Новости

Роснедра продадут недра на миллиард долларов

Роснедра в этом году планируют продать гораздо меньше нефтяных лицензий. Это связано с тем, что государство значительно снизило план по выручке с ведомства. Нефтяников ждет борьба за месторождения Лодочное, им. Шпильмана и Имилорское. Причем в желании обладать правом разработки первого могут столкнуться «Роснефть» и ТНК-ВР, помешавшая госкомпании обменять активы в британской ВР, пишет РБК daily.
Количество планируемых аукционов по углеводородам в этом году сократится на четверть, сказал глава Роснедр Анатолий Ледовских. «У нас есть программа выполнения доходов государства, мы не хотели бы перевыполнять. Если мы ее выполним, то не будем больше выставлять федеральные участки», — отметил он.
В этом году планируются аукционы по месторождениям им. Шпильмана, Лодочному и Имилорскому. По словам г-на Ледовских, стартовый платеж по месторождению им. Шпильмана определен в 8,5 млрд руб. и 4,3 млрд руб. — по Лодочному. В мае Роснедра говорили, что определились с ценой на одно из крупнейших месторождений — Имилорское. Торги по нему начнутся с 20 млрд руб., что выше конкурсного платежа за нефтяные участки им. Требса и Титова. А вот Эргинское и Назымское месторождения в этом году выставлены не будут.
Минфин поставил перед ведомством задачу заработать на продаже лицензий в текущем году 59 млрд руб. против 39 млрд годом ранее. Продав только эти три крупных месторождения, Роснедра выручат более 32 млрд руб.
Стартовые цены обоих месторождений (им. Шпильмана и Лодочного) привлекательны для нефтяных компаний, считает аналитик «ТКБ Капитала» Евгения Дышлюк. По ее оценке, 1 барр. н.э. на Лодочном месторождении обойдется покупателю в 0,10 долл., а им. Шпильмана — 0,50 долл., тогда как за нефть с месторождений им. Требса и Титова «Башнефть» заплатила 0,55 долл. за 1 барр. н.э.


Износ сетей Приволжья достиг 80%

Рост электропотребления в Приволжском федеральном округе (ПФО) до 2020 года составит ежегодно по 2,3-2,8 процента, Но производство электроэнергии начнет отставать от этих темпов, пишет "Российская газета".
Эту проблему, а также перспективы развития энергетического комплекса округа вчера обсудили в Перми на заседании Совета при полномочном представителе президента в ПФО. Полпред президента Григорий Рапота отметил, что в округе достаточно развита инфраструктура энергокомплекса. Он потребляет 18 процентов всей электроэнергии в стране и около 20 процентов производит, добывает 21 процент российской нефти и 41 процент перерабатывает.
Однако, по словам президента Республики Татарстан Рустама Минниханова, требуется обновление оборудования всего комплекса, так как в регионах ПФО износ сетей составляет до 80 процентов. Необходимо восстановить работу научно-технического совета по энергетике, создать зональные склады для размещения передвижных резервных источников электроэнергии.
"Основная проблема энергетического комплекса связана с тем, что мы продолжаем эксплуатировать энергетическую инфраструктуру и разрабатывать сырьевую базу, которые были созданы еще в советские времена, - пояснил президент Татарстана. - В течение почти трех десятилетий инвестиции в обновление основных фондов, в НИОКР, геолого-разведочные работы были явно недостаточны. В настоящее время более 64 процентов генерирующих мощностей электростанций округа отработало свой ресурс. Доля электростанций "моложе" 10 лет составляет менее трех процентов. Оборудование, воздушные и кабельные линии в питающих сетях 6-10 киловольт физически и морально изношены от 60 до 80 процентов".
Решение проблемы обновления оборудования электроэнергетики в Приволжском федеральном округе только за счет существующих источников (инвестиционной составляющей в тарифе и договоров на поставку мощности) практически невозможно. Следует рассмотреть возможность разработки федеральной целевой программы по распределительным электрическим сетям и единого для всех инвесторов метода поддержки строительства новых генерирующих мощностей. Необходим четкий, планомерный механизм его модернизации, предусматривающий меры государственной поддержки, налоговое стимулирование, федеральное целевое финансирование, изменение правил рынка электрической энергии и мощности.


"Совкомфлот" утвердил новую стратегию развития

"Совкомфлот" определился со стратегией до 2017 года, выбрав в преддверии приватизации наиболее консервативный вариант. Компания решила постепенно отходить от традиционных перевозок нефти танкерами в пользу челночных рейсов с платформ на берег, а также развивать транспортировку СПГ и осваивать эксплуатацию буровых платформ. Стратегия требует вложения почти $4 млрд, но должна обеспечить удвоение выручки "Совкомфлота" до $2 млрд. При этом доля внутренних операций компании вырастет с 26% до 39%, пишет "Коммерсантъ".
"Совкомфлот" выбрал наиболее консервативный из рассматривавшихся четырех вариантов стратегии. Согласно документам, первый сценарий предусматривал агрессивное развитие в сфере традиционных морских перевозок энергоносителей, для чего "Совкомфлоту" пришлось бы увеличить флот с нынешних 157 до 219 единиц. Это обошлось бы в $4,5 млрд на период до 2017 года (годовой потенциал по выручке оценивается в $2,02 млрд), но не позволило бы перевозчику реализовать свои преимущества по развитию бизнеса в России.
Второй и третий сценарии были связаны с выходом компании на рынок сервисных услуг — преимущественно по обслуживанию добычи углеводородов на море (один из сценариев предполагал ограниченный выход на этот рынок, другой — агрессивный). Для реализации одного из этих двух вариантов "Совкомфлоту" нужно было бы начать заниматься новым для компании бизнесом: сейсморазведкой, бурением, перевозкой тяжеловесных грузов, проведением подводных работ, а также эксплуатацией плавучих нефтехранилищ и плавучих установок для добычи, хранения и отгрузки нефти.
Это было бы выгодно — разработчики оценивают емкость рынка предоставления услуг на проектах по разведке и добыче углеводородов на российском шельфе (всего 54 проекта, правда, только 10 из них действующие) до 2017 года в $19,4 млрд в Арктике и на Дальнем Востоке и в $7,6 млрд — на Черном море и Каспии. Кроме того, капзатраты схожи с двумя другими вариантами — $4,09-4,3 млрд. Но разработчики стратегии посчитали, что риски слишком высоки: текущих компетенций компании может не хватить на выполнение услуг по подводным работам, а получение заказов на плавучие нефтехранилища от нефтяников в "Совкомфлоте" считают маловероятным. Поэтому в итоге компания, если и будет участвовать в сервисных проектах, то только в тех, где требуются незначительные инвестиции.


Уголь больше не дорожает

Период резкого роста цен на коксующийся уголь, похоже, закончился: в III квартале производители готовы не повышать цены, а металлурги даже надеются на их снижение, пишет газета "Ведомости".
Внутренние цены на уголь для металлургов в III квартале впервые в этом году могут остаться на уровне предыдущего квартала. Цена на самый популярный уголь марки Ж во II квартале варьировалась от 7080 до 8260 руб./т. 8000 руб./т давали только на спотовом рынке, средняя контрактная цена была около 7400 руб./т (с НДС и транспортом). Такую же цену «Воркутауголь» (входит в «Северсталь») предлагает на III квартал. Цена «Мечела» ниже.
Не ожидает роста цен на уголь в III квартале и финансовый директор ММК Олег Федонин. Более того, у Магнитки (обеспечена собственным углем на 50% благодаря «Белону») уже есть предложения по фиксации цен до конца года, рассказал он. ММК добивается даже снижения цен на 10%, предлагая 7122 руб./т. НЛМК вовсе ждет снижения на 20% ко II кварталу.
В первом полугодии уголь стремительно дорожал. В I квартале — на 12% к IV кварталу предыдущего года, а во II квартале — еще на 21%.
Внутренние цены на уголь росли следом за мировыми. Из-за наводнения в Австралии контрактные мировые цены подскочили с $240/т в начале года до $325/т с поставкой в апреле — мае, напоминает аналитик Deutsche Bank Георгий Буженица. Но в марте произошло землетрясение в Японии, втором производителе стали в мире, и спрос на уголь начал сокращаться, к тому же начала восстанавливаться добыча в Австралии, так что снижение цен неизбежно, резюмирует Буженица: теперь мировые цены остаются на уровне $300-310/т.


«Римера» купила сервисный актив у «Газпром нефти»

«Римера» приобрела у «Газпром нефти» ООО «Ноябрьская центральная трубная база» (НЦТБ), сообщила гендиректор «Римеры» Ольга Наумова. Стоимость сделки — $30 млн; она была закрыта в конце прошлой недели и профинансирована за счет средств ЧТПЗ, пишет газета «Ведомости».
Это первая покупка «Римеры» с конца 2009 г.: тогда ЧТПЗ собирался избавиться от нефтесервисного направления и искал покупателей. Но в 2010 г. «Римера» пересмотрела стратегию, отказавшись от бурения скважин. Теперь компания делает ставку на сервис нефтяных и газовых труб; производство и обслуживание насосов.
И НЦТБ как раз профильный актив. У компании есть подразделения по ремонту насосно-компрессорных труб и насосных штанг.
Сделка прошла по цене около 10 EBITDA, что дороже справедливой цены на 20-30%, замечает начальник аналитического управления МДМ-банка Михаил Зак. Возможно, цена объясняется потенциально выгодными контрактами НЦТБ и синергией для бизнеса, полагает эксперт: на рынке нефтесервисных услуг многое определяют хорошие связи.
Гендиректор RenergyCo (Канада) Дмитрий Лебедев оценивает рынок нефтесервиса в России в $20,5 млрд. Консервативная оценка роста в 2011 г. — 15-20%, в дальнейшем по 13-15% в год вплоть до 2016 г., считает эксперт. Нынешнюю долю «Римеры» он оценивает в 1,5%. Рынок трубного сервиса он оценивать не стал.
"Газпром нефть" продолжает избавляться от сервисных активов, пишет "Коммерсантъ". ООО НЦТБ — дочерняя структура ООО "Газпромнефть-нефтесервис". Компания специализируется на работах, связанных с прокладкой труб и сервисным обслуживанием насосов. НЦТБ работает на месторождениях "Газпром нефти" в Ямало-Ненецком и Ханты-Мансийском автономных округах. По словам представителя ЧТПЗ, условия сделки предусматривают сохранение контрактов с "Газпром нефтью" до 2013 года и предполагают возможность их продления еще на два года.
"Газпром нефть" распродает сервисные активы в рамках программы по выходу из этого бизнеса, которую планирует завершить до конца года. К настоящему моменту из девяти структур ООО "Газпромнефть-нефтесервис" помимо НЦТБ проданы две транспортные компании: "Спецтранссервис" (в июне; покупателем стала Сервисная логистическая компания) и Муравленковская транспортная компания (в январе; ее купило Нижневартовское управление технологического транспорта N 1), переговоры по остальным активам продолжаются.


«Роснефть» может создать СП с «Газпромом» для продажи газа

Такую схему взаимоотношений с монополией уже выбрали «Лукойл» и ТНК-ВР, пишет газета «Ведомости».
«Газпром межрегионгаз» и «Роснефть» ведут переговоры о создании СП по продаже газа на внутреннем рынке, сообщил гендиректор «Газпром межрегионгаза» Кирилл Селезнев. Наличие СП облегчит развитие газовой программы «Роснефти». У нефтяного госхолдинга амбициозные планы по развитию газового бизнеса: собственный потенциал добычи «Роснефть» оценивает более чем в 55 млрд куб. м в год. Сейчас производство в четыре раза меньше: 12,4 млрд куб. м в 2010 г. Ресурсы для роста добычи есть — на конец 2010 г. доказанные газовые запасы компании составляли 791 млрд куб. м (по PRMS). Из них сейчас разрабатывается менее четверти — рост добычи ограничен доступом к трубе «Газпрома».
Средняя цена продажи газа «Роснефти» в 2010 г. составила $42,45 за 1000 куб. м (1289 руб. по среднему курсу). Для сравнения: у «Лукойла» — 1238 руб. за 1000 куб. м (при продаже «Газпрому» — 1148 руб., остальным потребителям — 1461 руб.). Средняя цена самого «Газпрома» на внутреннем рынке — 2345 руб., сообщил Селезнев.
Низкая стоимость топлива и ограниченный доступ к трубе тормозят реализацию газовой программы «Роснефти». Продажи через СП с «Межрегионгазом» будут эффективнее. Аналогичные сбытовые СП у «Межрегионгаза» уже есть с ТНК-ВР (Ново-Уренгойская газовая компания) и «Лукойлом» («Газ-ойл трейдинг»), отметил Селезнев. Обе компании были созданы на паритетной основе в 2008 г., рассказывают представители ТНК-ВР и «Лукойла».
Для «Газпрома» подобные СП — хороший задел на будущее, считает аналитик БКС Андрей Полищук: «Рано или поздно ФАС добьется недискриминационного доступа к трубе для независимых производителей, которые и будут обеспечивать рост внутреннего спроса. “Газпром” уже говорил, что откажется от увеличения своей доли рынка, а партнерство с нефтяниками позволит монополии косвенно наращивать присутствие».


Сибиряки переходят на собственную генерацию

Стоимость электроэнергии для предприятий нефтегазового сектора ХМАО и ЯНАО с начала 2011 года выросла на 15-30%. В этой ситуации нефтяникам становится выгодно строить собственную генерацию и изолироваться от "большой энергетики", что грозит тюменской энергосистеме большими потрясениями. Эту проблему на заседании совета по экономической политике при уральском полпреде обсудили губернаторы уральских регионов, представители "нефтянки" и энергетиков.
Предприятия нефте- и газодобычи потребляют более 80% электроэнергии всей тюменской энгергосистемы, пишет "Российская газета". Здесь же наиболее высоки темпы роста цен. "В 2011 году случился исторический факт: стоимость электроэнергии из единой энергосистемы превысила стоимость альтернативной энергии, - говорит Михаил Слободин, исполнительный вице-президент ОАО "ТНК-ВР Менеджмент". - Если ситуация не изменится, то инвестиции в развитие собственной генерации станут значительно более прибыльными, чем проекты по вложениям в наш основной бизнес".
По словам Владимира Богданова, гендиректора ОАО "Сургутнефтегаз", для его предприятия цена на электроэнергию в 2011 году выросла на 50%. Если эта тенденция сохранится еще пару лет, отмечает он, разработка месторождений станет убыточной.
Процесс "энергетической самоизоляции" уже пошел: сразу несколько компаний заявили о проектах запуска собственных генерирующих мощностей. По прогнозам экспертов, к 2020 году половина всей энергии в регионе придется на автономные источники. При этом огромные излишки появятся у "большой генерации". Сегодня электростанции тюменской энергосистемы загружены суммарно на 88%. К 2020 году их загрузка может упасть до 35%, возможно, часть мощностей придется законсервировать. Отказ нефтянки от услуг единой энергосистемы также неизбежно приведет к повышению цен для остальных потребителей, в том числе МСБ, - по разным оценкам, рост составит от 20 до 200-300%.
Оценкой ситуации и поиском путей выхода из нее займется рабочая группа при минэнерго. "Мы обеспокоены тенденцией по вводу собственной генерации компаниями нефтегазового сектора - это очень болезненно для экономики, - заявил министр энергетики России Сергей Шматко. - Допустить массового развития этого явления мы никак не можем. Я предлагаю рабочей группе отслеживать процесс в режиме реального времени".


Расти на внутреннем рынке «Газпрому» помогают лишь тарифы

В 2010 году выручка от реализации газа «Газпромом» внутри России выросла на 24% по сравнению с 2009 годом, до 614,7 млрд куб. м. При этом объем реализации газа российским потребителям вырос всего на 2,2%, основной рост прибыли монополия получила за счет увеличения тарифов. Тем не менее средняя стоимость газа на внутреннем рынке пока вдвое ниже экспортной, пишет РБК daily.
В 2011 году выручка от продажи газа внутри России должна вырасти на 28%, до 850 млрд руб. с прошлогодних 614,7 млрд руб., сообщил генеральный директор ООО «Газпром межрегионгаз» Кирилл Селезнев. В прошлом году выручка монополии от реализации газа внутри страны увеличилась на 24%. На прошлой неделе генеральный директор «Газпром экспорта», председатель правления газового концерна Александр Медведев прогнозировал выручку концерна от экспорта газа в дальнее зарубежье в 2011 году более 60 млрд долл., что на 26,9% больше, чем в предыдущем (43,87 млрд долл.).
Объем реализации газа группой «Газпром» в 2010 году составил 301,3 млрд куб. м газа (рост 2,2%), в том числе 262,1 млрд куб. м газа пошло из собственных ресурсов. При этом средняя цена газа на внутреннем рынке в прошлом году увеличилась на 24,4% по сравнению с аналогичным показателем 2009 года, до 2,35 тыс. руб. за 1 тыс. куб. м. Учитывая запланированный рост стоимости на 15% в этом году жителям России газ в среднем обойдется в 2,7 тыс. руб., отметил г-н Селезнев.
В прошлом году благодаря повышению цен «Газпром» смог впервые получить прибыль от продаж на внутреннем рынке — 110—120 млрд руб.
Ранее концерн планировал уже в 2011 году выйти на равнодоходность внутренних и экспортных поставок, однако из-за кризиса 2008 года срок был отодвинут на 2014 год. Причем и тогда переход к рыночным принципам ценообразования произойдет только в расчетах с промышленными потребителями, оптовые цены для населения продолжит регулировать государство.