Новости

ФАС против «Газпрома». Антимонопольная служба намерена разрешить экспорт природного газа независимым производителям

В мае федеральная антимонопольная служба (ФАС) должна внести в правительство поправки к закону «Об экспорте газа». В них будет описан механизм участия независимых производителей в экспорте природного газа, сообщил начальник управления ФАС Александр Пироженко.
Закон об экспорте газа не будет распространяться на сжиженный углеводородный газ (СУГ), транспортируемый по железной дороге. Сейчас производители СУГ экспортируют его на основании письма Федеральной таможенной службы.
По закону об экспорте газа, действующему с лета 2006 г., «Газпром» — единственный экспортер газа.
Пока проект поправок не разработан, рассказывает Пироженко, готова концепция с описанием нескольких механизмов доступа независимых производителей к трубопроводным мощностям, принадлежащим «Газпрому». После согласований с Минэкономразвития и Минпромэнерго будет выбран один из них. Рассказать о механизмах Пироженко отказался.
Предлагалось делегировать правительству полномочия регулировать доступ независимых производителей к трубопроводу, объясняет представитель ТНК-ВР.
Необходим пропорциональный механизм, считают директор East European Gas Analysis Михаил Корчемкин и аналитик «Тройки диалог» Валерий Нестеров: разрешить независимым производителям экспортировать столько же — в пропорции от добычи, — сколько и «Газпрому». «Газпром» экспортирует в дальнее зарубежье примерно четверть добытого, 60% идет на российский рынок, а остальное — в страны СНГ, констатирует Корчемкин: если доступ к экспортной трубе распределится пропорционально объему газа, направляемому в единую систему газоснабжения, то у «Газпрома» будет 89%, а у остальных — 11%.
В 2006 г. произведено около 11 млрд. куб. м попутного и природного газа, он продан «Газпрому», констатирует представитель ТНК-ВР, увеличивать производство невыгодно, но ТНК-ВР может нарастить его минимум вдвое, если разрешат экспортировать газ.
«Газпрому», по его отчетности, газ продается по внутрироссийским ценам: в 2006 г. — в среднем 1125 руб. за 1000 куб. м. А потребители в Европе в 2006 г. покупали газ по 6873 руб. Сейчас это 1629 руб. и 8225-8695 руб., говорит Корчемкин. Доходы от внутрироссийских и экспортных поставок должны сравняться с 2011 г.
ФАС надеется, что проект поступит в Думу в июне. Если его примут летом с пропорциональным механизмом, во втором полугодии независимые производители заработают на экспорте около $4 млрд., подсчитал Корчемкин.
В Минэкономразвития, Минпромэнерго и «Газпроме» не смогли прокомментировать предложения ФАС.


С берегов — на шельфы. «ЛУКОЙЛ» и «Роснефть» уже реализуют свои проекты по добыче нефти и газа на шельфах южных морей

В этом году два нефтехолдинга начинают разведочное и промышленное бурение на шельфах Каспийского, Азовского и Чёрного морей. До этого разработка углеводородов в регионе велась ими только на суше.
В последние 8 лет э «Роснефть», «ЛУКОЙЛ» и «Газпром», главные добытчики региона, куда больше внимания уделяли своим обширным и перспективным месторождениям в Западной Сибири, в Тюмени, на Ямале. Там доказанные запасы исчисляются миллиардами тонн условного топлива и находятся в более выгодных геологических условиях (неглубокое залегание, отсутствие обводнённости, небольшой процент серы и т. д.). С другой стороны, казалось странным, что ВИНКи не используют выгоды южнороссийских месторождений, которые располагаются гораздо ближе к портам, имеют разветвлённую инфраструктуру, развитую сеть автодорог, находятся в регионах, население которых не избаловано высокими зарплатами. Однако до поры до времени всё решала сиюминутная выгода холдингов, желающих «снять сливки» с того, что лежит ближе к поверхности и может сразу же дать гарантированный доход без особых капиталовложений.
Тем не менее в последние годы стало ясно, что за углеводородами придётся в прямом смысле слова «лезть в воду». Богатейшие запасы Штокмановского месторождения, проекты «Сахалин-1» и «Сахалин-2», залежи хребта Ломоносова в Северном Ледовитом океане недвусмысленно показывают, где теперь надо будет «бороться и искать». Но уход дальше на Север для ВИНКов уже влетит в серьёзную копеечку и сделает даже близко лежащие запасы поистине «золотыми». Поэтому нефтехолдинги начинают c тех морей, где, по крайней мере, тепло.
Первым на Каспийский шельф забрался «ЛУКОЙЛ», с конца 1990−х годов приобретший лицензии на 25 лет на шесть месторождений северного побережья, одно из которых — Филановское — является крупнейшим из числа открытых в России в XXI веке (его вероятные и возможные запасы оцениваются в 600 млн баррелей нефти и 1,2 трлн. кубометров газа). ВИНКи начали инвестировать в геологию — уже вложено более 300 млн долларов.
По словам пресс-секретаря «ЛУКОЙЛа» Дмитрия Долгова, общая сумма инвестиций в освоении участка «Северный» на Каспийском шельфе составляет 2,5 млрд. долларов. Как сообщил г-н Долгов, на одной ЛСП-1 будут работать 600 человек. Жилой модуль сегодня собирается в Калининграде на заводе ООО «ЛУКОЙЛ-Калининградморнефть». Предполагается, что жить нефтяники будут на одном из каспийских островов. По мнению Дмитрия Долгова, строительство одной платформы в Астрахани займёт порядка 2−3 лет, так что окончательно все семь ЛСП будут установлены не ранее 2016 года.
Аналитики по-разному оценивают стоимость «платформенного проекта». Эксперт ИК «Велес-Капитал» Дмитрий Лютягин заметил «Эксперту ЮГ», что строительство платформы «с нуля» может составить около 800 млн долларов.
Учитывая инфляцию и рост цен на конструкционные материалы, г-н Лютягин оценил всю стоимость проекта в 2,5−2,8 млрд. долларов.
При этом «ЛУКОЙЛ» готовит проект для переработки сопутствующего газа, добываемого вместе с нефтью. Ранее нефтяники вынуждены были либо сжигать, либо закачивать под землю до 40% получаемого при добыче нефти сопутствующего газа из-за отсутствия возможностей его транспортировки.
В нынешнем году выход на шельф планирует и другой ВИНК, работающий на паях с «ЛУКОЙЛом». НК «Роснефть», владеющая на паях с компанией Вагита Алекперова и администрацией Краснодарского края добывающим ООО НК «Приазовнефть», намерена в начале лета осуществить оценочное бурение с нефтедобывающей платформы на шельфе Азовского моря в 12 км от Темрюка. При этом инициатива в первую очередь исходит именно от «Роснефти», руководство которой ещё три года назад обещало губернатору края Александру Ткачёву увеличить капиталовложения в геологоразведку и приращивание запасов углеводородов на Кубани. Так что при таком положении дел «ЛУКОЙЛ», занятый своими каспийскими проектами, скорее играет «вторым темпом».
Право на разработку и  «Вала Шатского», ранее принадлежавшего обанкротившемуся ЮКОСу, выиграла «Роснефть» в мае 2007 года, скупив на торгах его южнороссийские активы. Однако, по оценкам специалистов, освоение «Вала Шатского» потребует не менее 20 млрд долларов. Такие большие инвестиции даже столь крупный нефтехолдинг вряд ли потянет в одиночку. К тому же, часть месторождения приходится на акваторию спорного Керченского залива, и активные работы здесь при нынешней политической ситуации на Украине могут обернуться для добывающей компании длительными судебными тяжбами с соседями.
Успехи извечного конкурента, «ЛУКОЙЛа», на Каспии заставили активизироваться и «Роснефть», начавшую вкладывать средства в геологическое изучение Темрюкского и Славянского районов Кубани с выходом на шельф Чёрного и Азовского морей.
Активность «Роснефти» в таком не самом, казалось бы, перспективном, по сравнению, например, с севером России или Восточной Сибирью, регионе с труднодоступными запасами, как шельфы Азовского и Чёрного морей, объясняется сочетанием двух факторов. Во-первых, исторически так сложилось, что на Юге и в кавказском регионе страны позиции государственной компании традиционно сильны. А во-вторых, у «Роснефти» в целом довольно скромные запасы по сравнению с другими ВИНКами — даже несмотря на её участие в масштабных сахалинских проектах.
В компании полагают, что бурить на шельфе будет дешевле и удобнее, чем на суше (сумма проекта не называется). Ожидается, что разведочное бурение будет вестись на восьми площадках, расположенных на шельфе Азовского моря, и на шести площадках, находящихся на его берегах. Больше всего скважин планируется разместить на побережье и в прибрежной акватории Темрюкского района, на участке между посёлками Пересыпь и Приазовский — четыре наземных и пять морских. Ещё три морские скважины намечено заложить вблизи впадения в Азовское море реки Кубань, рядом с водно-болотными угодьями международного значения «Дельта Кубани», охраняемыми согласно Рамсарской конвенции. И, кроме того, две сухопутные скважины запланировано пробурить прямо на территории этих водно-болотных угодий в районе мыса Ачуевский. Ожидается, что добытая на Темрюкско-Ахтарском участке нефть будет перекачиваться на берег по трубопроводу и затем поставляться на морские экспортные терминалы.
Однако здесь платформенное бурение может столкнуться с экологическими проблемами. В частности, представители Экологической вахты по Северному Кавказу утверждают, что бурение в Темрюкском заливе «Приазовнефть» планируется вести не с образцово-показательной СПБУ «Астра», а с морально устаревшей платформы «Сиваш», построенной ещё в 70−е годы. Экологи предупреждают, что вести добычу с этой СПБУ можно только после её ремонта, иначе ни о каком «нулевом сбросе» вообще речи не может идти, и экологической катастрофы не избежать. Кубанские «зелёные» утверждают, что дать «добро» этому проекту можно только после его одобрения в результате прохождения всех общественных слушаний, в ходе которых «Приазовнефти» пока пришлось услышать много претензий в свой адрес.
Кроме того, вряд ли будут в особом восторге от соседства с нефтяными вышками будущие посетители игорной зоны «Азов-Сити» и отдыхающие в туристическо-рекреационной зоне «Приазовье». Хотя трудно поверить, что это может остановить кого-то из нефтяников и газовиков.
На Черноморский шельф намерена выйти компания ЗАО «Черноморнефтегаз» (принадлежит группе Владимира Лисина, ОАО «НЛМК»), руководство которой намерено в 2008 году инвестировать в геологоразведочные работы 40 млн. долларов.
По утверждению заместителя генерального директора «Черноморнефтегаза» Геннадия Доманова, руководство компании оптимистически настроено относительно перспектив в первую очередь черноморских блоков и намерено в текущем году серьёзно потратиться на геологическую оценку их ресурсов. В руководстве ЗАО предполагают, что ресурсы Юго-Западного участка могут составлять 50−100 млн. тонн условного топлива, Северо-Западного — 150–300 млн тонн. По словам г-на Доманова, в 2008 году будут проанализированы результаты 2D и 3D−сейсмики, а бурение поисково-разведочных скважин может начаться в следующем году на структурах Палласа и Туапсинской Северо-Западной черноморской площади.
«Платформенные» проекты находят широкую поддержку и среди местных властей. По данным вице-губернатора Кубани Евгения Муравьёва, в течение последних лет нефтяникам и газовикам края удалось стабилизировать и увеличить добычу углеводородного сырья. В 2007 году она составила 5,4 млн. тонн условного топлива или 105% к уровню 2006 года. При этом коэффициент успешных скважин в 2007 году составил 100%. Прирост запасов на один метр бурения — 240 тонн условного топлива, что в 2,5 раза выше, чем в 2006 году.
Руководитель краевого департамента по вопросам ТЭК Владимир Чепель утверждает, что в прошлом году суммарный прирост прогнозных ресурсов составил более 60 млн. тонн условного топлива.
Краевые власти заявляют о поддержке «платформенных инициатив» ВИНКов, предлагая для этого собственное бюджетное финансирование ряда расходных статей проектов. При этом в департаменте ТЭК не скрывают, что чрезвычайно озабочены плохим экологическим состоянием ряда скважин, особенно тех, что остаются заброшенными ещё со времён войны. В настоящий момент специалистами департамента собрана информация по 290 скважинам, в 30 из которых из-за коррозии оборудования и разрушения изоляции отмечены проявления нефти на поверхности.
Вместе с тем многие специалисты считают, что выходить на шельф ещё рано — вполне достаточно работы и на суше. Просто это потребует чуть больших капиталовложений.
Как заметил «Эксперту ЮГ» главный управляющий ООО «Союзресурс-Кубань» Станислав Бабин, «сегодня ВИНКи лишь “снимают сливки” с перспективных месторождений и не пытаются лезть в глубину». По словам г-на Бабина, в 1992 году «Газпром» законсервировал на Кубани месторождение с запасами порядка 100 млрд. кубометров газа, посчитав его маломощным. В крае ещё с войны остались участки с запасами 70−100 млрд. кубометров, ими никто сегодня не занимается. Кроме того, до конца не оценёнными остаются пласты залегания углеводородного сырья, расположенные глубже 3 км. Необходимы средства на геологоразведку, и лезть в воду для этого не понадобится.
Однако в настоящий момент вопрос о выходе на шельф уже можно считать решённым. Вряд ли стоит ожидать, что ВИНКи, заручившиеся поддержкой местных властей, не смогут решить проблемы с экологами. Так что уже в текущем году можно ожидать появления буровых вышек там, где более привычно было видеть рыболовецкие сейнеры и надувные матрацы с отдыхающими.


Засудить «дочек» «Газпрома» готов Ростехнадзор за аварии и сбои в поставках

Ростехнадзор предлагает рублем наказывать виновных в авариях на внутренних газопроводах. Как рассказал "РБК Daily" представитель ведомства Евгений Аношин, до конца года планируется внести в правительство предложение по изменению законодательства для закрепления права потребителей газа по суду взыскивать экономический ущерб с владельцев газораспределительных сетей в случае возникновения аварий, которые влекут за собой недопоставки топлива. По его словам, такие выплаты превысят текущие штрафы в сотни раз.
Причиной беспокойства Ростехнадзора стало увеличение аварий на газопроводах в прошлом году по сравнению с 2006-м на 16,2%, до 43 случаев. Среди основных причин: повреждение газопроводов, в том числе по причине ржавения труб из-за низкого уровня эксплуатации, отсутствия контроля за техсостоянием газовых сетей, плохого обслуживания, а также несвоевременная диагностика. Например, в Москве истек срок эксплуатации газопроводов протяженностью 1233 км и 715 газорегуляторных пунктов.
Действенной профилактической мерой против аварий, по мнению Ростехнадзора, может стать процедура взыскания экономического ущерба, нанесенного потребителям газа. Евгений Аношин пояснил РБК daily, что сегодня в случае аварий на газопроводах взыскиваются лишь административные штрафы с организаций или должностных лиц в размере от 1 тыс. до 20 тыс. руб. А экономический ущерб по суду может превысить эти цифры в сотни раз.
Официально в «Газпроме» не комментируют инициативу Ростехнадзора до ее внесения в правительство. Источник в газовой монополии объяснил "РБК Daily", что структура контрактов компании на поставку топлива крупным промышленным предприятиям обычно носит долгосрочный характер.
Для потребителей, которым важна ежесуточная поставка топлива в определенном объеме, в договоре прописываются все санк­ции поставщика при нарушении условий контракта. Все остальные предприятия в случае таких недопоставок постепенно получают дополнительные объемы топлива в течение нескольких месяцев.
Владимир Палей, начальник департамента продаж электрической и тепловой энергии ОГК-1, сказал "РБК Daily", что его компания поддерживает идею Ростехнадзора. В 2007 году, по его словам, недопоставок газа не было. «На тех станциях, где есть резервное топливо и при условии предупреждения не менее чем за два часа (зимой сроки больше), мы быстро можем перейти на другое топливо, — отметил он. — Однако не на всех станциях оно есть (Пермская, Нижневартовская, Уренгойская ГРЭС)».
По его словам, в случае недопоставки поставщик уплачивает штраф в размере стоимости недопоставленного газа с повышающими коэффициентами. «Но договором предусмотрено, что если распоряжениями Центрального производственно-диспетчерского департамента «Газпрома» изменяются режимы поставки или отбора газа и они влекут изменение объема выборки газа, то суточные и месячные объемы поставки газа должны быть изменены дополнительным соглашением сторон. Если такое дополнительное соглашение подписано, то и недопоставки нет», — добавил представитель ОГК-1.
Марина Фирсова, руководитель юридического отдела компании Tenzor Consulting Group, отмечает, что в Гражданском кодексе РФ уже прописаны общие правила взыскания по суду убытков с поставщика продукции в случае наличия таковых при нарушении контракта. Но в законодательстве не конкретизируется размер ущерба и никак не выделяются взаимоотношения участников газового рынка.
Директор консалтинговой компании East European Gas Analysis Михаил Корчемкин отмечает, что в случае если инициатива Ростехнадзора станет законом, новые условия могут лечь бременем на покупателей газа, так как за безупречное исполнение контрактов придется расплачиваться именно им. По мнению аналитика, увеличивающиеся расходы на ремонт могут быть заложены газораспределительными компаниями в тариф в сторону его повышения.

ВЭБ нацелился на «Интер РАО», он хочет блокпакет оператора экспорта-импорта электроэнергии

Блокирующим акционером «Интер РАО ЕЭС» готов стать Внешэкономбанк (ВЭБ). Стоимость покупки акций компании банк оценивает в 20 млрд. руб. Еще 10 млрд. он может потратить на кредиты для зарубежных проектов холдинга. Причем идея с продажей блокирующего пакета «Интер РАО» французской Electricite de France (EdF) также не изжила себя. Однако иностранцам придется подождать до следующей допэмиссии, которая запланирована на 2009 год. Эксперты считают, что через ВЭБ государство усилит влияние в компании после реорганизации РАО «ЕЭС России».
«Интер РАО ЕЭС» возглавляет группу из более чем 20 компаний, работающих на территории 14 стран, а также занимает доминирующие позиции в России в сфере экспорта-импорта электроэнергии. Суммарная установленная мощность контролируемых компанией электростанций — около 8 тыс. МВт. РАО «ЕЭС России» принадлежит 60% компаний, ФГУП концерн «Росэнергоатом» — 40%. ЗАО «Интер РАО» 1 июля 2008 года завершает корпоративные процедуры по реорганизации. В реформированное ОАО «Интер РАО» войдут Сочинская ТЭС, Северо-Западная ТЭЦ, Калининградская ТЭЦ-2 и Ивановские ПГУ.
В ближайшее время у «Интер РАО» может появиться новый акционер. Как заявил вчера председатель госкорпорации «Банк развития и внешнеэкономической деятельности» (Внешэкономбанк) Владимир Дмитриев, ВЭБ намерен приобрести блокирующий пакет «Интер РАО ЕЭС» за 20 млрд. руб., передает Прайм-ТАСС. По его словам, общий объем сотрудничества с энергетическим холдингом может составить 30 млрд руб.
Представитель «Интер РАО» Борис Зверев подтвердил РБК daily, что переговоры с ВЭБ о вхождении банка в число акционеров энергокомпании ведутся. По его словам, появление ВЭБ в списке акционеров «Интер РАО» — очень позитивный вариант развития компании. Г-н Зверев отметил, что должны пройти необходимые корпоративные процедуры в энергокомпании и в банке, а на это потребуется несколько месяцев.
Планируется, что на выкуп допэмиссии банк направит 20 млрд. руб., а остальные средства (около 10 млрд. руб.) могут пойти на кредитные программы. В пресс-службе банка не смогли пояснить, о какой программе сотрудничества идет речь, а также назвать конкретные проекты.
В последнее время российский оператор экспорта-импорта электроэнергии нарасхват: не так давно намерение приобрести блокпакет компании выразила французская Electricite de France. Источник, близкий к холдингу, сказал "РБК Daily", что инициативы EdF не связаны с планами ВЭБ и являются вопросом более отдаленной перспективы. Это же подтвердил и г-н Дмитриев. Другой источник, знакомый с ситуацией, отметил, что французская компания сможет стать миноритарным акционером реформированного «Интер РАО» через вхождение в капитал крупной станции холдинга.
Ранее "РБК Daily" писала о планах покупки EdF крупного пакета в Северо-Западной ТЭЦ. Минпромэнерго также говорило о готовности обсуждать с иностранной компанией возможность передачи EdF блокирующего пакета в «Интер РАО» в обмен на активы за рубежом. Не исключено, что французская компания сможет получить 25-процентную долю в «Интер РАО» в ходе размещения допэмиссии компании, которая ориентировочно пройдет в 2009 году.
Эксперты считают участие ВЭБ в капитале «Интер РАО» логичным шагом государства. «Государство хочет тем самым усилить свое присутствие в холдинге, учитывая, что бизнес компании продиктован и будет диктоваться геополитическими интересами государства в первую очередь», — полагает Александр Корнилов из Альфа-банка. По оценкам Семена Бирга из УК «Альфа-Капитал», «Интер РАО» может стоить 4,4 млрд. долл., а блокпакет компании — 1,1 млрд. долл. «Покупая блокпакет за 850 млн. долл., ВЭБ уж точно не переплачивает», — подчеркивает аналитик. Г-н Корнилов оценивает консолидированную «Интер РАО» после выделения из РАО «ЕЭС» на уровне 1,75 млрд. долл. «Исходя из суммы 20 млрд. руб. за блокпакет, компания оценена на уровне 2,4 млрд. долл.», — говорит аналитик.


«Сургутнефтегаз» дошел до предела. Его добыча упала и не будет расти в ближайшие годы 

Генеральный директор «Сургутнефтегаза» Владимир Богданов оказался «заложником трубы», считает "Коммерсантъ". «Сургутнефтегаз» может добыть в этом году около 60 млн. т нефти, что на 7% ниже показателей прошлого года. Если этот прогноз подтвердится, «Сургутнефтегаз» присоединится к ряду других российских компаний, чья добыча падает третий год. Аналитики считают прогноз консервативным, но говорят, что повысить добычу «Сургутнефтегаз» в ближайшее время не сможет.
Заместитель главного геолога «Сургутнефтегаза» Иван Кос сообщил «Интерфаксу», что объем добычи компании в 2008 году может составить около 60 млн. т нефти, то есть снизится на 7%. На этом уровне с небольшими отклонениями, говорит Иван Кос, добыча может держаться ближайшие годы, хотя «возможен и небольшой рост». При этом коэффициент воспроизводства запасов у «Сургутнефтегаза» растет: со 104% в 2006 году до 121% в 2007 году. В компании отказались комментировать данные Ивана Коса. Но источник „Ъ“ в «Сургутнефтегазе» сомневается в них, считая, что компания «вряд ли добудет менее 62 млн. т».
«Сургутнефтегаз», добыча которого составляла 65,6 млн. т в год в 2006 году и 64,5 млн. т в 2007 году,— не единственная компания, у которой падает добыча. «Газпром нефть» и ТНК-BP уже не первый год стараются удержать добычу хотя бы на одном уровне. Но с 2005 года она продолжает падать, хотя в 2007 году у «Газпром нефти» кривая падения стала совсем пологой (32,67 млн. т против 32,72 млн. т в 2006 году). Гендиректор ТНК-BP Роберт Дадли в октябре 2006 года заявлял, что рост возобновится в 2009 году, когда начнется добыча на новых проектах.
ЛУКОЙЛ, планировавший прирост добычи на 4-5% в год, в 2007 году пересмотрел прогноз, понизив его до 2,5% в связи с тем, что не смог вовремя ввести в разработку Южно-Хыльчуюское месторождение в Ненецком АО (разрабатывается в партнерстве с ConocoPhillips). Ввод должен был состояться в конце 2007 года, но был перенесен. В пятницу администрация НАО со ссылкой на главу ЛУКОЙЛа Вагита Алекперова уточнила, что месторождение будет введено в июне. В 2009 году на Хыльчуе планируется добывать около 7,5 млн. т нефти. Наилучшими оказались результаты «Роснефти», чья добыча растет даже без учета активов ЮКОСа, отмечал в своем декабрьском отчете UBS.
Но в целом российская добыча нефти продолжает падать. По данным ЦДУ ТЭК, в январе—феврале нефтяники (без учета газовых компаний и операторов СРП) добыли на 1,39% меньше нефти и конденсата, чем за тот же период 2007 года. Рост показали «Роснефть» (на 30% с учетом активов ЮКОСа), ТНК-BP (4,5%), «Татнефть» (1,2%) и «Русснефть» (0,98%). У остальных добыча падает. Сильнее всего снизились показатели «Славнефти» (на 6,92%), далее идет «Сургутнефтегаз» (5,06%), «Газпром нефть» (4,09%), ЛУКОЙЛ (3,86%) и «Башнефть» (1,34%). Правда, Константин Черепанов из «КИТ Финанса» призывает осторожно относиться к статистике ЦДУ ТЭК по «Роснефти», поскольку в ней не всегда должным образом отражены данные, учитываемые по принципу долевого участия. Так, статистика по «Удмуртнефти», «Томскнефти», «Северному сиянию» может быть учтена не пропорционально доле в собственности, а целиком.
Аналитики отнеслись к прогнозам Ивана Коса негативно, но скептически. «Я полагаю, что руководитель, который озвучивал цифру, мог ее несколько округлить,— говорит Алексей Кокин из ИК «Метрополь».— 60 млн. т — цифра более психологически удобная, чем 61 или 62 млн т. Но это слабое утешение, поскольку подразумевается, что добыча в 2008-2010 годах может оставаться на уровне 60 млн. т с небольшим».
Константин Черепанов добавляет, что неясно, учтен ли Талакан, который, если будет запущен в этом году, даст дополнительные объемы добычи. «Талакан, на котором уже можно вести добычу, оказался заложником трубы»,— поясняет господин Кокин. Компания, говорившая о готовности начать отгрузку нефти с Талакана уже в июле, пока лишена такой возможности. Трубопровод Восточная Сибирь—Тихий океан (ВСТО), в который должна поставляться нефть с Талакана, планировалось запустить в конце 2008 года, потом сроки были сдвинуты на год, но участок Талакан—Тайшет может быть запущен в реверсном режиме в октябре. Если это произойдет, «Сургутнефтегаз» сможет прокачать 180 тыс. т уже в октябре. Ожидается, что в 2009 году в реверсном режиме будет прокачано 1-1,5 млн т с Талакана.
В пятницу обыкновенные акции «Сургутнефтегаза» на РТС упали на 1,54%, на ММВБ — на 1,18%, привилегированные — на 8,28% на РТС и на 2,03% на ММВБ. Индекс РТС вырос на 0,25%, ММВБ — на 0,27%. Но Константин Резников из Dresdner Kleinwort уточняет, что вчера закрылся реестр «Сургутнефтегаза», что всегда вызывает определенное снижение котировок.