• Share
  • Email
  • Embed
  • Like
  • Save
  • Private Content
Pakistan Oilfields Limited: The infinite potential of exploration

Pakistan Oilfields Limited: The infinite potential of exploration



Analyst Report on Oil & Gas Exploration and Production Company with FairValue and Forecasts.

Analyst Report on Oil & Gas Exploration and Production Company with FairValue and Forecasts.



Total Views
Views on SlideShare
Embed Views



1 Embed 4

http://www.linkedin.com 4



Upload Details

Uploaded via as Adobe PDF

Usage Rights

© All Rights Reserved

Report content

Flagged as inappropriate Flag as inappropriate
Flag as inappropriate

Select your reason for flagging this presentation as inappropriate.

  • Full Name Full Name Comment goes here.
    Are you sure you want to
    Your message goes here
Post Comment
Edit your comment

    Pakistan Oilfields Limited: The infinite potential of exploration Pakistan Oilfields Limited: The infinite potential of exploration Document Transcript

    •  Pakistan Oilfields Limited: The infinite potential of exploration    AHCML  
    •   POL: Accumulate with PO of PKR507!   Pak Oilfields Ltd.  We  are  initiating coverage on  Pakistan Oilfields  Limited  (POL‐KSE)  Brief Snapshot  with a price objective of PKR507.00 (NAV based), thereby assigning  an ‘ACCUMULATE’ rating.  Oil &  We  believe  Pakistan  Oilfields  Limited  offers  investors  an  Sector  Gas  opportunity to invest in a high dividend yielding and capital growth  Symbol‐KATS  POL  stock  on  the  premise  of  sizable  production  additions  from  TAL  Symbol‐Bloomberg  POL:PA  block  and  healthy  dividend  payouts  history.  For  the  company,  declining production from Pindori poses a contentious question on  Symbol‐Reuters  PKOL.KA  the  ‘balance  recoverable  reserves’  estimates,  although  revenue  O/Shares (mn)  236.55  dependence has now shifted from Pindori towards other fields i.e.  Mar  TAL Block. Furthermore, the company is in  solid financial position  Last Traded Day  and may capitalize on it with future investment in wildcats.   12’13  Last Price  462.18  Analysis  Mkt. Cap. PKR (bn)  109.33  We have arrived at a NAV based value of PKR507 including  Mkt. Cap. US$ (bn)  1.10  a  portfolio  value  of  PKR24.36  and  no  exploration  value.  We  have  Free Float Share (mn)  108.07  used  WACC  (16.75%)  for  discounting  the  cash  flows  of  the  company.  POL  offers  highest  dividend  yield  among  its  peers.  Free Float as a % of O/S  46%  Earnings  growth  is  largely  dependent  on  high  international  oil  Fair Value (PKR)  507.00  prices and PKR depreciation while dividend income from associates  Recommendation  Accum.  also augments the bottom‐line. POL is trading at a discount of 10%  to  its  fair  value  which  requires  us  to  assign  an  ‘ACCUMULATE’  rating for the stock.  POL v/s KSE 100 Index  Rising  production  with  sizeable  additions  in  4QFY13  to  come online from TAL Block with particular focus on Mamikhel‐2,  Maramzai‐2, Makori East‐2 and Tolanj X‐1. Further enhancements  from Pakistan Petroleum Limited operated Adhi field (POL’s stake:  11.00%)  are  also  anticipated.  Additionally,  revenue  from  Natural  Gas  Liquids  (LPG,  Solvent  Oil  &  Sulphur)  is  also  foreseen  as  contributing significantly to the company’s top‐line.  We assert our medium‐term forecast of Arab Light Crude  of  US$105/bbl  till  2020  and  expect  it  to  increase  gradually  by  1%  over  the  next  20  years  and  onward  on  the  premise  of  sustained  demand  from  emerging  economies  particularly  from  China  and  India  in  FY13  and  beyond  while  from  United  States  &  other  Developed Economies in FY15 and beyond.  Three major risks have been indentified ‐ firstly, volatility  in international crude oil price which may result in sharp decline in  realized  revenue  manageable  through  derivatives  instruments.  Secondly,  POL’s  heavy  reliance  on  TAL  Block  which  may  face  abnormal  shutdowns  if  law  &  order  situation  worsens  in  the  region,  a  scenario  that  could  be  managed  through  securing  the  installations.  Lastly,  POL’s  increased  dividend  payout  policy,  compromising  on  its  exploration  activity;  making  the  stock  less  attractive for longer term.      AHCML  
    •   POL company profile  POL is a subsidiary of The Attock Oil Company Limited (AOC) which  “POL  offers  highest  dividend  was  incorporated  on  Nov  25,  1950.  In  1978,  POL  took  over  yield  among  its  peers  in  the  exploration  and  production  business  of  AOC.  Since  then,  POL  has  region”  been  investing  independently  and  in  JVs  with  other  exploration  and production companies to explore oil and gas in Pakistan.    In  addition,  POL  also  manufactures  LPG,  solvent  oil  and  sulphur.    POL  markets  LPG  under  its  brand  name  of  POLGAS,  as  well  as  through its 51%‐held subsidiary CAPGAS (Private) Limited. POL has  “We  have  assumed  a  25%  shareholding  in  National  Refinery  Limited,  which  is  ‘Development  Expenditure’  to  Pakistan’s  only  local  refinery  producing  lube  base  oils  and  is  the  be  PKR  4.3bn  in  total  for  the  single largest producer of high‐quality asphalts.  next  five  years  including  FY13”  Attractive: Valuation  We  have  arrived  at  a  NAV  based  value  of  PKR507.00  including  a    portfolio  value  of  PKR24.36  and  no  exploration  value.  POL  offers  highest  dividend  yield  among  its  peers  in  the  region.  Earnings    growth  is  largely  dependent  on  international  oil  prices  and  PKR  fluctuation  while  dividend  income  from  associates  also  augments    the bottom‐line.  “Equity  investments  are  Valuation  valued at PKR 24.36 per share  after  applying  25%  discount  We have used NAV based valuation to arrive at POL’s fair value of  to market price”  PKR507.00 from its existing 2P oil & gas reserves. The NAV based  valuation methodology assumes that the company never increases    its existing reserves, so there is no additional CapEx in future years  beyond  what  is  required  to  develop  existing  reserves.  Therefore    we have assumed ‘Development Expenditure’ at PKR4.3bn in total  for  next  five  years  (including  FY13)  and  have  incorporated    production  only  from  its  existing  reserves.  We  have  used  WACC  (16.75%) to discount future cash flows of POL from its reserves.    In  addition  to  above,  POL  holds  strategic  interest  in  its  listed    associates,  Pakistan  Refinery  Limited  (PRL)  and  Attock  Petroleum  Limited (APL) which is valued at PKR24.36 per share after applying  “POL’s  cash  &  cash‐ 25% discount to market price of both the companies. POL’s cash &  equivalents  (NET  DEBT)  are  cash‐equivalents (Net Debt) are valued at PKR37.00 per share.  valued  at  PKR  37.00  per  Furthermore,  we  have  held  international  crude  oil  price  (Arab  share”  Light)  constant  at  US$105/bbl  for  the  medium‐term  till  year  2020  beyond which a 1% increase on annual basis and PKR to depreciate  by 5% on average over the long‐term. The average tax rate of the  company is assumed at 25.87% for calculating after tax cash flows.  POL is trading at a discount of 10% to its fair value which requires  us to assign an ‘ACCUMULATE’ rating for the stock.  AHCML  
    •   VALUATION MA ATRIX‐DCF F BASED NA AVPKR, Millio on  FY13E FY14F FY15F FY16F  FY17FEBIT  17,994.95 22,465.52 22,642.0 04 18,202.64  18,443.21Add: Non Cash Charges  2,513.00 2,606.60 2,557.65 5 2,386.2 26  2,255 5.92Tax Expense  (4,655.55) (5,812.15) ) (5,857.82 2) (4,709.2 28)  (4,771 1.52)Capex  (1,877.08) (1,620.86) ) (1,230.92 2) (944.9 90)  (774. .06)Working C Capital Changes s  (900.67) (398.58) 48.30 534.8 85  42.0 09Free Cash flows  13,074.65 17,240.53 18,159.2 24 15,469.57  15,195.64Present Va alue Of Free Ca ash flows  12,482.79 14,096.13 12,715.5 53 9,276.5 52  7,805 5.21   Enterprise e Value  105,545.64  Net Debt  8,733.40  Market Va alue Of Undeve eloped Land  50.00  Intrinsic Value Per Share e  483.33  Portfolio V Value Per Share e  24.36  NAV BASED SHARE VALU UE  507.69  Enterpr rise Value in relation n to key rat   tios: 16.00  100.00  14.00  90.00  80.00  12.00  70.00  10.00  60.00  8.00  50.00  6.00  40.00  30.00  4.00  20.00  2.00  10.00  ‐ ‐ FY13E FY1 14F FY15F FY Y16F FY17F FY13E F FY14F FY15F FY16F FY17F EV/EBIT TDAX EV/D DACF EV V/BOE(RESERV VES) EV/BOE E(PRODUCTION N)    Source: DataStr ream (Reuters), AHC   CML estimates   AH HCML  
    •  Peer Co omparison: Pakistan  O Oilfields  Limited  trades  on  m most  attractive  PE  multiples,  trading  at  8.1 on  FY13  E 13x  EPS,  compared  to  its  regional peers. Furtherance  to the above, POL offers higlocal and r ghest dividend d yield, 11.41% % at current prrice on FY13 DPS, among its regional peers. PO OL is also well p positioned in teerms of ROE an nd ROA among g its peers.  P/ /E Ratio Divi idend Yie eld 45 12 40 10 35 30 8 25 6 20 15 4 10 2 5 0 0 OGDC CNOOC JPEX OGDC CNOOC JPEX SANTOS SANTOS POL PPL WPL POL PPL WPL OIL SEARCH OIL INDIA INPEX ONGC OIL INDIA ONGC INPEX OIL SEARCHSource: DataStr ream (Reuters), AHC CML estimates Net  profit  margins  for  Pakistan  Oilfields  Limited  are also  among  t highest  in  its  peers.  Cou P e  the  untry  peers  ar also  re among  the highest,  repr e  resenting  high  profitability  o Pakistan’s  o &  gas  explo of  oil  oration  sector  at  large.  Its  p peers  ‐ Pakistan Petroleum and  Oil and Gas Development Co o. ‐ are highly  cash rich com mpanies with no o long‐term de ebt on their balan nce sheets.  Net t Margin Lo ong‐Term m Debt to o Equity 60 90 80 50 70 40 60 50 30 40 20 30 20 10 10 0 0 OGDC CNOOC SANTOS CNOOC C OOC OGDC SANTOS WPL PPL POL WPL JPEX JPEX POL PPL OIL INDIA OIL SEARCH ONGC INPEX INPEX ONGC OIL INDIA OIL SEARCHSource: DataStr ream (Reuters), AHC CML estimates   AH HCML  
    •   Sensitivity: Crude price & PKR  High  international  crude  prices  and  depreciating  Pak  Rupee  have    significantly  contributed  to  POL’s  top‐line  in  the  recent  past.  We  expect  Pak  Rupee  to  depreciate  on  an  average  at  5%  in  our  base  “We  expect  Pak  Rupee  to  case  scenario  and  international  crude  oil  price  (Arab  Light)  to  depreciate  on  average  at  5%  remain at US$105 per bbl for the medium term. However, we have  in our base case scenario and  also  provided  the  impact  of  both  these  variables  on  expected  international  crude  oil  price  earnings and on Fair Value of the company.  (Arab  Light)  to  remain  at  US$105  per  bbl  for  the  Sensitivity Table: Crude Oil Price Change & PKR  medium term”  depreciation impact on FAIR VALUE    PKR deprecation  3%  4%  5%  6%  7%    115.00  496.84  514.04  532.60  552.65  574.37  Crude Price Arab    Light US $  110.00  485.02  501.80  519.89  539.46  560.65  105.00  473.20  489.55  507.19  526.26  546.93    100.00  461.38  477.30  494.48  513.06  533.21    90.00  437.73  452.79  469.06  486.67  505.76  “There  is  a  significant  impact  Sensitivity: Crude price change impact on EPS (E)   of both these variables; Crude  oil price and PKR depreciation  Earnings Per Share  on  expected  earnings  and  on  FY13  FY14  FY15  FY16  FY17  Fair Value of the company”  115.00  58.36  73.73  74.17  58.46  59.13  Crude Price Arab  Light US $  110.00  56.29  70.97  71.46  56.64  57.34  105.00  54.23  68.21  68.75  54.81  55.54  100.00  52.16  65.46  66.03  52.99  53.75  90.00  48.03  59.95  60.61  49.33  50.16  Sensitivity: PKR depreciation impact on EPS (E)  Earnings Per Share  FY13  FY14  FY15  FY16  FY17  3%  54.23  66.67  65.68  51.31  51.01  PKR Depreciation  4%  54.23  67.44  67.21  53.05  53.25  5%  54.23  68.21  68.75  54.81  55.54  6%  54.23  68.99  70.30  56.61  57.91  7%  54.23  69.76  71.86  58.44  60.33      AHCML  
    •   Divi idends from associat   tes! POL  holds  25%  sta in  National  Refinery  Limited  (NRL),  7%  in  ake  “APL  and  NRL  both  hav ve  Attoc Petroleum  L ck  Limited  (APL)  and  51%  in  Capgas  (Pvt)  Lim mited.  maintained  pay yout  ratio  o of  POL  bbenefits  from  strong  dividend  income  fro APL  and  N as  om  NRL  arounnd  84%  and  46% %;  both  companies ha ave maintained d payout ratio  of around 84% and  augmmenting  PO OL’s  bottom  46%,  respectively for FY12. The C Company also  received a div vidend  line”  of PKKR90.00 per share from Capg gas (Pvt) Ltd. D During 1HFY13 3 none  of  th associates  have  announced  any  divid he  dends;  howeve we  er    expec NRL  and  A to  announce  a  divided of  PKR18.00 and  ct  APL  d  0  PKR52.00, respectiv vely for FY13E.    Size eable addit tions: POL productio on profile   Pakisttan Oilfields Limited’s strateg gy of heavily reelying on production  from  company  operated  fields  has  significan ntly  shifted  to owards    produ uction  from  non‐operated  fields  (JVs). TAL  Block  (MOL  .  “POL  is  also  focusing  o on  opera ated JV, POL sttake 21.05%) remained the m major source o of oil &  increasing  prod duction  from  gas  p production  in  t recent  pas with  quanti the  st  ifiable  support from  t  operaated fields i. .e. from Bela a‐ PPL ooperated Adhi  Field (POL stake: 11.0%) and d Pariwali (ope erated  1,  Dhulian,  Pindori  an P nd  field:  82.5%  stake).  POL  is  also  f focusing  on  increasing  production  Pariw wali”  from  operated field ds i.e. from Bel la‐1, Dhulian, PPindori and Pariwali.  Furthhermore,  POL  has  started  fo ocusing  on  making  additions  to  its    existing  portfolio  o fields  i.e.  a Ikhlas  Bloc where  drilling  of  of  at  ck  Sadriaal‐1 well is in  completion ph hase, while 2D D seismic acqu uisition    has bbeen completed d at D.G. Khan and Rajanpur Blocks.          “POL faces tough hest challeng ge  in  arresting  the productio e  on  declin ne from operated fields””  We  expect  the  ccompany’s  to otal  productio to  increase  to  on  5,588 8.56boepd,  6,3 303.03boepd  a 6,291.91b and  boepd  in  FY13, FY14  ,  and  FY15,  respec the  back  of  major  production  ctively,  on  t enhancements from m TAL block.  Declining production from P POL operate ed fields  POL ffaces toughest t challenge in  arresting prod duction declinee from  operaated  fields.  To oil  production  (POL’s  Sh otal  hare)  from  ope erated  fields dropped  from 4,007boepd in  2008  to  2 s  m  d  2,090boepd  in 2012  n  depiccting a decline of 15.02% (CA AGR). Similarly total gas production  AH HCML  
    •   dropped  from  25.7mmscfd  to  16.2mmscfd  in  2012  depicting  a  declin ne of 10.9% (CCAGR). In case of Natural Gas s Liquids (NGLs s), LPG  production  also  de eclined  from  1 102.9Tpd  in  to 65.0Tpd,  dec o  clining  “Afte er  sever ral  effor rts  10.8% % (CAGR) over the same period.  comppany was un nable to arre est  the  pproduction  decline  fro om  We  e production  (own  fields)  to  further  decli expect  total  p ine  to  Pindoori;  which poses  a  h  7boepd, 1,897boepd and 1,7 2,387 755boepd in FYY13, FY14 and FY15,  conteentious  que estion  on  th he  respe ectively, depict ting a natural p production deccline.  crediibility  of  fie eld’s  reserves  estim mates”  Crud de Oil    In  cru oil,  major production  declines  were  w ude  r  witnessed  in  P Pindori  and  PPariwali.  In  Pin ndori,  product tion  dropped  ffrom  1,034boe in  epd  2008 to 219boepd  in 2012 reflec cting a drop of f 32.2% (CAGR R). POL    has  ddisclosed  in  its latest  annual  accounts  tha at  Pindori,  t JV  s  at  the  partnners  have  agr reed  to  drill  a another  well  to  test  the  uup‐dip    poten ntial  of  the  fie Despite  se eld.  everal  efforts,  the  company  is  still  unab ble to arrest the e decline which poses a cont tentious question on    the  credibility  of Pindori’s  reserves  estim f  mates.  In  Pariwali,  production dropped from 1,642boepd in 2008 t to 598boepd in n 2012          “Prodduction  from Pariwali  is  m  declin ning”  depic cting a decline of 22.32% (CA AGR).  We e expect total cruude oil producttion (own field ds) to further d decline  ,784boepd,  1,252boepd  and 1,158boepd  in  FY13,  FY14  and  to  1, d  FY15, , respectively, depicting a natural productioon decline.    AH HCML  
    •   Natu ural Gas & N   NGLs In  na atural  gas,  maj production declines  have been  witnessed  in  jor  n  e  “LPG  production was  main n  nly  Pindo followed  by Pariwali.  In  P ori  y  Pindori,  produ uction dropped d from  witne essed in bot th Pindori an nd  3.1mmmscfd  in  2008 to  0.6mmscfd  in  2012  de 8  epicting  a  decline  of  Pariw wali fields”  33.4%% (CAGR). In Pariwali, production dropped from 15.8mm mscd in  2008 to 7.3mmscfd d in 2012 depic cting a decline  of 17.7% (CAG GR). In    Natural  Gas  Liquids  (NGLs),  decli in  LPG  pro ine  oduction  was  m mainly  witneessed  in  both  Pindori  and  Pariwali  fields where  production  s    dropped  by  24.9%  and  18.6%  (C CAGR)  respectively  over  the  same    perio   od.       “NGLLs productio on is expecteed  to  r remain  fairly  stable  b by  FY15”              We  eexpect  total  n roduction  (ow fields)  to  further  natural  gas  pr wn  declin to 12.75mm ne  mscfd, 11.58m mmscfd  and  10 0.59mmscfd  in  FY13,      FY14  and  FY15, respectively,  depicting  a  natural  production  “TAL  Block  prom mises  a  hugge  declin However  NGLs  product ne.  tion  is  expected  to  remain  fairly  potential  for  bot oil  and  gas  th  stable by FY15.  production in fut ture”  Unexplored pot tential: Non‐ ‐operated JV   Vs TAL  Block  promis ses  a  huge  p potential  for  both  oil  and  gas  production, in futu ure, with signifficant production coming online in  4QFY Y13. Significantt development t and explorati ion activities are still  rogress  in  the Block  and  w expect  many  surprises  in  the  in  pr e  we  coming  days  in  term  of  b both  product tion  and  res serves  enhancements.  To otal  oil  prod duction  from  non‐operated JVs  d  increased  from  1,1 139.5boepd  in 2008  to  2,5 n  545.2boepd  in  2012  depiccting  CAGR  of  22.3%.  Similarly  total  gas  production  incr reased  from  18.4mmcfd to o 70.5mmcfd  in 2012 depict ting CAGR of 3 39.8%.  In NGGLs, LPG produ uction remaine ed fairly flat wi ith 13.93tpd inn 2008  to 133.73tpd in 2012   2. AH HCML  
    •   [Type “Maj e sidebar conte jor productioent. A sidebar ias  on upside wa is  a stan witnendalone supple TAL  Bloc essed  from ement to the  ck;  m  maindocument. It i main nly from Mak kori East‐2” d  is often aligned on thee left or right o of the page, or r    locateed at the top or bottom. Use  the Teext Box Tools t tab to change    the fo ormatting of th he sidebar textt  box.    Type s sidebar contennt. A sidebar is s a    dalone supplem stand ment to the maain  TAL Blo MOL Pakistan websit   ock: Image source: M te docum   ment. It is often n aligned on th he  In  cru oil,  major upside  was  w ude  r  witnessed  in  T Block  (Manzalai,  TAL  left or page, or located  r right of the p Mako Makori  Ea Mamikhel  &  Maramzai)  where  production  ori,  ast,  at theexpect the t “We  e top or bottomm. Use the Text total crude o t  oil  increased  from  52 22.7boepd  in  2008  to  1,762.7boepd  in  2012  Box TTools tab to cha production (non‐ ange the  ‐operated JV Vs)  depic cting  a  CAGR of  35.5%.  Production  f R  from  Ratana  Field  to further increas forma atting of the sise to  debar text boxx.]  (Operated by Ocean Petroleum, P POL stake 5%)  also increased d from  3030 0.10bpd in FY Y13”  3.66b bpd in 2008 to 32.03bpd in 2012 depicting a CAGR of 72.11%.  We eexpect total cruude oil produc ction (non‐operated JVs) to further    increase  to  3,030.1 10boepd,  4,22 21.59boepd  an 4,361.56boe in  nd  epd  FY13, FY14  and  FY15,  respe ,  mming  from  major  ectively  stem   production enhancements from T TAL block.    In Naatural Gas and  NGLs, major p production upsside were witn nessed  in TA AL Block where production increased from 13.2mmscfd in n 2008    5.8mmscfd  in  2012  depictin a  CAGR  of  49.57%.  For  NGLs,  to  65 ng  f  increase in LPG prooduction was m mainly witnesseed from Ratana field    whichh increased fro om 0.1tpd in 2008 to 1.27tpd d in 2012 depic cting a  CAGR R of 96.22%.      “We  expect  the  total  Natur ral  Gas pproduction ( (non‐operate ed    JVs)  to  further  increase  to  r 74.188mmscfd in FY13”            We  eexpect  total  N Natural  Gas  p production  (noon‐operated  JV to  Vs)  further increase too 74.18mmscfd d, 76.20mmscf fd and 72.39m mmscfd  in  FY Y13,  FY14  an FY15,  resp nd  mming  from  major  pectively,  stem AH HCML  
    •   produ uction  enhan ncements  from TAL  block However  NGLs’  m  k.  produ uction is expec cted to remain fairly stable by y FY15.  “Sizable  addditions  ar re  Prom mising Outlo ook: product tion in FY13 & beyond  expeccted to come online from  Mam mikhel‐2,  Maaramzai‐2  annd  Pakisttan  Oilfields  Limited’s  pro oduction  profi has  signifi ile  icantly  Mako ori‐East  2  and  furthe er  chang in  the  rec ged  cent  past  (5‐ye period,  200 ear  08‐12).  Contrib bution  flows from  Mardankhel‐1,  s  M of oil  production from company o operated fields s in total production  Mako ori‐East  3,  Tolanj‐1  an nd  dropp ped from 78% in 2008 to 45 5% in 2012. Similarly, share  in gas  Manz zalai‐10”  produ uction  also  dro opped  from  58 to  9%  duri the  same  p 8%  ing  period  while LPG  proport e  tion  remained  unaffected.  T The  trend  inddicates    POL’s increasing  re s  eliance  on  non‐operated  JVs  for  its  produc ction  ‐  20% c contribution inn 2008 to 51% in 2012. Furthermore, this tr rend is    also  e expected  to  co ontinue  in  the near  future,  FY13,  FY14  &  FY15,  e  when sizable  add n  ditions  are  e expected  to  come  online  from    Mamikhel‐2, Maram mzai‐2 and Ma akori‐East 2 and d further flows s from  Marddankhel‐1,  Ma akori‐East  3,  Tolanj‐1  and Manzalai‐10 We  d  0.    foresee  continuatio of  explora on  ation  activity  and  foresee  uupside  potenntial through a acquisition, proocessing and in nterpretation oof 398    sq km m new 3D surv veys. The JV ha as also planned the drilling o of two  explo oratory wells at t Kot‐1 and Ma algin‐1 (eastern n part of Tal Block).    Furth hermore, at Ra atana (operated by Ocean Pa akistan Limited d, POL    Prod duction Concentratio on: Oil   120 0%   100 0% “TAL  Block,  Manzalai‐1 10  drillin is  in  the  completin ng  ng  80 0% phase whereby productio e  y  on  60 0% flows s are awaited”  40 0% 20 0% 0% 0 Y09 FY10 FY FY08 FY Y11 FY12 FY1 FY14 FY1 13 15 TAL Adhi A Others stake 4.54%),  Rata e  ana‐4  well  ha been  tested and  is  prod as  d  ducing  17.5mmmscfd of gas  from Wargal f formation. Adhi‐19 well (ope erated  by  Pa akistan  Petrole eum,  POL  stak 4.54%)  was spud‐in  on  N 3,  ke  s  Nov  2012 and drilling is in progress. A Manzalai‐10 drilling is  At TAL Block, M in the e completing pphase whereby y production flows are awaitted. At  Chak  Naurang  Sout th‐2  (operated by  OGDC,  PO stake  15%)  more  d  OL  than  50% (of target depth) has b nd is expected to be  been drilled an AH HCML  
    •   comp pleted in 3QFY13.  We eexpect total prroduction (oil, gas & LPG) to o further increase to  [Typee sidebar conte al  ent. A sidebar i “Tota revenue  contributio is  on  8boepd, 6,303boepd and 6,2 5,588 Y13, FY14 and FY15,  292boepd in FY from  NGLs  stand at  averag a stan ndalone suppleds  ement to the  ge  respe ectively despite a natural production decli ine from own  fields.  20% during the la main document. It iast 5 years”  is often aligned d  hermore,  the  proportion  o non‐operat Furth of  ted  fields  in  total  on thee left or right o of the page, or r  production  is  expe ected  to  increa to  57%,  7 ase  70%  &  72%  in  FY13,    FY14 and FY15, resp pectively.  locateed at the top or bottom. Use   the Teext Box Tools t tab to change  Dive ersification: revenue fro om NGLs  the fo ormatting of th he sidebar textt  box.  Natural  Gas  Liquid (LPG,  Solve Oil  &  Sulphur)  revenue also  ds  ent  e    contrributes  major  portion  in  tot revenue  besides  conven tal  ntional  Type s sidebar conten nt. A sidebar is s a  sourc i.e.  gas  an crude  oil.  P sells  Lique ces  nd  POL  efied  Petroleum Gas  m    standdalone supplem ment to the ma ain  (LPG) produced  fro its  operate and  non‐op )  om  ed  perated  fields  under  the  b brand  name  o POLGAS  thr of  rough  its  subssidiary  Capgas (Pvt)  s   docum ment. It is often n aligned on thhe  Limited.  Total  reve enue  contribut tion  from  NGL stands  at  av Ls  verage  left or page, or located  r right of the p 20%  during  the  last  5  years.  Going  forwar we  expec this  rd,  ct   at thee top or bottomm. Use the Text t  contrribution to droop in FY14 & FY Y15 on the back of rising oil  & gas  Box TTools tab to cha ange the  production mainly f from TAL Block   k.  forma atting of the sidebar text box x.]  Revenue Mix (PKR Million)   “Facttors  determmining  Crud de  Oil  Price:  globbal  econom mic  40,000.00  4 recovvery  determ mining  energ gy  dema and and unr rests in the o oil  30,000.00  3 produucing  nation ns  deterrmining oil s supply”  20,000.00  2 10,000.00  1 ‐ FY13E F FY14F FY15F FY16F FY17F CRUDE OIL GA AS POLGAS & LPG Inte ernational Crude Pric   ces argely  dependent  on  two  fa International  crude prices  are  la e  actors;  globa al economic recovery determ mining energy d demand and unrests  in  oil producing  na l  ations  determining  oil  supply In  this  repo we  y.  ort,  will d discuss the pric ce scenario in light of these is ssues:  Glob bal economy y: the demand function  Globa economy  is  expected  to  grow  by  2.4  p al  percent  in  FY1 and  13  steadily  gain  momentum  in  FY14  and  beyond.  Deve will  s eloped  economies are exp pected to groww by 1.3 percen nt in FY13 and 2.0 &  2.3  p percent  in  FY14 and  FY15  dr 4  riven  by  public spending  cut and  c  ts  AH HCML  
    •   weak  prospects  of  improving  tormented  financial  system.  Despite  the supportive monetary policy in the developed economies by the  central  banks;  global  financial  system  still  remains  delicate  and  “Leading emerging block    controlled budgetary spending might slow the recovery.  BRIC, Brazil, Russia, India and  Emerging  economies  have  gained  major  share  in  global  economic    China, is expected to grow by  growth  after  financial  crisis  of  2008  and  are  expected  to  grow  by    5.38 percent in FY13 and 5.70  5.5 percent in FY13 and 5.7 & 5.8 percent in FY14 and FY15.   and 5.68 percent in FY14 and  Real GDP  “Global financial system still  growth Forecast  2011  2012  2013E  2014F  2015F  FY15”  remains delicate and  World  2.7  2.3  2.4  3.1  3.3  Euro Area  1.5  ‐0.4  ‐0.1  0.9  1.4  controlled budgetary    Japan  ‐0.7  1.9  0.8  1.2  1.5  spending might slow the  United States  1.8  2.2  1.9  2.8  3    recovery.”  Developing  Countries  5.9  5.1  5.5  5.7  5.8    East Asia &  Pacific  8.3  7.5  7.9  7.6  7.5    China  9.3  7.9  8.4  8  7.9  Europe &    Central Asia  5.5  3  3.6  4  4.3  Russia  4.3  3.5  3.6  3.9  3.8    Turkey  8.5  2.9  4  4.5  5  Latin &    Caribbean  4.3  3  3.5  3.9  3.9  Brazil  2.7  0.9  3.4  4.1  4    Middle East &N.  Africa  ‐2.4  3.8  3.4  3.9  4.3    South Asia  7.4  5.4  5.7  6.4  6.7  India  6.9  5.1  6.1  6.8  7    Pakistan  3  3.7  3.8  4  4.2  Sub‐Saharan    Africa  4.5  4.6  4.9  5.1  5.2  Source: IMF  “It is expected that total liquid  Growth  is  maintainable  on  the  back  of  these  countries’  ability  to  fund large public infrastructure projects in times of waning global  fuel consumption in US to rise  demand  mainly  form  developed  economies.  Leading  emerging  slowly over the next two years  block BRIC ‐ Brazil, Russia, India and China ‐ is expected to grow by  5.38 percent in FY13 and 5.70 and 5.68 percent in FY14 and FY15.  to an average 18.8 mmbpd in  2014”  The  main  driver  will  be  China  which  is  expected  to  achieve  economic  growth  of  8.4,  8.0  and  7.9  percent  in  FY13,  FY14  and    FY15,  respectively  followed  by  India  having  expected  growth  rate  of  6.1,  6.8  and  7.0  percent  in  FY13,  FY14  and  FY15,  respectively.    High  employment  growth  and  increasing  consumption  and  easing  of macroeconomic policies continue to boost demand and support  investment and growth in these economies.   U.S.  liquid  fuels  consumption  fell  from  an  average  of  20.8mmbpd  in  2005  to  18.6mmbpd  in  2012.  It  is  expected  that  total  AHCML  
    •   consumption  would  rise  slowly  over  the  next  two  years  to  an  average  18.8mmbpd  in  2014.  China’s  liquid  fuel  consumption  has  increased from 8.5mmbpd in 2009 to 10.2mmbpd in 2012. Global  “Global  liquid  fuel  demand  is  liquid  fuel  demand  is  also  expected  to  increase  by  0.5  percent  also  expected  to  increase  by  annually  on  average  through  2020  helping  crude  prices  to  sustain  0.5  percent  annually  on  and consolidate at the current levels for the medium term.  average through 2020”  World oil demand outlook     (mmbbl/day)     2010  2015  2020  2025  2030  2035    OECD  46.8  45.8  45.2  44  42.6  41.1  Developing  Countries  35.4  40.8  46.3  51.3  56  60.6    Eurasia  4.8  5.2  5.4  5.5  5.6  5.6  World  87  91.8  96.9  100.9  104.2  107.3    Source: OPEC World Oil Outlook (2012)  “Unrest  in  the  Middle  East  remains  a  major  challenge  Political unrests: The supply function  haunting  the  world  crude  oil  Unrest in the Middle East remains a major challenge haunting the  supplies”  world  crude  oil  supplies  with  particular  focus  on  regime  change    battle  in  Syria,  poor  law  and  order  situation  in  Sudan  and  increasing  sanctions  from  US  and  EU,  which  will  restrict  Iran’s  ability  to  arrest  normal  production  declines,  through  investing  in    wildcats  and  development  wells.  Supply  disruptions  from  these  countries  are  not  expected  to  end  in  the  near  future  and  may    worsen particularly in the Iranian case.  “Crude  production  is  Good  news  is  coming  from  Libya,  where  production  has  nearly  continuously  increasing  from  reached the pre‐crisis levels, and Iraq where export infrastructure  U.S.  tight  oil  formations,  developments have helped government to increase its production  Canadian  oil  sands  and  Shale  from previous levels. Another major development taking place is in  oil & gas resources”  North  America  where  crude  production  is  continuously  increasing  from  U.S.  tight  oil  formations,  Canadian  oil  sands  and  shale  oil  &  gas resources. Though the investment in these fields is generating  interests  of  many  oil  producers,  however,  any  quantum  jump  in  crude supplies in the near future is not foreseen. Currently, world  liquid  fuel  supply  stands  at  89.38mmbpd  which  is  expected  to  increase on an average rate of 0.5 percent annually through 2020.  World oil supply outlook   (mmbbl/day)     2010  2015  2020  2025  2030  2035  OECD  20  21.8  22.6  23.3  24.1  24.9  Asia  3.7  4  4.3  4.1  3.8  3.6  China  4.1  4.3  4.4  4.4  4.5  5  Eurasia  13.4  13.9  14.3  14.7  15.1  15.5  World  86.5  92  97.1  101.1  104.4  107.5  Source: OPEC World Oil Outlook (2012)  AHCML  
    •   Sustainable balance: Determining price  Currently,  world  liquid  fuel  demand  and  supply  seems  fairly  “Iran,  produces  about  5‐6  balanced  with  demand  at  89.70mmbpd  and  supply  at  percent  of  world  oil,  faces  89.38mmbpd.  But  a  supply  disruption  in  the  short  term  is  also  serious  threat  of  further  foresighted as Iran, which produces about 5‐6 percent of world oil,  sanctions  on  its  exports;  faces threat of further sanctions on its exports; which may spark a  which may spark a short term  short  term  spike  in  crude  prices.  We  believe  the  demand  supply  spike in the crude prices”  balance  is  expected  to  continue,  with  minor  seasonal  and  structural supply adjustments, in medium term by end of 2020.     Projections of Oil Prices (2015‐2035)    (2010 dollar per barrel)  Projection  2015  2020  2025  2030  2035  IEA  117  127  133  138  145    Energy Ventures  Analysis  82  85  89  95  102    INFORUM  92  106  113  118  117  HIS Global Insight  99  73  87  96  98    Purvin & Gertz  Advisory  99  104  106  107  107    Energy SEER  94  102  107  111  122  Source: IEA Annual Energy Outlook 2012    We  expect  Arab  Light  price  to  remain  range‐bound  between  US$105  till  2020.  Thereafter,  we  believe,  with  world  economic    growth  gaining  momentum  and  the  resultant  surge  in  energy  demand will eventually bolster crude price momentum ‐‐‐ we thus    foresee an average annual increase of 1 percent on long term basis  after 2020.  “An  average  annual  increase  in crude oil price of 1 percent    on  the  long  term  basis  after  World Liquid Fuels Supply and Demand Outlook (million barrels per day) 2020 is foresighted”  93.00 $140.00  92.00 $120.00  91.00 $100.00  90.00 $80.00  89.00 $60.00  88.00 $40.00  87.00 $20.00  86.00 $‐   1/12 4/12 7/12 10/12 1/13 4/13 7/13 10/13 1/14 4/14 7/14 10/14     Supply Demand WTI Arab Light   AHCML  
    •   Safe ely Placed: No impac ct of “Circu ular Debt”  ” Circular  debt  has  p proved  as  me enace  for  the  Pakistan’s  eco onomy   “Locaal E&P comp panies has  durin the  last  5‐6 years,  strictl limiting  the Power  Comp ng  6  ly  e  panies’  ability to pay for th he fuel costs. Itt has created a vertical chain in the  remaained fairly h high among    whole  energy  sect tor.  Exploration  and  Produc ction  companie are  es  their regional cou r unterparts  also nnot an exceptioon to this prob blem. This has led to an increease in   but s stocks have nnot  the  a amount  of  recceivables  for  eexploration  commpanies,  main for  nly  public  sector  companies  i.e.  OG GDC  and  PPL.  As  a  result,  these   perfo ormed comp paratively  comp panies  have  si duced  dividend  payouts  and  also  ignificantly  red well” ”  the  exploration  a activity.  Althoough  Oil  &  Gas  Explorati ion  is    extreemely  lucrative business  in  Pakistan  as  th return  on  equity  e  he  (avg.  32.67%)  of  E& companies has  remained  fairly  high  a &P  s  among     their  regional  counterparts  bu stocks  have  not  perfo ut  ormed    comp paratively well.  "Oil  &  Gas  exploratio   on  Return on Equity  businness  is  extreme ely  lucra   ative in Paki istan"  40 4 35 3   30 3 25 2 20 2   15 1 10 1 5   0   “POLL remained fa fairly  prote ected from ‘C Circular Deb bt’  Howe ever, POL remained fairly pr rotected from  ‘Circular Debt’ ’ issue  issue e”  due tto its refinery a agreement wit th group company Attock Ref finery.  In contrast to its peeers, account r ys are at 49.21 much  receivables day lower  than  OGDC  and  PPL  have receivables  days  at  236.5 and  e  54  160.665 respectively POL has been  able to maintain its  y. As a result P high dividend payout during this p period.  Acco ount Receiva able Days (FY Y2012) 250 200 150 100 50 0 AH HCML  
    •   A word of caution: understanding risks  Three  major  risks  factors  have  been  indentified;  firstly,  high  “Most  of  the  POL’s  fields  are  volatility  in  international  crude  oil  price,  secondly,  POL’s  heavy  directly linked to international  reliance on TAL Block and lastly, POL’s high dividend payout policy.  crude oil prices. Therefore any  sharp  decline  may  hurt  its  Managing the uncertainty: volatile crude oil prices  top‐line”  International  crude  oil  prices  (WTI)  have  remained  highly  volatile    during  the  FY11  and  FY12  by  escalating  to  a  high  of  US$110  per  barrel  in  March  2011  then  going  down  to  as  low  as  US$80  per    barrel in Oct 2011. As most of the POL’s fields are directly linked to  international crude oil prices; any sharp decline in these prices will  adversely  influence  the  top‐line  of  the  company.  Keeping  in  view    this uncertainty, POL’s management might have devised plans built  on  scenario  analysis  and  through  the  use  of  derivative  to  provide    hedge  against  it.  We  have  also  provided  the  oil  price  to  earnings  sensitivity table in the previous sections of the report.      “International  Oil  Price‐ Hedging is available option”        Concentration risk: heavy reliance on TAL block    Pakistan  Oilfields  Limited  production  (both  oil  &  gas)  is  largely    dependent  on  TAL  block  located  near  Karak,  Kohat  and  Hangu  districts of Khyber Pakhtunkhwa province and some areas of North    Waziristan  and  Orakzai  agencies  of  FATA.  Being  located  in  highly  volatile  region  in  the  context  of  war‐on‐terror,  any  production    disruptions  may  result  in  significant  impact  on  POL’s  top‐line  due  to  its  smaller  size  in  terms  of  production  diversification  as  “E&P  companies  usually  compared  to  the  rest  of  JV  partners.  As  earlier  discussed  in  the  operate  in  highly  volatile  report POL is heavily relying on non‐operated fields for its revenue  regions”  and TAL block is the biggest among the rest. We discount these risk  on  the  basis  of  international  history  of  E&P  companies  usually  operate  in  highly  volatile  regions,  Nigeria,  Iraq,  Libya  etc  are  few  among the many.  AHCML  
    •   TAL Block (BOE in 000) k  ) “Prod duction from m TAL block  is  moree likely to su urprise on th he  2,5 500.00  posit tive side”  2,0 000.00    1,5 500.00    1,0 000.00    5 500.00    ‐   FY08 FY09 FY10 FY11 FY12 FY 8 Y13 FY14 FY15   Others TAL‐Block    Furthhermore, we believe that kee eping in view t these risks the e Block    opera ator (MOL) hass situated the C CPFs near mor re stable areas in the  “High payout  may  result  in  h  m regioon. However, wwe state that pproduction fromm TAL block iss more  comp promise  on  future  likely to  surprise  on  the  othe side,  by  delivering  significant  y  er  explo oration  and  development  production and reserves enhance ements.  activities”  Disb bursing gene erously: a ve ery high dividend payou   ut Pakisstan  Oilfields  Limited  dividend  payout  h increased  from  has  76.5% in  FY11  to  1 %  105%  in  FY12  depicting  a  37 rise  Y‐o‐Y.  As  we  7%  knoww exploration is s a highly capittal intensive business POL’s ssuch a  high  payout may cr reate difficulties in the longeer term. Such  a high  payout  may  resul in  comprom lt  mise  on  future  exploration and  n  development  activ vities.  Howeve POL’s  bala er,  ance  sheet  d depicts  sound  financial  strength  with  a abundant  reve enue  reserves (PKR  s  32.8bbn for FY12) at t disposal. Thee company may afford to con ntinue  this  payout  policy  for  the  sh hort  to  medium  term  w without  comp promising on the rest.    AH HCML  
    •   FINANCIAL STATEMENTS:  PAKISTAN OILFIELDS LIMITED  INCOME STATEMENT  PKR (Million)  FY11A  FY12A  FY13E  FY14F  FY15F  GROSS SALES  27,102.44  30,822.66  31,399.11  38,415.39  37,155.13  SALES TAX  (2,151.73)  (2,198.60)  (2,325.86)  (2,845.58)  (2,752.23)  NET SALES  24,950.71  28,624.06  29,073.25  35,569.81  34,402.89  OPERATING COSTS  5,537.83  6,262.36  6,635.61  7,707.46  7,117.58  EXCISE DUTY & DEV. SURCHARGE  352.49  317.53  348.88  426.84  412.83  ROYALTY  2,310.47  2,730.54  2,720.34  3,383.13  3,366.98  AMORTIZATION COSTS  1,122.20  1,807.19  1,814.25  1,894.94  1,855.51  (9,322.98)  (11,117.63)  (11,519.08)  (13,412.36)  (12,752.90)  GROSS PROFIT  15,627.73  17,506.43  17,554.17  22,157.44  21,650.00  EXPLORATION COSTS  (1,075.05)  (593.55)  (257.51)  (245.20)  (236.09)  14,552.68  16,912.87  17,296.66  21,912.24  21,413.90  ADMINISTRATIVE EXPENSES  83.10  113.34  106.02  129.75  124.03  FINANCIAL CHARGES  223.93  684.58  691.42  698.34  705.32  OTHER CHARGES  1,104.24  1,286.59  1,556.70  1,972.10  1,927.25  (1,411.27)  (2,084.50)  (2,354.14)  (2,800.18)  (2,756.60)  OPERATING PROFIT  13,141.41  14,828.37  14,942.52  19,112.06  18,657.30  OTHER INCOME  1,808.60  2,547.21  2,361.01  2,655.13  3,279.42  PROFIT BEFORE TAX  14,950.01  17,375.58  17,303.53  21,767.19  21,936.72  PROV. FOR TAXATION  (4,135.00)  (5,522.78)  (4,476.67)  (5,631.48)  (5,675.34)  PROFIT AFTER TAX  10,815.01  11,852.80  12,826.86  16,135.71  16,261.38  EPS  45.72  50.11  54.23  68.21  68.75  EBIT  15,173.94  18,060.15  17,994.95  22,465.52  22,642.04  EBITDA  16,900.75  20,501.14  20,250.44  24,826.93  24,963.59  EBITDAX  17,975.80  21,094.69  20,507.95  25,072.13  25,199.69  AHCML: Estimates     AHCML  
    •   PAKISTAN OILFIELDS LIMITED  BALANCE SHEET  PKR (Million)  FY11A  FY12A  FY13E  FY14F  FY15F  EQUITY AND LIABILITIES  SHARE CAPITAL  2,365.46  2,365.46  2,365.46  2,365.46  2,365.46  REVENUE RESERVES  31,048.22  32,847.81  32,664.64  37,630.45  39,335.77  FAIR VALUE GAIN ON A.F.S. INVESTMENTS  9.41  57.97  65.87  72.45  79.70  33,423.09  35,271.24  35,095.97  40,068.37  41,780.92    NON CURRENT LIABILITIES  LONG‐TERM DEPOSITS  487.31  504.45  524.63  545.61  567.44  DEFERRED LIABILITIES  7,710.10  10,504.45  12,226.02  14,177.73  16,145.55  8,197.42  11,008.90  12,750.65  14,723.34  16,712.99  CURRENT LIABILITIES  TRADE AND OTHER PAYABLES  4,045.04  4,465.71  4,644.93  5,395.22  4,982.30  PROVISION FOR TAXATION  1,373.66  1,593.67  1,365.29  1,717.48  1,730.86  5,418.70  6,059.39  6,010.21  7,112.70  6,713.16    TOTAL LIABILITIES  47,039.21  52,339.53  53,856.83  61,904.41  65,207.07  ASSETS  NON‐CURRENT ASSETS  PROPERTY, PLANT & EQUIPMENT  4,257.76  4,163.78  4,169.24  4,175.17  4,181.61  DEV. & DECOMMISSIONING COST  10,568.41  15,687.79  16,282.21  16,257.13  15,692.00  EXPLORATION AND EVALUATION ASSETS  4,810.73  2,883.06  1,904.78  1,183.38  651.44  19,636.90  22,734.63  22,356.22  21,615.68  20,525.05  L.T. INVESTMENTS IN SUBSIDIARY  9,615.60  9,615.60  9,615.60  9,615.60  9,615.60  OTHER L.T. INVESTMENTS  69.68  658.67  658.67  658.67  658.67  LONG‐TERM LOANS AND ADVANCES  20.07  16.27  16.27  16.27  16.27  9,705.35  10,290.55  10,290.55  10,290.55  10,290.55  29,342.25  33,025.18  32,646.77  31,906.23  30,815.60  CURRENT ASSETS  STORES AND SPARES  2,632.49  2,939.31  3,218.27  3,738.12  3,452.02  STOCK IN TRADE  126.41  134.20  137.68  190.54  195.55  TRADE DEBTS  4,343.53  3,006.57  3,198.06  3,912.68  3,784.32  ADVANCES, DEPOSITS & PRE‐PAYMENTS  662.88  601.97  979.53  1,193.27  1,154.88  SHORT‐TERM INVESTMENTS  3,226.55  3,898.91  4,232.69  4,655.96  5,121.55  CASH AND BANK BALANCES  6,705.10  8,733.40  9,443.84  16,307.61  20,683.15  17,696.95  19,314.35  21,210.06  29,998.18  34,391.47  TOTAL ASSETS  47,039.21  52,339.53  53,856.83  61,904.41  65,207.07  AHCML: Estimates  AHCML  
    •   PAKISTAN OILFIELDS LIMITED  CASHFLOW STATEMENT  PKR (Million)  FY11A  FY12A  FY13E  FY14F  FY15F  CASH FLOW FROM OPERATING ACTIVITIES  PROFIT AFTER TAX  10,815.01  11,852.80  12,826.86  16,135.71  16,261.38  ADJUSTMENT FOR:  DEPRECIATION ON PROPERTY, PLANT &  604.62  633.79  441.24  466.47  466.05  EQUIPMENT  PROFIT BEFORE WORKING CAPITAL CHANGES  11,419.63  12,486.59  13,268.10  16,602.17  16,727.43  EFFECT ON CASH FLOW DUE TO WORKING CAPITAL CHANGES  (666.64)  1,051.59  (1,234.45)  (821.85)  (417.30)  NET CASH (USED IN)/FROM OPERATING  10,752.99  13,538.18  12,033.65  15,780.32  16,310.13  ACTIVITIES  CASH FLOW FROM INVESTING ACTIVITIES  CAPITAL EXPENDITURE  (2,965.53)  (3,731.51)  (62.83)  274.07  624.58  NET (INCREASE)/DECREASE IN OTHER ASSETS  61.76  (585.20)  ‐  ‐  ‐  NET CASH FROM INVESTING ACTIVITIES  (2,903.77)  (4,316.71)  (62.83)  274.07  624.58  CASH FLOW FROM FINANCING ACTIVITIES  INCREASE/(DECREASE) IN NON CURRENT  1,332.19  2,811.48  1,741.75  1,972.69  1,989.65  LIABILITIES  INCREASE/(DECREASE) IN CURRENT MATURITY  OF L.T. FINANCE            INCREASE/(DECREASE) IN FRESH EQUITY  (11.66)  48.56  7.89  6.59  7.25  DIVIDENDS PAID  (6,505.01)  (10,053.20)  (13,010.02)  (11,169.90)  (14,556.07)  NET CASH USED IN FINANCING ACTIVITIES  (5,184.48)  (7,193.16)  (11,260.38)  (9,190.62)  (12,559.17)  NET (DECREASE)/INCREASE IN CASH & CASH  2,664.74  2,028.31  710.44  6,863.77  4,375.54  EQUIVALENTS  CASH & CASH EQUIVALENTS AT THE  4,040.36  6,705.10  8,733.40  9,443.84  16,307.61  BEGINNING OF THE YEAR  CASH & CASH EQUIVALENTS AT THE END OF  6,705.10  8,733.40  9,443.84  16,307.61  20,683.15  THE YEAR  AHCML: Estimates     AHCML  
    •   RATIO ANALYSIS    FY10A  FY11A  FY12A  FY13F  FY14F  FY15F  CURRENT RATIO  3.68x  3.27x  3.19x  3.53x  4.22x  5.12x  NET WORKING CAPITAL RATIO  0.23x  0.26x  0.25x  0.28x  0.37x  0.42x  CASH RATIO  1.21x  1.24x  1.44x  1.57x  2.29x  3.08x  RECIEVABLES TURNOVER RATIO  8.09x  7.20x  7.79x  9.37x  10.00x  8.94x  INVENTORY TURNOVER RATIO  4.96x  6.80x  7.62x  7.17x  7.36x  6.73x  PAYABLE TURNOVER RATIO  3.04x  2.94x  2.61x  2.53x  2.67x  2.46x  CASH CONVERSION CYCLE  ‐1 days  ‐20 days  ‐45 days  ‐54 days  ‐51 days  ‐53 days  GROSS PROFIT MARGIN  61.01%  62.63%  61.16%  60.38%  62.29%  62.93%  NET PROFIT MARGIN  41.68%  43.35%  41.41%  44.12%  45.36%  47.27%  DEBT TO EQUITY RATIOS  0.35x  0.41x  0.48x  0.53x  0.54x  0.56x  OPERATING PROFIT MARGINS  55.34%  60.82%  63.09%  61.90%  63.16%  65.81%  TOTAL ASSET TURNOVER RATIO  0.48x  0.58x  0.58x  0.55x  0.61x  0.54x  INTEREST EXPENSE RATIO  0.72%  0.48%  1.31%  1.28%  1.13%  1.08%  FINANCIAL LEVERAGE MUTIPLIER  1.35x  1.41x  1.48x  1.53x  1.54x  1.56x  RETURN ON EQUITY  27.17%  35.29%  35.47%  37.09%  43.16%  39.96%  AHCML: Estimates     AHCML  
    •  Contact: Head Office: GF‐01, Techno City,  Hasrat Mohani Road, Karachi Ph: +92 21 32270808‐13 Fax: +92 21 32270519  Stock Office Room No. 16 Ground Floor,  New Stock Exchange Bldg.,  Stock Exchange Road, Karachi Ph: +92 21 32460867‐ 32460869 Muhammad Ali Khan, Senior Research Analyst ali.khan@ahcml.com Disclaimer The  views expressed  in  this  research accurately  reflect  the  personal  views  of the  AL Habib  Capital Markets  (Pvt.) Ltd. analyst about the subject securities or issuers and no part of the compensation of the analyst was, is, or will be directly or indirectly related to the inclusion of specific recommendations or views expressed by the analyst in this research. The analyst principally responsible for the preparation of this research receives compensation based on overall  revenues  of  AL  Habib  Capital  Markets  (Pvt.)  Ltd.  and  has  taken  reasonable  care  to  achieve  and  maintain independence and objectivity in making any recommendations. All rights reserved. The information presented in this report is compiled from sources we believed to be reliable in preparation  of  this  report.  However,  we  do  not  accept  any  responsibility  for  its  accuracy  and  completeness.  This report is not intended to be an offer or solicitation to buy or sell any security. AL Habib Capital Markets (Pvt.) Ltd. and its employees may or may not have a position in or with respect to the securities mentioned in this report. In particular, the report takes no account of investment objectives, financial situation & particular needs of investors who should seek further professional advice or rely upon their own judgment before making any investment. Date of distribution: March 13, 2013 Prices as at: March 12, 2013  AHCML