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

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

Киловатт по плану

Сегодня вводятся "Новые правила применения тарифов на электроэнергию для розничных потребителей в неценовых зонах оптового рынка электрической энергии и мощности". Изменения в расчете тарифов и их конечном уровне касаются почти всех дальневосточных потребителей электричества, кроме населения.
По данным ФСТ, такое решение обусловлено частыми внеплановыми расходами электро- и теплоэнергии в этих регионах, что, в свою очередь, снижает рентабельность выработки электричества и зачастую не окупает затрат по транспортировке электроэнергии конечным потребителям, пишет «Российская газета».
По новым правилам новый счет, который получит каждое юридическое лицо, будет сформирован не только на базе утвержденных тарифов, умноженных на потребленное электричество, но и с учетом его цены на региональном оптовом рынке в данный период. Энергоемкие потребители впредь обязаны заранее планировать почасовой объем электропотребления. И предоставлять эти планы в расчетные службы не позже, чем за двое суток до дня поставки электроэнергии. Но штрафы и пеня за перерасход энергии ограничены, потому что вводится не подлежащий санкциям "коридор" перерасхода в 10%, который будет действовать до июля-2011, а к 2012 сократится до 2%.
Актуальность таких мер обусловлена высокими тарифами и сравнительно низкой эффективностью производства, сбыта электроэнергии в регионе. Как сообщили  в Агентстве по прогнозированию балансов в электроэнергетике (АПБЭ), коэффициент использования мощности электростанций на Дальнем Востоке за последние 10 лет не превышал 38%, что ниже, чем в других регионах РФ. Это связано и с высоким уровнем местных электротарифов: они на 40% выше, чем в других регионах. По данным гендиректора АПБЭ Игоря Кожуховского, среднегодовой прирост электропотребления по тому же региону в последние 10 лет не превышал 1,1%, хотя в среднем по РФ этот прирост достигал 1,6%.

Энергетикам придется искать 10 трлн рублей на модернизацию

Министерство энергетики разрабатывает программу модернизации электроэнергетической отрасли до 2030 года. Как стало известно РБК daily, ее объем оценивается в 10 трлн руб., это в четыре раза меньше планов строительства новых объектов генерации и сетей. Правда, как стимулировать энергетиков вкладывать в модернизацию, чиновники пока не знают, только за счет тарифа реализовать столь масштабную программу невозможно. Выход может быть в принятии механизма возврата инвестиций объектов модернизации, в противном случае цены на электроэнергию для потребителей взлетят кратно.
Необходимость срочно модернизировать российскую электроэнергетику — износ оборудования в которой достигает 70% — стала особенно очевидна после декабрьского ледяного дождя. Именно тогда правительство дало Минэнерго поручение разработать до конца марта программу модернизации электроэнергетики до 2030 года. Через месяц проект будет представлен в правительство.
Сейчас она оценивается примерно в 10,5 трлн руб. (предыдущие планы — 4 трлн руб.). Эта сумма рассчитана до 2020 года, рассказали в Энергетическом институте им. Г.М. Кржижановского: 5,5 трлн руб. будет потрачено на новое генерирующее оборудование, еще 5 трлн — на сетевое хозяйство.
Предполагается, что на смену энергорухляди придут новые парогазовые установки (ПГУ) с КПД до 52% (сейчас он не превышает 40%). Расход условного топлива на кВт ч должен снизиться к 2020 году с нынешних 332,7 до 300 г.
Финансирование программы будет происходить из разных источников. Модернизация сетевого комплекса будет осуществляться через RAB-регулирование, финансирование генкомпаний предполагается осуществлять через тариф. Атомная энергетика, возможно, будет частично поддержана из бюджета. Сейчас программа проходит согласование с различными федеральными ведомствами и российскими разработчиками оборудования.
Энергокомпании уже давно говорят об острой необходимости модернизации старой мощности. Новые энергоблоки, вводимые по ДПМ (договорам предоставления мощности), составляют всего 10% от установленного объема мощности всей российской генерации.
Аналитики уверены: 10 трлн руб. — неподъемная сумма для энергетиков. После 2016 года, когда будут полностью реализованы все инвестпроекты в рамках ДПМ, у государства не останется никаких рычагов воздействия на генкомпании, чтобы подвигнуть их на модернизацию мощностей, говорит аналитик «Ренессанс Капитала» Владимир Скляр. «Государству нужно задуматься не только о том, сколько нужно построить и потратить, но и какие экономические стимулы предложить участникам рынка, чтобы программа была реализована», — считает г-н Скляр.
10 трлн руб. до 2020 года — это примерно 1 трлн руб. в год, то есть третья часть всего объема платежей потребителей, отмечает директор Фонда энергетического развития Сергей Пикин. «Для реализации такой программы через тариф потребуется его рост более чем на 20%, что невозможно в ситуации ограничения стоимости энергии для конечных потребителей», — считает он. Для осуществления модернизационной программы необходимо распространить механизм ДПМ на модернизацию, чтобы обеспечить возврат средств. Благо модернизация электростанции занимает год-два в отличие от строительства новой (от полутора до пяти лет).

Правительство избрало нефти биржу

Вице-премьер Игорь Сечин рекомендовал нефтяным компаниям сосредоточить продажи на Санкт-Петербургской международной товарно-сырьевой бирже. Фактически правительство взяло курс на борьбу с размыванием ликвидности на нескольких биржевых площадках — число нефтяных бирж будет сокращено до одной, хотя пока и "рекомендациями" вице-премьера. Одновременно господин Сечин поручил бирже интенсифицировать торговлю фьючерсами на нефтепродукты, пишет «Коммерсантъ».
"Рекомендовать вертикально интегрированным нефтяным компаниям организовать сбыт нефтепродуктов в размере не менее 15% от производимых объемов через ЗАО "Санкт-петербургская международная товарно-сырьевая биржа"",— говорится в протоколе совещания у вице-премьера, состоявшегося 14 февраля. В компаниях  выступили против запуска торгов фьючерсами на нефтепродукты — если экспортные пошлины и цена экспортной альтернативы привязаны к мировым ценам, то торговля фьючерсами грозит лишь убытками.
Напомним, Федеральная антимонопольная служба (ФАС) вернулась к обсуждению формулы конкурентной цены на нефтепродукты на основе экспортной альтернативы (netback) и подготовила поправки к антимонопольному законодательству, призванные исключить манипулирование ценами на бирже нефтепродуктов — с этого и началась "биржевая кампания". В начале февраля 2011 года вопрос о ценах на нефтепродукты был вынесен на уровень премьер-министра Владимира Путина. Результатом стало указание компаниям снизить цены, а также постановление правительства, обязывающее крупные нефтяные компании регистрировать все свои внебиржевые сделки на МТСБ. Неделю спустя господин Путин дал указание крупнейшим государственным потребителям нефтепродуктов, Минобороны и МВД, выйти на биржу в качестве покупателей. Эта мера должна была решить главную проблему биржевой торговли нефтепродуктами — недостаточную ликвидность. Рекомендуя нефтяникам сосредоточить продажи на МТСБ, Игорь Сечин предотвращает "размывание" и без того недостаточной ликвидности по нескольким площадкам.
Хотя "рекомендация" вице-премьера фактически уничтожает бизнес бирж—конкурентов МТСБ, в ФАС, похоже, не усматривают в его действиях нарушения закона "О защите конкуренции".

Вкручивают лампочки

Закон об энергосбережении, принятый год назад, так и не заработал, пишет "Российская газета". Несмотря на то что в течение двух последних лет внесено большое количество поправок в действующие законодательные акты, принято около сорока документов по вопросам энергосбережения, последовательного плана действий до сих пор нет. Об этом с тревогой говорили участники "круглого стола", посвященного вопросам энергосбережения, который прошел на прошлой неделе в Общественной палате.
По словам руководителя рабочей группы ОП по вопросам энергообеспечения, энергоэффективности и энергосбережения Анатолия Либета, перед экономикой жестко поставлена задача в ближайшие годы снизить энергопотребление на 40%. Ситуация не внушает сегодня какого-то оптимизма. Год прошел под флагом бумажной работы: где-то к концу лета начали регистрировать СРО, которые будут работать в области энергоаудита, из 50 нормативных подзаконных актов, которые должны обслуживать закон, принято менее половины. Но и те, которые приняты, в большинстве своем очень слабы. Писались они исключительно для отчетности без должной аналитики, без ссылок на болевые точки.
Генеральный директор Некоммерческого партнерства "Национальное агентство по энергосбережению и возобновляемым источникам энергии" Николай Сафронов считает, что энергосбережение стало модной темой, но часто она сводится к вкручиванию новых лампочек. Региональные программы пишутся без должного анализа, и ждать от них отдачи бессмысленно. В то же время в регионах ждут средства из бюджета, чтобы начать их тратить, но на что, пока не ясно.
В этом году из бюджета будет выделено на энергосбережение 7 млрд рублей  -  это 237 млн долларов. Миллиард будет потрачен на создание информационной системы. Остальные 6 млрд уйдут в регионы. На первый взгляд, средства немалые, по данным Всемирного банка частно-государственных инвестиций, нам нужно где-то около 320 млрд долларов, и они окупятся в течение 2-3 лет. Деньги-то, в общем, есть. Сегодня банки готовы вкладывать деньги в энергосбережение, но нет механизма гарантированного возврата финансовых средств.
Есть и еще одна очень важная проблема - это кадры. Сегодня зарегистрировано тысячи энергосервисных компаний. Но кто там работает? Кому банкиры доверят свои деньги? Сегодня на всю Россию есть, может, 1000 специалистов в области энергосбережения.
Да и закон, которому всего год, уже нуждается в поправках. Пятая глава дает полномочия государственным и муниципальным заказчикам заключать энергосервисные контракты, но в ней ничего не говорится о том, что надо предпринять, чтобы развивать рынок энергосервисных услуг. Контракт и условия его заключения вторичны, первично создание спроса на этот вид услуг. А спрос может появиться, когда будут устранены барьеры. К числу таких барьеров относятся: вопрос о гарантии собственности имущества энергосервисных компаний при расторжении договоров с управляющими компаниями; отсутствие механизма возврата инвестиций, отсутствие нормативной базы для поставщиков энергоресурсов; отсутствие практики госгарантий под кредиты.

«Славнефть»  сливает буровые Eurasia и станет ее новым крупным клиентом

Крупнейшая в России буровая компания Eurasia Drillling продолжает расширять долю на рынке, покупая за $150 млн буровые активы "Славнефти". Также Eurasia Drilling будет в течение пяти лет оказывать "Славнефти" сервисные и буровые услуги. Активы оценены дешевле аналогичных сделок на российском рынке, что аналитики объясняют "не лучшим" состоянием предприятий. В то же время сделка позволит Eurasia Drilling снизить зависимость от ЛУКОЙЛа, на который сейчас приходится около 65% заказов компании, пишет «Коммерсантъ».
Eurasia Drilling приобретет у "Славнефти" четыре буровых предприятия — "Мегион Геологию", "Мегионское управление буровых работ", "Обь Геологию" и "Баякитскую нефтегазоразведочную экспедицию". Предприятия работают в Восточной и Западной Сибири. Eurasia Drilling контролирует около четверти российского рынка нефтесервиса — 24% по состоянию на 2010 год. Об интересе к сервисным активам "Славнефти" Eurasia Drilling заявляла неоднократно. В августе она приобрела принадлежащее нефтекомпании "Мегионское тампонажное управление" за $8,8 млн. Летом "Славнефть" продала еще ряд нефтесервисных предприятий, выручив около 2,2 млрд руб. Покупателей нефтекомпания не раскрыла.
По оценкам руководителя отдела инвестанализа ГК «Алор» Дмитрия Лютягина, Eurasia Drilling покупает активы с небольшим дисконтом, пишет РБК daily. Исходя из показателей выручки МУБР (за 2009 год — 116 млн долл.) и Байкитской нефтегазоразведочной экспедиции (54 млн долл. за тот же период), обе компании могут стоить 160—170 млн долл. Два других актива не сильно уступают, исходя из данных о количестве буровых. «Дисконт может быть обусловлен непубличностью приобретаемых компаний», — поясняет г-н Лютягин. По его словам, он может составлять около 30%.
«Это стратегически важный актив для Eurasia Drilling, потому что он позволяет компании диверсифицировать свой портфель и получить гарантированные контракты», — поясняет аналитик ИБ «Открытие» Вадим Митрошин. Сейчас основным заказчиком Eurasia Drilling является ЛУКОЙЛ. «У «Славнефти» хороший баланс между старыми и новыми запасами, есть потенциал как для бурения на старых месторождениях, так и для разведки и доразведки запасов на новых», — добавляет г-н Митрошин.
Это не единственная покупка EDC за последнее время, пишет газета «Ведомости». Вчера же компания объявила, что закрыла сделку по покупке у Transocean морской буровой платформы Trident XX за $260 млн. На завершающей стадии находится сделка EDC по обмену активами со Schlumberger. EDC получит оборудование стоимостью примерно $280 млн, за что отдаст свое сервисное подразделение по обслуживанию 80 буровых установок (сами они останутся у EDC) и доплатит американской компании.

Экономия на договоре

Сегодня практика заключения энергосервисных контрактов (ЭСК) остается ничтожно малой, пишет «Российская газета». Например, в Свердловской области только два предприятия пытаются поставить такую работу на поток. Тем временем, по экспертным оценкам, объем работ по ЭСК только на Среднем Урале составляет не менее 500 миллиардов рублей в год. Эксперты видят причину этого в несовершенстве законодательства, в первую очередь регионального.
Напомним, кампания по заключению энергосервисных контрактов (ЭСК) с муниципалитетами и бюджетными организациями началась на Урале еще в прошлом году. Новая схема взаимоотношения бизнеса и власти была введена федеральным законом об энергосбережении 1 января 2010 года. Ее суть в том, что компания за свой счет внедряет в бюджетных учреждениях энергосберегающее оборудование или технологии. На возмещение затрат пойдут средства, которые удастся сэкономить в течение срока действия контракта на плате за коммунальные ресурсы. Однако бизнес идет на заключение долгосрочных контрактов неохотно.
Инициатором заключения ЭСК обычно выступает бизнес. Главным образом это поставщики или производители энергосберегающего оборудования. Так, научно-производственная организация из Екатеринбурга заключила несколько десятков контрактов с муниципалитетами Свердловской и Челябинской областей на внедрение энергосберегающих проектов в уличном освещении и систем автоматизированного управления ресурсами на насосных станциях. Однако, по словам Леонида Шалимова, директора предприятия, основные проблемы возникают на этапе принятия принципиального решения о заключении ЭСК: руководители муниципалитетов  не готовы идти навстречу. Отрасль, по его мнению, остается непривлекательной для малого и среднего бизнеса также из-за того, что не отработан механизм кредитования по контрактам. Да и крупным компаниям в этом рынке пока не совсем комфортно.
Это мнение разделяют и другие участники рынка. Так, по словам Сергея Сыскова, заместителя директора компании "Уралсевергаз", реального источника возврата инвестиций в такие проекты нет. По его мнению, гарантии со стороны областных властей для этого бизнеса просто жизненно необходимы.
"Мы работаем над внедрением проектов энергоэффективных газовых котельных с 2004 года. За это время законодательство в нашей сфере поменялось четыре раза! - возмущается Сысков. - В результате мы потеряли 35 миллионов рублей. В таких условиях работать невозможно. Мы считаем, что энергосервисным компаниям, которые зарекомендовали себя как надежные партнеры, необходимо предоставлять такие же льготы по налогу на имущество, как и вновь открываемым предприятиям. Ведь энергосберегающее оборудование находится в течение нескольких лет действия энергосервисного контракта на балансе компании-подрядчика».
Между тем энергосервисный контракт был задуман, чтобы помочь бюджетным учреждениям решить основную задачу, поставленную перед ними государством: сократить потребление энергоресурсов к 2015 году на 15%. Однако, по мнению заместителя главы администрации города Краснотурьинска Александра Устинова, сегодня среди чиновников дальше общих слов об энергосбережении и энергоэффективности дело не идет:
"Бюджетникам сложно понять, как оплачивать энергосервисные контракты, потому что в бюджетах нет соответствующих статей расходов. Отсюда негативное восприятие всей идеи в целом. Кроме того, неясно, как объявлять и проводить конкурс по выбору энергосервисной компании, не разъяснено четко, какими параметрами и характеристиками должен обладать участник конкурса.

«Мексиканскую» катастрофу примерили к российскому шельфу

До конца года Совет Федерации предложит поправки в законодательство, которые помогут избежать эколологических катастроф при добыче нефти и газа в российских морях вроде той, что случилась в Мексиканском заливе. Для этого сенаторы намерены проанализировать ситуацию на всем отечественном шельфе, пишет «Российская газета».
Первым стало Баренцево море. В верхней палате парламента собрались за "круглым столом" представители федеральных и региональных органов власти, добывающих предприятий, транспортных компаний, научных и общественных организаций.
Но, как сказал председательствовавший за "круглым столом" глава Комитета Совета Федерации по природным ресурсам и охране окружающей среды Виктор Орлов, за этим последуют еще как минимум три мероприятия. В апреле будут обсуждать экологию дальневосточного шельфа, осенью - шельфов Азовского, Черного моря и Каспия. В конце года планируются итоговые парламентские слушания, по результатам которых Совет Федерации, вероятно, примет специальное постановление.
Если учесть, что основные "сухопутные" районы добычи нефти и газа в стране уже выработаны на 40-70 процентов (как утверждал в своем выступлении замруководителя Федерального агентства по недропользованию Петр Садовник), тревога специалистов понятна.
Ситуацию, по мнению многих выступавших, сильно осложнили поправки, внесенные в Закон "О недрах" в 2008 году. С этого момента на российском шельфе могут работать только те компании, в которых доля государства больше 50 процентов и которые имеют опыт работы на шельфе не менее 5 лет. Сегодня таких компаний в стране всего две: одна - нефтяная и одна - газовая. Отсутствие конкуренции тормозит не только освоение шельфа, но и внедрение передовых экологических технологий.
Иван Глумов, руководитель одной из компаний и одновременно авторитетный в морской геологии ученый, рассказал, что на шельфе уже и сейчас есть зацементированные скважины, оставшиеся еще со времен разведочных работ, которые могут "рвануть". "А что сегодня у нас в руках, чтобы предотвратить катастрофу? Ничего!" - утверждает эксперт. Нет ни одного специализированного судна или буровой, чтобы отремонтировать эти скважины.
Экологическая безопасность  -  это прежде всего современные технологии, убежден Глумов. Между тем техника, которую приобретают наши компании для работы на шельфе, производится на Западе. Нельзя сказать, что наша промышленность совсем не задействована в проектах по освоению шельфа, но ее доля скромна, обычно не выше 10-15 процентов. При таком раскладе значительная часть выручки от добытой нефти будет уходить из страны в качестве платы за технику, технологии и текущее обеспечение работ. Потери для страны составляют до 70-80 процентов.
Вместе с тем, говорили участники дискуссии, многие технологии разработаны или могут быть разработаны и нашими учеными. На службу экологической безопасности они готовы поставить не только оборудование буровых платформ, но и подводные комплексы, батискафы, космические спутники. Но их пока никто не заказывает - ни государство, ни компании.

Urals станет альтернативой ливийской нефти

У российской марки нефти Urals появился шанс встать в один ряд с североморской Brent из-за сокращения поставок ливийской нефти, считают в Мировом энергетическом агентстве (МЭА). Такой сценарий вероятен, но только в случае, если народные волнения охватят все нефтедобывающие североафриканские страны, считают отечественные эксперты.
Как указывают в МЭА, из-за беспорядков в Ливии практически все мировые компании, на которые приходится 72% добычи в стране, сократили или полностью прекратили добычу нефти. Судьба месторождений до сих пор неизвестна. Эксперты агентства делают выводы, что наиболее близкая по качеству замена ливийской нефти — это сырье Каспия, Алжира, Северного моря и Западной Африки, пишет РБК daily.
Ранее основной объем экспорта нефти из Ливии приходился на Европу. В прошлом году страна экспортировала в страны, входящие в МЭА, 1,2 млн барр. нефти в сутки. Треть поставок приходилось на Италию, немалые объемы — на Францию и Германию.
На фоне всеобщего роста цен нефть Urals за последнюю неделю подскочила в цене на 6,05 долл. и достигла 106,54 долл. за баррель, что ниже, чем Brent, и выше WTI. Такой скачок цен на фоне назревающего мирового нефтяного дефицита весьма выгоден производителям этого сорта, в первую очередь «Роснефти», ЛУКОЙЛу, «Сургутнефтегазу», «Газпром нефти», ТНК-BP и «Татнефти».
Аналитик нефтегазового отдела ИК «Велес Капитал» Василий Танурков соглашается, что у России есть определенные возможности увеличить объемы продаж Urals. «На данный момент из оборота выпало 1,6 млн барр. ливийской нефти в день, и компенсировать этот недостаток в полной мере может только Саудовская Аравия», — считает он. По оценкам г-на Тануркова, объем поставок нефти из России может увеличиться не больше чем на 5%. В противовес России Саудовская Аравия обладает огромным количеством незадействованных мощностей, что в сырьевом эквиваленте составит порядка 4 млн барр. в день, против 1 млн барр. российской Urals соответственно, добавил эксперт.
Сомневается в выводах МЭА и аналитик ИК «Уралсиб» Алексей Кокин. «Так как Urals по качеству на порядок ниже ливийской, то это будет первым критерием, по которым наша марка не сможет ее заменить», — отмечает он. Тем не менее разница между Urals и Brent может сократиться (до 4 долл. против 6 сейчас). Стоимость российской марки добавит и возросший спрос европейских потребителей. Но и это все временно, и с урегулированием ситуации в мятежных странах Brent вновь увеличит отрыв от Urals.
Начальник отдела инвестанализа ИГ «Универ Капитал» Дмитрий Александров, напротив, видит перспективы российской марки. «Да, безусловно, Россия могла бы заменить ливийскую нефть, но на ее пути стоит ряд препятствующих факторов: технологические возможности, логистика, низкая (по сравнению с южными НПЗ) интенсивность добычи. Сейчас темпы роста добычи российской нефти составляют порядка 1% в год, что не сможет покрыть все ливийские «пустоты», — подчеркнул аналитик.