«РБК daily», «Ведомости», «Российская газета», «Коммерсантъ»

«РБК daily», «Ведомости», «Российская газета», «Коммерсантъ»

Из Уфы уходят трейдеры

С того момента как «Башнефть» отказалась от использования давальческого сырья в уфим­ской группе НПЗ, с рынка ушла большая половина трейдеров, а прибыль тех, кто остался, сократилась в десятки раз. В планах «Башнефти» продолжать развивать собственный сбыт, так что позиции трейдеров станут еще слабее, пишет РБК daily.
«За последние два года емкость рынка сократилась на порядок, примерно в пять раз уменьшилось количество игроков на рынке», — сетует собственник одной из трейдинговых компаний, работающих на уфимском рынке. По его словам, прибыль независимых продавцов нефтепродуктов уфимской группы НПЗ упала «минимум на 200%» с того момента, как заводы перешли под контроль «Башнефти» во главе с АФК «Система».
В ноябре прошлого года «Башнефть» полностью отказалась от использования давальческого сырья на уфимских НПЗ. Нефтяная компания была вынуждена его использовать, так как мощности заводов составляют около 20 млн т в год, в то время как объем собственной добычи не превышал 11 млн т. Сменив собственника, «Башнефть» начала наращивать добычу, и по итогам текущего года этот показатель превысил 13,4 млн т. Оставшиеся мощности НПЗ загружаются за счет сырья, приобретенного у других ВИНК.
Помимо необходимости обеспечения НПЗ сырьем перед «Башнеф­тью» встал вопрос организации собст­венной сбытовой системы. «В 2010 году у них это неплохо получалось: более чем в 15 субъектах России открыты оптовые сбытовые подразделения со своими нефтебазами, на розничном рынке «Башнефть» тоже преуспела, их АЗС можно встретить не только в соседних с Башкирией областях, но даже в Москве», — отмечает директор аналитического центра ГК «ОМТ-Консалт» Павел Аникеев. По его словам, большинство бывших давальцев по-прежнему работают на рынке нефтепродуктообеспечения. «Кто-то уже успел за этот год обзавестись своими НПЗ и нефтебазами, кто-то переориентировался на розничный рынок, а кто-то занимает неплохие позиции в трейдерском секторе», — добавляет эксперт.
По данным «Башнефти», за первое полугодие на внутреннем рынке компания реализовала 5,3 млн т нефтепродуктов, что составляет 60,5% от общего объема продаж. «Башкирнефтепродукт» эксплуатирует 319 АЗС. В рамках джобберской программы, стартовавшей в апреле, по состоянию на конец июня 2010 года работало восемь компаний, которым принадлежит 221 автозаправка. Всего в розницу за первую половину уходящего года «Башнефть» продала около 10% неф­тепродуктов. «Естественно, так как в планах компании формирование сильной ВИНК, большое внимание будет уделяться развитию собственного сбыта», — пояснили РБК daily в АФК «Система».
После того как «Башнефть» интегрировала все заводы, логичным и эффективным шагом стало соз­дание централизованной системы продажи нефтепродуктов, поясняет аналитик банка «Открытие» Вадим Митрошин. Необходимости в дополнительных посредниках у «Башнефти» по большому счету нет, добавляет эксперт. По его мнению, сам трейдинг — это пережиток прошлого века. Сейчас у всех крупных нефтяных компаний есть свои коммерческие отделы и налаженные сбытовые сети.
Однозначно судить о том, как отразилась на уфимском рынке неф­тепродуктов смена собственника НПЗ, не стоит, считает г-н Аникеев. «С приходом АФК в Башкирский ТЭК мы имеем централизованное управление уфимской группой НПЗ, а при давальцах местный топливный рынок был отечественным ценовым маркером: на цены Уфы ориентировался весь российский нефтепродуктовый рынок», — добавляет он.


"Роснефть" ограничилась химией

"Роснефть" отказалась от идеи строительства НПЗ в Приморье. Вместо него компания к 2016-2017 годам создаст нефтехимический комплекс, мощность которого может составить всего 5,5 млн тонн. Сейчас "Роснефть" ищет иностранного партнера, который поможет ей с реализацией нефтепродуктов, пишет "Коммерсантъ".
"Роснефть" определила схему строительства нефтехимического комплекса в Приморье (бывшего Приморского НПЗ), сообщил глава компании Эдуард Худайнатов. Комплекс будет состоять из двух очередей — нефтехимической и нефтеперерабатывающей, но выпускать будет только нефтехимическую продукцию. Нефтехимическая часть комплекса будет перерабатывать 3,5 млн тонн нафты (прямогонного бензина) и сжиженных углеводородных газов, а также 1,5 млн тонн газового конденсата. Запуск первой очереди намечен на 2016-2017 годы.
Объем нефтепереработки составит 5 млн тонн, причем там будет производиться только сырье для нефтехимической части. Но окончательного решения о строительстве второй очереди не принято. Целесообразность строительства станет понятна в 2013-2014 годах. Сейчас ТЭО предусматривает только строительство нефтехимического завода мощностью 5,5 млн тонн.
Проект строительства завода в конечной точке ВСТО порту Козьмино "Роснефть" разрабатывает с 2007 года. Изначально предполагалось, что это будет высокотехнологичный НПЗ с глубиной переработки более 93%. В 2008 году "Роснефть" создала компанию "РН — Приморский НПЗ". Уже тогда проект получил весомую нефтехимическую составляющую — производство полипропилена и параксилола. Однако большую часть, около 15 млн тонн, должна была занять нефтепереработка. Завершить строительство предполагалось в 2014 году. Теперь от проекта фактически осталась только нефтехимическая часть.
У "Роснефти" есть только одно специализированное нефтехимическое производство — Ангарский завод полимеров (нефтехимический блок Ангарского НПЗ). По мнению Константина Юминова из Rye Man & Gor Securities, "Роснефть" выбрала нефтехимию, поскольку экспорт нефтепродуктов требует соответствия очень высоким стандартам и они по себестоимости приближаются к более дорогой нефтехимической продукции.
Совет директоров "Роснефти" одобрил план строительства комплекса в ноябре. Реализацией проекта займется Восточная нефтехимическая компания. Строительство планируется начать в 2012 году. По словам Эдуарда Худайнатова, стоимость строительства оценивается в $10 млрд. Ранее "Роснефть" оценивала инвестиции в $22 млрд, но тогда мощность НПЗ планировалась на уровне 20 млн тонн.
Для реализации проекта "Роснефть" может привлечь партнера, скорее всего иностранного, сообщил Эдуард Худайнатов. Он подчеркнул, что это должен быть опытный игрок на рынке нефтехимии, у которого есть возможности реализации продукции. "Роснефть" рассматривает два основных направления экспорта — в Японию и Китай. От выбранного направления будет зависеть и качество продукции. В 2009 году "Роснефть" предлагала партнерство по строительству НПЗ в России мощностью 20 млн тонн китайской Sinopec, но она не заинтересовалась. Также "Роснефть" плотно работает с китайской CNPC: они строят НПЗ в Тяньцзине.
Константин Юминов отмечает, что Восточная Азия хорошо покупает нефтехимию: в Китае огромный рынок сбыта и не нужно высокое качество продукции, в Японии рынок меньше, но выше качество продукции и, соответственно, цены. По мнению эксперта, японским партнером "Роснефти" могла бы стать Mitsubishi или Sumitomo.


«С рыночной точки зрения запасов газа в стране нет вообще»

Действующая в России система классификации запасов углеводородов, которая не учитывает экономических параметров разработки, досталась России с советского периода. В то время важно было добывать и добывать любой ценой, поэтому не существовало такого понятия, как экономический коэффициент извлечения нефти (КИН), а существовал технологический КИН, который учитывал только технологические возможности извлечения запасов. В 2005 году было принято решение о разработке новой классификации и введение ее с января 2009 года. Эту классификацию предполагалось максимально сблизить с международной классификацией SPE, пишет РБК daily.
Советская классификация основывалась на том, что залежь — это непрерывное естественное тело, поэтому разрабатывать ее надо целиком, иначе происходит так называемое разбавление, «разубоживание» запасов, то есть снятие недропользователями «сливок» и оставление в недрах запасов низших категорий. Подход, основанный на залежи как элементе расчета чистого дисконтированного дохода, принципиально отличается от западной классификации, где таким элементом являются категории (доказанные, вероятные, возможные и т.д.), для чего, в сущности, и требуется категоризация запасов. Разделение по категориям — это отражение того факта, что именно категория является вероятностным отражением риска (или, наоборот, рентабельности) той или иной части залежи.
В новой российской классификации, которую планировалось ввести в 2009 году, а теперь — в 2012 году, есть разделение по категориям. Категория А примерно соответствует доказанным разбуренным разрабатываемым запасам по последней классификации SPE 2007 года (SPE-PRMS), В — доказанным разбуренным неразрабатываемым запасам, и в какой-то степени категория С1 соответствует доказанным неразбуренным запасам.
Однако возникает много вопросов в области экономического анализа. Все преимущество новой российской классификации в части оценки начальных геологических и технологически извлекаемых запасов сведено на нет требованием разработки залежи в целом без учетом экономической эффективности ее отдельных частей, относящихся к различным категориям.
Задержка с введением в действие новой россий­ской классификации и «нерыночность» ее последнего варианта создают большой негативный эффект. Это должно понимать Минприроды, на котором лежит ответственность за разработку данного документа и введение его в действие через два года.
Ни один инвестор не будет вкладывать средства в разработку нефтегазовых активов до тех пор, пока он будет лишен самостоятельности в вопросах ее планирования. Ведь до сих пор, как и в советское время, план по добыче спускается сверху. Что в этом случае приходится делать компаниям? Они не могут в ущерб себе разрабатывать экономически невыгодные участки и начинают «рвать» добычу на рентабельных участках — и тем самым «подсаживают» залежь, снижая внутрипластовое давление. Затем нед­ропользователи вынуждены либо бросать залежь, либо идти на дополнительные издержки по повышению нефтеотдачи. Другими словами, навязывая компаниям планы по добыче и планы разработки, их фактически толкают на двойную бухгалтерию.
Характерная особенность классификации SPE — она отдельно выделяет часть доказанных запасов, которые в связи, например, с падением цен или увеличением эксплуатационных затрат перестали быть рентабельными, в категорию условных ресурсов. Эта категория ресурсов называется условными (в отличие от геологических ресурсов), поскольку их рентабельность может измениться (с их соответствующей «обратной» переклассификацией в запасы) при изменении экономических условий.
Часто возникает вопрос, нужно ли вообще вводить новую классификацию или проще принять, например, классификацию SPE. Мое мнение: все-таки нужно. Россия — это огромная территория, где за многие годы сложилась определенная, характерная для нее система учета, а поскольку нед­ра принадлежат государству, своя собственная классификация просто необходима.
Подчеркну еще раз, что предлагаемая Минприроды версия российской классификации вполне годится для целей учета и контроля, но не для рыночной экономики, не для привлечения зарубежных инвесторов. Считаю, что при некоторых отличиях в критериях выделения различных категорий запасов экономический анализ в российской и международной классификации должен строиться на одних принципах.
Если говорить о классификации запасов газа в России, то с рыночной точки зрения их в стране нет вообще. Ведь запасы нефти и газа учитываются, когда в части потока наличных средств есть рыночные цены, а производитель может свободно добыть, переправить и продать сырье. В России же цена на газ утверждается госорганом, а экспортером официально является «Газпром». На эти факты аудиторам приходится закрывать глаза при подсчете запасов газа.
Еще одна проблема для российского учета углеводородов — несоблюдение принципа сменяемости аудиторов. В мире есть четыре крупнейшие аудиторские компании, в России в основном работают две из них: DeGolyer & MacNaughton год из года аудирует преимущественно госкомпании, а Miller and Lents — частные, хотя частая сменяемость (как и независимость) аудиторов — это залог объективной оценки. Такого принципа придерживаются практически все зарубежные нефтегазовые компании.


Береговое на двоих

«Новатэк» купил 51% «Сибнефтегаза» за $874 млн, но полного контроля над компанией не получит: его младший партнер, «Итера», обладает равными правами с владельцем контрольного пакета акций, пишет газета "Ведомости".
В пятницу «Новатэк» объявил, что завершил покупку у Газпромбанка 51% акций «Сибнефтегаза» за 26,88 млрд руб. ($874 млн). Первый платеж составил 4,65 млрд руб., остальное банк получит до конца 2011 г. Кроме того, «Новатэк» рефинансирует 51% долга «Сибнефтегаза» на сумму до 11,04 млрд руб.
Эксперты не раз отмечали, что «Сибнефтегаз» — удачное приобретение: в этом году его добыча должна составить около 10 млрд куб. м газа, чуть меньше трети нынешнего производства «Новатэка». Запасы «Сибнефтегаза» на начало года — 395,53 млрд куб. м по российской классификации (ABC1 + C2) и 290,4 млрд куб. м по международным стандартам PRMS (доказанные). У самого «Новатэка» — 2,6 трлн и 1,08 трлн куб. м соответственно.
Впрочем, полного контроля в «Сибнефтегазе» у «Новатэка» не будет: компания будет управляться паритетно с «Итерой» (у которой 49%); газ «Сибнефтегаза» также будет делиться поровну между партнерами, а показатели «дочки» «Новатэк» будет учитывать по методу долевого участия, говорил в середине ноября финансовый директор «Новатэка» Марк Джетвей.
Такие ограничения были и у прежнего владельца — Газпромбанка. Они прописаны в уставе «Сибнефтегаза». До 2006 г. «Сибнефтегаз» контролировался «Итерой», но та три года не могла начать добычу на главном месторождении «дочки» — Береговом: «Газпром» не давал доступа к трубе. В итоге «Итера» уступила 51% «Сибнефтегаза» Газпромбанку за $131,5 млн и добыча началась. Однако накануне сделки в устав «Сибнефтегаза» были внесены поправки: ряд ключевых решений (в том числе утверждение бюджетов, бизнес-планов или переоформление лицензий) принимались только девятью членами совета директоров из 11, т. е. без голосов «Итеры» не проходили. Газпромбанк много лет собирался перепродать актив «Газпрому», но руководители последнего заявляли, что сначала концерн хочет снять эти ограничения.
У «Новатэка» другая позиция. «Устав “Сибнефтегаза” нас устраивает, так как позволяет акционеру, владеющему контрольным пакетом акций, полностью управлять операционной деятельностью предприятия», — говорит представитель «Новатэка». А для решения «существенных вопросов» «Новатэк» будет «выстраивать партнерские отношения» с миноритарием.


Не отводя газ: Минэнерго разработало план международного развития ТЭК

Международный центр устойчивого энергетического развития (МЦУЭР) под эгидой ЮНЕСКО представил "дорожную карту" развития энергетики, выполненную по заказу Минэнерго России. При этом проект основан на энергетической стратегии нашей страны до 2030 года, пишет "Российская газета".
Кроме того, уверены специалисты МЦУЭР, Россия должна более активно кооперироваться с ведущими игроками энергетического рынка в рискованных и сложных проектах. В том числе по шельфовой добыче в арктических условиях, чтобы не допустить экологических катастроф, подобных той, что произошла в Мексиканском заливе. Тем не менее, уверены многие российские эксперты, для успешного развития международной деятельности отечественного ТЭКа нужно сначала решить внутренние проблемы, поставленные руководством страны еще в 2009 году.
"Если посмотреть через тепловизор на Москву, можно ослепнуть - столица светится теплом. Мы до сих пор отапливаем улицу. Трубы дырявые, приборы учета плохие", - рассказывает заместитель председателя Госдумы, президент Российского газового общества Валерий Язев.
"Не нужно стремиться к 100-процентной газификации страны, это экономически не выгодно, - считает он. - Есть примеры, когда в отдаленный регион на 200 километров предлагается провести трубу малых диаметров. Она себя окупит только через 700 лет". Язев предлагает исходить из экономических показателей: где-то выгоднее поставить "ветровики", а где-то обеспечить энергией за счет угля.
Касаясь вопроса экспорта российского газа, Валерий Язев заявил, что "при увеличении цены на газ потребление на международном рынке не увеличивается". По его мнению, "газовикам" необходимо сконцентрироваться на оптимизации затрат на модернизацию инфраструктур и усилению научной составляющей отрасли. "Газ в РФ пережигается с низким КПД, особенно это касается области генерации и перекачки. Например, на 160 тысяч километров мы тратим 60 миллиардов кубометров газа в год. Это недопустимо", - считает Язев.
"Исследования показывают, что цена на газ сегодня недооценена в ЕС по отношению к цене на электроэнергию на 20 процентов, а в США на 40 процентов. И все равно цена на газ в 2011-м будет подниматься. Предложение на газ в ЕС больше, чем спрос на него. Это связано с кризисом и рядом других факторов", - заявил Язев. Специалисты МЦУЭР уверены, что по данному направлению также нужно вести активную работу.
По данным европейских специалистов, потребность ЕС в газе до 2025 года возрастет на 195 миллиардов кубометров и составит 510 миллиардов в год.Чтобы обеспечить такие потребности, в ЕС будут востребованы все имеющиеся и строящиеся газотранспортные системы".