diesem Tag darstellen.

Das gezeichnete Kapital ist zum Nennwert ausgewiesen.

Steuerrückstellungen und sonstige Rückstellungen sind in der Höhe des nach vernünftiger kaufmännischer Beurteilung notwendigen Erfüllungsbetrags unter Einbeziehung zukünftiger Preis- und Kostensteigerungen angesetzt und berücksichtigen alle vorhersehbaren Risiken, drohenden Verluste und ungewissen Verbindlichkeiten. Rückstellungen mit einer Restlaufzeit von mehr als einem Jahr werden mit dem durchschnittlichen Marktzinssatz der vorhergehenden Sieben Jahre abgezinst, der von der Deutschen Bundesbank veröffentlicht wird und ihrer Restlaufzeit entspricht. Die Inflation wird für die verbleibende Laufzeit mit der Inflationsrate der EUR-Zone angesetzt, da diese das Geschäftsumfeld des Unternehmens widerspiegelt.

Verbindlichkeiten sind mit ihrem Erfüllungsbetrag erfasst.

Langfristige Fremdwährungsverbindlichkeiten werden im Jahresabschluss 2023 nicht erfasst. Das Unternehmen hat keine derartigen Verbindlichkeiten bilanziert.

Kurzfristige Verbindlichkeiten in fremder Währung (Restlaufzeit von bis zu einem Jahr) werden mit dem Devisenkassamittelkurs am Bilanzstichtag umgerechnet.

Für die Niederlassung in Kasachstan wird ein separater Abschluss erstellt (funktionale Währung ist US-Dollar). Um diesen Abschluss in der Berichtswährung im Jahresabschluss der Gesellschaft zu erfassen, werden notwendige Umbewertungen erfolgswirksam durchgeführt. Posten der Bilanz werden mit dem am Bilanzstichtag geltenden mittleren Kassakurs, die Posten in der Gewinn- und Verlustrechnung mit dem Jahresdurchschnittskurs umgerechnet.

Für die Ermittlung latenter Steuern aufgrund von (i) temporären Differenzen zwischen den handelsrechtlichen Wertansätzen für Vermögenswerte, Schulden und Rechnungsabgrenzungsposten sowie ihren steuerlichen Wertansätzen werden die Beträge der sich ergebenden Steuerbe- oder -entlastung mit dem erwarteten Steuersatz zum Zeitpunkt der Umkehrung der Differenzen (33,5 %) bewertet; die Beträge werden nicht abgezinst. Latente Steueransprüche beziehen sich auf sonstige Rückstellungen. Latente Steuerverbindlichkeiten beziehen sich auf Differenzen in der Abschreibungsdauer von Sachanlagen. Latente Steueransprüche und latente Steuerschulden derselben Steuerjurisdiktion werden miteinander verrechnet.

II. Erläuterungen zur Bilanz

1. Anlagevermögen

Mit der technischen Erschließung des Ölfelds in Dunga zusammenhängende Aufwendungen, die aktiviert werden können, sind unter dem Sachanlagevermögen bilanziert. Die Erweiterungsmaßnahmen für die technischen Anlagen und Maschinen im Dunga-Feld begannen Anfang 2006 und Ende 2019 im Rahmen des Dunga Phase III-Projekts.

Die Entwicklung des Anlagevermögens ist dem beigefügten Anlagespiegel zu entnehmen.

2. Forderungen und sonstige Vermögensgegenstände

Seit dem laufenden Jahr, als die Dunga Operating GmbH die TotalEnergies-Gruppe verlassen hat, gibt es kein Cash-Pool-Konto mehr. Sonstige Forderungen beziehen sich auf die Forderungen aus dem Ölverkauf. Zum Ende des Berichtszeitraums bestehen keine Forderungen gegen den Gesellschafter.

Die Forderungen gegen verbundene Unternehmen setzen sich wie folgt zusammen:

3. Kassenbestand, Guthaben bei Kreditinstituten

Ein Erlass des Staates Kasachstan verpflichtete die Gesellschaft in 2009, eine Berechnung der zukünftigen Wiederherstellungskosten am Ende der Abbauperiode für das Dunga-Feld vorzunehmen. Der dafür zweckgebundene Liquidations-Fonds beträgt TEUR 10.589 (31.12.2022: TEUR 10.960).

4. Eigenkapital

Das gezeichnete Kapital beträgt EUR 309.654.425 und ist voll eingezahlt.

Die Kapitalrücklage, die in den Jahresabschlüssen des Unternehmens zum 31. Dezember 2022 ausgewiesen wurde, wurde vollständig und somit in Höhe von 308.754.425 EUR in Eigenkapital umgewandelt.

Der Bilanzgewinn hat sich wie folgt entwickelt:

Über die Gewinnverwendung entscheidet die Gesellschafterversammlung.

5. Rückstellungen

Die gesamten Steuerrückstellungen in Höhe von TEUR 4.473 (31. Dezember 2022: TEUR 3.569) setzen sich aus zwei folgenden Posten zusammen:

Die Steuerrückstellungen im Zusammenhang mit Risiken aus der Verrechnungspreisgestaltung belief sich zum 31. Dezember 2023 auf TEUR 3.975 (31. Dezember 2022: TEUR 2.472). Diese Rückstellung deckt Risiken ab, die sich aus Ölpreisermäßigungen ergeben, die den Kunden in den Berichtszeiträumen von 2019 bis 2023 gewährt wurden. Das Unternehmen hat die Rückstellung auf der Grundlage des Ansatzes bewertet, den die örtlichen Steuerbehörden bei früheren Steuerprüfungen verwendet haben.

Darüber hinaus wird zum Jahresende 2023 auch eine Rückstellung für Gewerbesteuer- und Körperschaftsteuerzahlungen in Höhe von TEUR 498 (31. Dezember 2022: TEUR 1.097) erfasst.

Zum 31. Dezember 2023 umfassen die sonstigen Rückstellungen eine Rückstellung für Rückbauverpflichtungen in Höhe von TEUR 11.716 (31. Dezember 2022: TEUR 13.006). Diese Rückstellungen für Rückbauverpflichtungen beziehen sich auf die zukünftige Verpflichtung, die Dunga Operating voraussichtlich für die Entfernung von Vermögensgegenständen und die Rückführung von Änderungen, die zur Wiederherstellung des Feldes in seinen ursprünglichen Zustand erforderlich sind, tragen wird. Bei der Schätzung der Rückstellung verwendet das Unternehmen eine Barwertmethode für die geschätzten Gesamtkosten, wobei die Kostenkalkulation berücksichtigt wird, die mit dem kasachischen Staat vereinbart wurde, sowie eine prognostizierte Inflation in Euro, den USD/EUR- Wechselkurs zum Berichtszeitpunkt und den Zinssatz, der dem verbleibenden Lizenzzeitraum entspricht.

6. Verbindlichkeiten

Wie im Vorjahr sind Verbindlichkeiten nicht durch Grundpfandrechte oder ähnliche Rechte besichert.

Sämtliche Verbindlichkeiten gegenüber verbundenen Unternehmen resultieren, wie im Vorjahr, aus sonstigen Verbindlichkeiten.

7. Latente Steuern

III. Erläuterungen zur Gewinn- und Verlustrechnung

1. Umsatzerlöse

Die Umsatzerlöse betreffen den Verkauf des aus den Ölfeldern der Gesellschaft gewonnenen Rohöls und Erdgases.

Aufgliederung nach Tätigkeitsbereichen:

¹⁾ Die sonstigen Umsatzerlöse beziehen sich auf Erträge aus Dienstleistungen aufgrund der Rolle des Unternehmens als Betreiber der Produktionspartnerschaft.

Aufgliederung nach geographisch bestimmten Märkten (basierend auf verkauften Barrel Öl):

2. Materialaufwand

3. Personalaufwand

4. Sonstige betriebliche Erträge/Aufwendungen

Sonstige betriebliche Erträge in Höhe von TEUR 3.741 (2022: TEUR 9.174) setzen sich aus Wechselkursgewinne zusammen.

Die sonstigen betrieblichen Aufwendungen betreffen ausschließlich Wechselkursverluste in Höhe von TEUR 13.841 (2022: TEUR 8.115). Dies erklärt sich hauptsächlich durch die Aufwertung des EUR gegenüber dem USD.

5. Zinsen und ähnliche Aufwendungen

Der Zinsaufwand aus der Aufzinsung der sonstigen Rückstellungen beläuft sich auf TEUR 816 (2022: TEUR 300).

IV. Sonstige Angaben

1. Sonstige finanzielle Verpflichtungen

Sonstige finanzielle Verpflichtungen gemäß § 285 Nr. 3a HGB bestehen wie folgt:

2. Arbeitnehmer

Die durchschnittliche Zahl der während des Geschäftsjahres beschäftigten Arbeitnehmer, getrennt nach Gruppen, beläuft sich auf:

3. Geschäftsführung

Geschäftsführer der Gesellschaft sind oder waren:

4. Honorar des Abschlussprüfers

Das von dem Abschlussprüfer für das Geschäftsjahr berechnete Honorar beläuft sich auf TEUR 19 und betrifft ausschließlich Abschlussprüfungsleistungen.

5. Konzernzugehörigkeit

Die Gesellschaft ist eine 100%ige Tochtergesellschaft der JSC NC „KAZMUNAYGAS“. Die JSC NC „KAZMUNAYGAS“ erstellt die konsolidierten Finanzberichte für die größte und die kleinste Unternehmensgruppe, einschließlich der Finanzberichte der Dunga Operating GmbH. Die Konzernabschluss der JSC NC „KAZMUNAYGAS“ ist auf der Website unter: https://www.kmg.kz/en/investors/reporting/ veröffentlicht.

Anlagenspiegel

Entwicklung des Anlagevermögens 2023