[Most Recent Entries] [Calendar View] [Friends]
Below are the 20 most recent journal entries recorded in
iv_g's LiveJournal:
| Friday, January 28th, 2011 | |||||||||||||
| 9:00 am | В ТНК-ВР снова недовольны ВР ( Read more... ) | ||||||||||||
| Wednesday, December 15th, 2010 | |||||||||||||
| 2:00 pm | rbcdaily: Интервью В.Грайфера ( Read more... ) | ||||||||||||
| Monday, November 22nd, 2010 | |||||||||||||
| 11:10 am | Основным претендентом на сервисные активы "Газпром нефти" является Nabors Drilling На российском нефтесервисном рынке может появиться еще один сильный иностранный игрок. Как стало известно РБК daily, основным претендентом на покупку сервисного подразделения «Газпром нефти» является американская буровая компания Nabors Drilling International Ltd., готовая выкупить актив целиком. Российские компании принимают не самое активное участие в торгах, так как «Газпромнефть-нефтесервис», по их оценкам, плохо обеспечена заказами, а ее стоимость завышена. О том, что основным претендентом на покупку «Газпром нефть-нефтесервиса» является американская буровая компания Nabors Drilling, РБК daily рассказали сразу несколько источников в отрасли. «Американцы в отличие от отечественных претендентов готовы выкупить актив целиком, что дает им определенные преимущества», — пояснил сотрудник одной из компаний, участвующей в торгах. Российские компании все больше засматриваются на отдельные части «Газпромнефть-нефтесервиса». Так, если будет решено выставлять компанию на продажу блоками, буровой мог бы достаться БК «Евразия» (Eurasia Drilling). По словам собеседника РБК daily, «Газпром нефть» просит за сервисное подразделение больше 200 млн долл., в то время как покупатели оценивают его в 60—100 млн долл. «У актива есть существенный недостаток — компания практически не обеспечена заказами на ближайшие годы. Все, что есть, — на 90% работы на «Газпром нефть», что не очень перспективно», — отмечает источник, близкий к переговорам. Для Nabors Drilling этот аргумент не столь весом, так как первоочередная задача — выйти на российский рынок. «Исходя из планов по добыче российских нефтяных компаний можно сделать вывод, что заказы на бурение в ближайшие годы будут. В частности, «Газ пром нефть» надеется к 2020 году довести добычу до 100 млн т», — говорит начальник отдела инвестанализа ГК «Алор» Дмитрий Лютягин. По мнению эксперта, нет ничего плохого в том, что у сервисной компании есть так называемый якорный заказчик, как, например, ЛУКОЙЛ для БК «Евразия», да и Schlumberger выросла на заказах Exxon. Нефтесервисный сектор в России имеет огромные перспективы. «Несмотря на то что в 2009 году объем рынка сократился на 35%, в текущем он уже показал прирост в 15% и достиг 14,5—15 млрд долл.», — подсчитал Дмитрий Лютягин. К 2020 году объем рынка нефтесервисных услуг в России без учета производства оборудования может составить порядка 45 млрд долл. «Если сервисы «Газпром нефти» останутся у российских компаний, можно надеяться на появление более или менее крупного отечественного игрока на рынке. А пока тенденция такова, что весь независимый сервис будут контролировать иностранцы», — считает президент «Союзнефтегазсервиса» Игорь Мельников. 45% российского рынка — это внутренний сервис «Газпрома», «Газпром нефти», «Роснефти» и «Сургута», порядка 25% приходится на долю БК «Евразия», а остальную часть делят «Интегра», Schlumberger и другие иностранцы. «Поэтому говорить о том, что зарубежные компании могут захватить российский рынок, — преувеличение», — не соглашается Дмитрий Лютягин. Несмотря на то что Nabors Drilling — одна из крупнейших в мире буровых компаний (занимается бурением в США, Канаде, Мексиканском заливе и Казахстане), в России она практически не работала. У компании есть свой офис в Москве, но официальный сайт об этом умалчивает. Прокомментировать свои планы относительно выхода на российский рынок представители американской буровой компании не смогли. В «Газпром нефти» от комментариев отказались http://www.rbcdaily.ru/2010/11/22/tek/5 | ||||||||||||
| Friday, November 12th, 2010 | |||||||||||||
| 9:03 am | Наперегонки за недрами Минприроды хочет ускорить разведку российских ресурсов. Один из вариантов — разрешить компаниям самим выбирать участки для изучения и допускать к разведке по нескольку претендентов сразу. Минприроды готовит очередные нововведения в части лицензирования. Например, нужно «законодательно закрепить» возможность выдачи нескольких поисковых лицензий на один участок — без его внесения в специальный перечень. Тот, кто откроет месторождение первым, и получит право на недра. Все это заявила директор департамента Минприроды Дарья Василевская, слова которой приводятся на сайте ведомства. «Это прямой путь Канады и Австралии», — говорит чиновник Минприроды. А вот в России такой практики нет: заявки подаются только на те участки, которые включены в специальный перечень объектов лицензирования. Если интересант не один, Роснедра обязаны организовать аукцион, добавляет госслужащий. Чтобы перенять практику других стран, нужно внести коррективы в закон «О недрах», несколько подзаконных актов и в целом поменять идеологию и менталитет заявителей и чиновников, указывает он. Ведь если участок будут изучать несколько компаний, а получит его в итоге только одна, придется разбираться с остальными. Когда новая практика может заработать, не ясно. Даже в МПР пока нет единого мнения, отмечает другой чиновник ведомства. Представитель министерства от дополнительных комментариев отказался. Сейчас у России примерно 50% мировых запасов алмазов, 30% — газа, 20% — никеля, 12% — угля и 10% — нефти (данные МПР). С начала 2000-х затраты на геологоразведку неуклонно растут (исключение — кризисный 2009 год). В 2004 г. они составили 47,2 млрд руб. в целом по стране, в 2008 г. — 221,5 млрд руб. В прошлом году расходы снизились примерно до 163 млрд руб., но запасов было найдено больше. «Произошло чудо», — отмечал министр природных ресурсов Юрий Трутнев. И все же темпы геологического изучения «далеко не достаточны», считает сотрудник Минприроды. Бьют тревогу и золотодобытчики. Существующий в России режим «убил геологоразведку», возмущался гендиректор «Полиметалла» Виталий Несис: допуск к крупным месторождениям у иностранных инвесторов ограничен, российские не в состоянии вести разведку на абсолютно новых участках, никто не может выбирать участки сам. Но состязания на скорость изучения подходят не для всех видов ресурсов. Например, запасы золота зачастую концентрируются в одной зоне месторождения, где нескольким участникам физически невозможно будет проводить аналогичные работы, предупреждает топ-менеджер золоторудной компании. http://www.vedomosti.ru/newspaper/artic Даже если новая практика «первооткрывателя» появится, список ограничений – допуск к шельфу и недрам федерального значения – останется, предупреждает чиновник Минприроды. ( Read more... ) | ||||||||||||
| Monday, November 1st, 2010 | |||||||||||||
| 8:15 am | Себестоимость добычи нефти в тридцать раз ниже ее биржевых котировок Легкая нефть, дешевая рабочая сила и электроэнергия позволяют российским компаниям сохранять низкий уровень себестоимости добычи по сравнению с иностранными конкурентами. Так, «Роснефть» на баррель нефти тратит 2,6 долл., в то время как ExxonMobil «бочка» обходится в пять раз дороже — 10,3 долл. Но говорить о высокой марже российских нефтяников нельзя, свыше 80% итоговой цены нефти уходит на налоги и пошлины. Структура себестоимости добычи российских нефтяных компаний такова: 25% — электроэнергия, 10% — оплата труда, 35% — ремонт и техническое обслуживание, 14% — сырье и материалы, 16% — прочие расходы. Такие данные приводят в ежеквартальном обзоре нефтегазовой отрасли аналитики ИК «Тройка Диалог». По данным экспертов, самые низкие затраты на баррель добычи в прошлом году продемонстрировала «Роснефть» — 2,6 долл., самые высокие издержки были у «Башнефти» — 7,3 долл. за баррель. Себестоимость добычи у российских компаний самая низкая в мировой нефтяной отрасли (см. рисунок). При этом ключевым фактором, определяющим эффективность работы нефтяной компании, являются расходы на оплату труда. Прочие компоненты себестоимости добычи, такие как расходы на электроэнергию, материалы и капитальный ремонт скважин, зависят прежде всего от геологии месторождения, степени истощенности скважин и глубины бурения. «Расходы на заработную плату в основном относятся к категории постоянных и при изменении объема добычи сильно меняться в абсолютном выражении не должны», — поясняют аналитики ИК «Тройка Диалог» Добыча одного барреля нефти обходится «Роснефти» в 0,3 долл. заработной платы, «Татнефти» — примерно в 0,4 цента. Часть расходов на оплату отражена так же, как затраты на ремонт и техобслуживание. «В общей сложности добыча нефти, ремонт и обслуживание обходятся «Роснефти» примерно в 1 долл. заработной платы на баррель», — приводят эксперты пример. Важную роль играет также стоимость электроэнергии. Если сравнивать компании с самой низкой («Роснефть») и самой высокой («Башнефть») себестоимостью, можно увидеть, что затраты на электроэнергию и топливо в расчете на скважину у «Роснефти» втрое выше. Это объясняется тем, что башкирская компания добывает в основном на неглубоких скважинах с низким дебетом, и оборудование, применяемое в таких условиях, менее энергоемкое. «Еще многие годы себестоимость добычи российских компаний будет намного ниже, чем у их зарубежных коллег, благодаря дешевой рабочей силе, меньшим расходам на электроэнергию, небольшой глубине скважин и меньшей стоимости капитального ремонта», — резюмируют эксперты ИК «Тройка Диалог». Аналитики обращают внимание, что в таких условиях эффективность добычи нельзя назвать заслугой менеджмента нефтяных компаний. В ситуации, когда государство контролирует 95% денежных расходов в добывающем сегменте (см. рисунок), отдача от лоббирования намного выше, чем от внедрения инноваций и постепенного снижения себестоимости добычи.  http://www.rbcdaily.ru/2010/11/01/tek/5 | ||||||||||||
| Wednesday, October 27th, 2010 | |||||||||||||
| 9:15 am | Счетная палата против двукратного увеличения общей сметы «Сахалин-1» Планы Exxon Neftegaz раскрыл вчера аудитор Счетной палаты Михаил Бесхмельницын. По его словам, в августе «Сахалин-1» представил программу работ и смету до 2055 г., из которых следовало, что общие затраты на проект должны составить $95,3 млрд. При этом прежний план предполагал расходы на уровне $42,8 млрд (речь о программе 2003 г., уточняет один из подчиненных Бесхмельницына). Часть затрат — обоснованные, с учетом инфляции, конъюнктуры рынка, уточнил Бесхмельницын «Ведомостям». Но есть расходы, с которыми аудиторы совершенно не согласны. «[Exxon Neftegaz] нужно вести себя скромнее», — отмечает аудитор, советуя сокращать выплаты руководству, затраты на корпоративные полеты и проч. Сколько в программе Exxon «необоснованных» затрат — Бесхмельницын не раскрыл, но заметил: в таком виде смету утверждать просто нельзя — она в 2,2 раза больше действующей и в 6,3 раза выше, чем предполагалось в момент заключения СРП. При этом общие показатели проекта, в частности добыча, снижены, добавляет аудитор. План по добыче нефти снижен на 54 млн т, или 17,3%, уточняет подчиненный Бесхмельницына, по добыче газа — на 33,5 млрд куб. м, или 9,1%. Пару недель назад чиновники рассказывали «Ведомостям» о цифрах из июньской редакции плана Exxon Neftegaz. Этот документ предполагал рост общих затрат до $100 млрд: $47,9 млрд — капитальные, $52,2 млрд — эксплуатационные. У Счетной палаты более поздний вариант, предполагает сотрудник ведомства. Но даже с августовской цифрой «Сахалин-1» может претендовать на статус самого дорогого проекта в новейшей истории России. Представитель Exxon Neftegaz на звонки вчера не отвечал. Но июньский вариант программы оператор категорически отказывался комментировать. Как и представители министерств, которые участвуют в обсуждении проекта (Минэнерго, Минфин, Минприроды). Чиновник одного из ведомств лишь уточнял, что Exxon Neftegaz изменила концепцию проекта в 2005 г. и с тех пор государство ориентировалось на одну программу, а оператор — на другую. Смета «Сахалина-1» на 2010 г. до сих пор не утверждена. А в июне губернатор Сахалинской области Александр Хорошавин и вовсе пригрозил Exxon Neftegaz найти другого оператора проекта. Смена оператора действительно не исключена, заявил вчера и Бесхмельницын: «У нас незаменимых нет <...> Сегодня на их место могут прийти российские компании». Но это чистая теория, «так вопрос не стоит», уточнил аудитор «Ведомостям». Когда уполномоченный госорган (УГО) рассмотрит новую программу «Сахалина-1», не ясно. Дата заседания пока не назначена, говорит близкий к УГО источник. По его данным, до сих пор обсуждается вилка затрат по новой программе, $95 млрд — максимальный вариант, но согласия по нему у чиновников нет. http://www.vedomosti.ru/newspaper/artic Каждый год Счетная палата проверяет эффективность компаний – операторов СРП. Сейчас прошла проверка за 2009 г. И недостатки есть у всех, следует из материалов к пресс-конференции Бесхмельницына. Оператор Харьягинского СРП – Total вела работы с «нарушением условий недропользования с отступлением от ранее утвержденных проектных решений», говорится в материалах. В частности, есть отставание по бурению, нарушен температурный режим закачки воды, не выполняется план по утилизации ПНГ, ожидается невыполнение плана по добыче в 2009–2011 гг., говорит сотрудник Счетной палаты. У «Сахалина-2» недоплата роялти – $31,8 млн за 2009 г. (из-за неправильного определения налогооблагаемой базы), отмечается в материалах; если такой метод расчетов сохранится, недоплата за весь срок проекта может достичь $1 млрд. А у «Сахалина-1» невыполнение плана по добыче в 2009 г.: 8,2 млн т нефти (против прогнозных 10,8 млн т) и 1,54 млрд куб. м газа (против 2,9 млрд), говорит сотрудник Счетной палаты. Доходы государства в виде доли прибыльной продукции от «Сахалина-1» составили в 2009 г. 3,38 млрд руб. против 7,37 млрд руб. в 2008-м. Правда, план на 2009 г. также был ниже, отмечает собеседник «Ведомостей», – сначала 2,9 млрд руб., затем около 4 млрд руб. «Сахалин-1» Участники – Exxon Neftegaz (30%, оператор проекта), «Роснефть» (20%), ONGC (20%) и Sodeco (30%). Запасы – 307 млн т нефти и 485 млрд куб. м газа (потенциальные извлекаемые). Добыча – 8,2 млн т нефти и 1,54 млрд куб. м газа (2009 г.). - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - Иностранным компаниям не повезло в России с соглашениями о разделе продукции. Участь потесненных в разное время Total (Харьягинское месторождение) и Shell («Сахалин-2») вскоре может постигнуть и Exxon Neftegaz, работающую на «Сахалине-1». Как стало известно РБК daily, сейчас в правительстве обсуждается схема смены оператора, а также кандидатура нового координатора проекта. Вероятно, им станет «Роснефть», «дочкам» которой принадлежит 20% «Сахалина-1». Как сообщил РБК daily источник в Минфине, ведомство Алексея Кудрина до сих пор не утвердило Exxon Neftegaz смету на текущий год, так как планируются существенные изменения не только по самим расходам, но и в структуре проекта. «Судя по тому, что у «Газпрома» уже одно СРП есть («Сахалин-2»), а в «Сахалине-1» 20% уже принадлежит «Роснефти», ее и поставят новым оператором», — считает собеседник. По его словам, Exxon Neftegaz в свое время удалось пробить соглашение, создающее для проекта максимально льготные условия, и «сейчас они могут делать все, что хотят». «Государство это не устраивает, к тому же предпочтительнее, чтобы координатором на шельфе была российская компания», — подчеркивает чиновник. То, что участие российских компаний заметно улучшает управляемость проекта, подтверждает и Михаил Бесхмельницын. Аудитор сообщил журналистам, что с приходом в «Сахалин-2» «Газпрома» отчетность по проекту стала намного прозрачнее. А та же Exxon Neftegaz в августе 2010 года увеличила затраты на разработку месторождений «Сахалина-1» в 2,2 раза, до 95,3 млрд долл. В настоящее время, утверждает источник РБК daily, рассматривается несколько вариантов смены оператора. В частности, предполагается выкупить доли у японской SODECO (30%) или индийской ONGC (20%). Это позволит довести долю «Роснефти» в проекте до 50%. Согласно другом варианту, рассматривается возможность изменения условий СРП. В «Роснефти» от комментариев отказались, получить комментарий в Exxon Neftegaz не удалось. Аналитик ФК «Уралсиб» Алексей Кокин считает, что изменить условия СРП, в котором определяется процедура смены оператора, достаточно сложно. В этом случае было бы самым эффективным выкупить долю Exxon в проекте. «Конечно, Exxon так просто не отдаст свой пакет, но у нас умеют так вести переговоры, что в итоге компания согласится», — подчеркивает г-н Кокин. За примерами ходить далеко не надо. Ранее «Зарубежнефть» потеснила французскую Total в Харьягинском проекте. Тогда основными претензиями Счетной палаты к иностранной компании было недополучение доходов от проекта, непредставление Total схемы технологической разработки месторождения и проблемы с достижением проектных показателей добычи. Ростехнадзор также не стоял в стороне, в 2006 году оператора Харьяги обвинили в нарушении природоохранного законодательства и закона «О недрах». В итоге в ноябре 2009 года генеральный директор концерна Total Кристоф де Маржери и гендиректор «Зарубежнефти» Николай Брунич подписали договор купли-продажи долей участия в проекте. В соответствии с документом Total продала «Зарубежнефти» 10-процентную долю в Харьягинском проекте. В пользу российской компании 10% своей доли уступила и норвежская StatoilHydro. Таким образом, французская и норвежская компании сократили свои доли до 40 и 30% соответственно. Аналогичная участь постигла и участников другого СРП — «Сахалин-2». В 2006 году под нажимом Минприроды, Генпрокуратуры и тогда еще Минпромэнерго компании Shell, Mitsubishi и Mitsui были вынуждены продать по половине своих долей в проекте «Газпрому» с существенным дисконтом — всего за 7,45 млрд долл. Как полагает ведущий эксперт УК «Финам Менеджмент» Дмитрий Баранов, если оператором «Сахалин-1» будет российская компания, проект станет внутренним делом России со всеми вытекающими отсюда последствиями в виде отмены различных льгот и послаблений для него. Но в дальнейшем иностранцам будет трудно объяснить, почему им выгодно работать на российских месторождениях. «Сахалин-1» предусматривает разработку трех нефтегазовых месторождений — Чайво, Одопту и Аркутун-Даги — с общими потенциальными запасами около 307 млн т нефти (2,3 млрд барр.) и 485 млрд куб. м газа. Оператором проекта выступает Exxon Neftegaz (30%). Ее партнеры — «дочки» «Роснефти», «РН-Астра» (8,5%) и «Сахалинморнефтегаз-Шельф» (11,5%), японский консорциум SODECO (30%) и индийская ONGC (20%). http://www.rbcdaily.ru/2010/10/27/tek/5 "Газпром" может стать участником очередного проекта СРП Наталья Гриб Коммерсантъ, N020, 27.10.2010 http://kommersant.ru/doc.aspx?DocsID=15 | ||||||||||||
| Tuesday, October 26th, 2010 | |||||||||||||
| 11:00 am | Власти решили отказаться от регулирования калийного рынка Сулейман Керимов оказался очень эффективным лоббистом. Лишь несколько месяцев назад он вошел в калийный бизнес, но уже сумел убедить правительство отказаться от регулирования цен на калийные удобрения. Тем самым может быть положен конец многолетним спорам по ценам на калий для производителей сложных минудобрений — с 2013 года они должны стать рыночными, решили вчера на совещании у первого вице-премьера Игоря Шувалова. Для калийных компаний это означает сотни миллионов долларов дополнительных доходов ежегодно. Вчера у первого вице-премьера правительства Игоря Шувалова прошло совещание, посвященное ценам на калий для внутреннего рынка, рассказали РБК daily несколько источников, близких к его участникам. Непосредственно в секретариате вице-премьера не стали комментировать ход совещания, лишь подтвердив его проведение. Собеседники РБК daily рассказали, что встреча была подготовлена буквально за считаные дни, а ее инициатором выступил Сулейман Керимов. Его представители на запрос РБК daily не ответили. Сами калийные компании от комментариев отказались. Совсем скоро, 5 ноября, должна была завершиться договорная кампания между производителями сложных минудобрений («Акрон», «Еврохим», «Уралхим», «Фосагро» и др.) с калийщиками о поставках сырья на ближайшие годы. Кампания должна была пройти по правилам недискриминационного доступа на рынок хлористого калия, разработанным Федеральной антимонопольной службой в сентябре этого года. Согласно им обе калийные компании должны поставлять на внутренний рынок около 15% своей продукции (1,65 млн т) по фиксированным ценам (от 4300 руб. за тонну с ежегодной индексацией), которые традиционно в разы ниже мировых. Такой уровень цен обосновывался тем, что при более высокой стоимости поставки удобрений на ключевые рынки — Индии и Китая — станут нерентабельными. Все производители сложных минудобрений подали заявки на максимально предусмотренный правилами ФАС срок — пять лет. Сами калийщики ранее подтверждали, что заявки получены и изучаются. Между тем собеседники РБК daily рассказали, что в ходе совещания у Игоря Шувалова было решено перейти с 2013 года на рыночные цены на калий для внутреннего рынка. На ближайшие два года будет установлен переходный период, призванный сгладить резкий рост цен. В частности, производители сложных минеральных удобрений смогут до начала 2013 года приобретать хлористый калий по минимальным экспортным ценам. Сейчас это около 6,3 тыс. руб. за тонну (без НДС). Впрочем, производители сложных минудобрений могут рассчитывать на компенсацию. ФАС и Минпромторгу поручено рассмотреть вопрос компенсации части недополученного субсидирования на период до 2013 года в связи с переходом на рыночное ценообразование. Непосредственно «Уралкалий» и «Сильвинит» смогут таким образом только в ближайшие два года дополнительно заработать 220 млн долл. Участники рынка ожидают, что уже до конца года эти компании объединятся. Непосредственно сельхозпроизводители до 2013 года продолжат получать хлористый калий по льготной цене — 4200 руб. за тонну. В последующем планируется выделять им дополнительные субсидии на приобретение калийных и сложных минудобрений. Еще накануне совещания у Шувалова высокопоставленный источник РБК daily в правительстве говорил, что чиновники не планируют вмешиваться в ситуацию и устанавливать правила сверху, рассчитывая убедить стороны договориться. Ранее участники рынка рассказывали РБК daily, что обсуждаются различные варианты урегулирования ситуации. К примеру, установление разных цен на хлоркалий, идущий на производство сложных минудобрений, для внутреннего и внешнего рынков либо фиксация объема сырья, необходимого для производства сложных минудобрений, идущих на внутренний рынок. «Но дальнейшая судьба сырья не должна влиять на его стоимость для покупателя», — говорил один из собеседников РБК daily. Это противоречило бы антимонопольному законодательству, говорит адвокат ЮК «Юков, Хренов и партнеры» Дмитрий Лобачев. «Прямого запрета на установление разных цен в законе нет, но экономически обоснованна может быть только некая единая цена, так как любые другие действия запрещены законом о защите конкуренции, — отмечает он. — Аналогично невозможно установить и различные объемы продаж в зависимости от покупателя». http://www.rbcdaily.ru/2010/10/26/indus | ||||||||||||
| Wednesday, September 22nd, 2010 | |||||||||||||
| 12:15 pm | Затраты на дальневосточный трубопровод Газпром хочет окупить за счет госказны Правительство готово пойти навстречу «Газпрому» и компенсировать приемлемые для потребителей Дальнего Востока тарифы на газ. Как стало известно РБК daily, Минэнерго разработало проект постановления о выделении субсидии «Газпрому» в качестве компенсации строительства трубопровода и последующих поставок топлива. Концерн просит ежегодно «доплачивать» ему 10 млрд руб. В Минфине заявляют, что таких денег для «Газпрома» в бюджете нет. Как рассказал РБК daily источник в правительстве, вчера в Минэнерго обсуждался проект постановления, согласно которому «Газпрому» могут быть предоставлены субсидии на компенсацию высоких затрат по газификации Восточной Сибири и Дальнего Востока. В конце будущего года концерн обещает сдать в эксплуатацию первую ветку газопровода Сахалин — Хабаровск — Владивосток протяженностью около 1350 км. Как ранее заявлялось, инвестиции в строительство составят около 75 млрд руб. «Уровень газификации этих регионов природным газом сегодня мал. По оценкам специалистов «Газпрома», потребность в газе на Востоке России по мере развития газовой промышленности будет быстро расти и к 2020 году составит порядка 40 млрд куб. м в год», — сказал зампредправления компании Александр Ананенков, выступая в начале сентября на Байкальском экономическом форуме. В начале года «Газпром» начал консультации с регионами о стоимости газа. В итоге выходило, что потребителям топливо достанется по ценам выше европейских. Так, как утверждал в апреле источник в администрации Хабаровского края, монополист озвучил цену в 10—12 тыс. руб. за 1 тыс. куб. м газа. Для Камчатского края «экономически обоснованная цена» оказалась и того выше — 20 тыс. руб. за 1 тыс. куб. м газа. В начале сентября ФТС установила для Камчатки тариф в 10,9 тыс. руб. Фактически такая стоимость топлива «убивала» всю экономику региона, крупные потребители не готовы были выкладывать такие суммы. Логику «Газпрома» понять несложно — фактически строительство трубопровода ему навязали в 2007 году. До сих пор теплом и электричеством здесь снабжают станции, работающие на дорогостоящем угле и мазуте. Тогда правительство дало указание монополисту достроить трубу Сахалин — Хабаровск — Владивосток, который когда-то пыталось возвести ликвидируемое РАО «ЕЭС России». Понимая, что газификация регионов не приведет к удешевлению топлива, местные власти надеялись на субсидии со стороны госбюджета. Но «Газпром» «тянет одеяло на себя». Как уверяет РБК daily собеседник из Министерства финансов, концерн просит выделять ему ежегодно 10 млрд долл. Это позволит ему удерживать цену в регионе на уровне 100 долл. за 1 тыс. куб. м, как в европейской части. «Минфин на такие суммы не согласится», — уверен собеседник в ведомстве. Источник в Минэнерго уверяет, что правительство обсуждает возможность субсидирования в пределах 5—6 млрд руб. в год. В «Газпроме» вчера отказались комментировать этот вопрос. По мнению аналитика ИФД «Метрополь» Александра Назарова, такими заоблачными ценами «Газпром» просто хочет окупить свои затраты на газопровод Сахалин — Хабаровск — Владивосток, считает он. Но освоить такую мощность поставок, на который рассчитан газопровод, дальневосточные потребители не могут. «Поэтому правительство помогает «Газпрому» стимулировать в Приморье спрос на голубое топливо», — считает аналитик. Изначально было ясно, что трубопровод не сможет окупиться, проект очень дорогой, добавляет гендиректор East European Gas Analysis Михаил Корчемкин . Было выгоднее и дешевле построить регазификационный терминал (это стоило бы меньше 1 млрд долл.) и импортировать газ из Австралии, Индонезии и Катара. Сейчас цена на СПГ, например, для Китая составляет около 150 долл. за тыс. куб. м и предпосылок для ее повышения в ближайшее время нет. По его мнению, правительство и «Газпром» сойдутся на том, что затраты на дальневосточный газопровод распределят на всех российских потребителей. Таким образом, «Газпром» останется при своих деньгах и даже с прибылью. «Из расчета, что поставки на Дальний Восток составят порядка 5 млрд куб. м, а общие продажи «Газпрома» по трубам в России около 300 млрд куб. м, для потребителей по всей стране повышение будет незначительным, 1—2 долл.», — подсчитал г-н Корчемкин. http://www.rbcdaily.ru/2010/09/22/tek/5 | ||||||||||||
| Tuesday, September 14th, 2010 | |||||||||||||
| 11:00 am | Башнфть показала лучшие результаты в отрасли «Башнефть» продолжает увеличивать рентабельность своего бизнеса, и по этому показателю она даже обошла ЛУКОЙЛ. Вряд ли это лидерство компании удастся сохранить в будущем году — большая изношенность месторождений и высокие затраты на покупку нефти будут оказывать давление как на финансовые результаты, так и на темпы добычи. ( Read more... )  http://www.rbcdaily.ru/2010/09/14/tek/5 Также http://community.livejournal.com/oilgas | ||||||||||||
| Sunday, September 12th, 2010 | |||||||||||||
| 3:10 am | Количество буровых установок в мире продолжает расти Количество буровых установок, работающих на нефтегазовых месторождениях по всему миру, продолжает расти и достигло максимума с конца 2008 года. Об этом свидетельствует статистика, опубликованная буровой компанией Baker Hughes, передает Bloomberg. До рекорда предыдущих двух десятилетий (3557 буровых), который был установлен в сентябре 2008 года, осталось ввести в эксплуатацию 430 установок. Всего с августа прошлого года их число выросло на 1022 штуки. Активнее всего нефтегазовое бурение растет в США, там количество буровых в августе по сравнению с началом года увеличилось на 371. Всего в США работает 52% от общемирового количества буровых установок. Существенный рост показал регион Дальнего Востока — были построены 22 буровые (8% общемирового числа). В Канаде, напротив, число работающих установок сократилось с января 2010-го на 72, до 387, при этом в сравнении с августом предыдущего года страна показала самый существенный рост — 117,4%. В отстающих Европа: на ее долю приходятся всего 84 буровые, что на две меньше, чем в начале года, и лишь на 7,7% больше, чем в августе прошлого года. Примечательно, что Россию Baker Hughes не выделяет в отдельный регион.  http://www.rbcdaily.ru/2010/09/10/tek/5 | ||||||||||||
| Monday, August 23rd, 2010 | |||||||||||||
| 2:30 pm | «Роснефть» скупает активы и ищет партнеров на южном шельфе Пока чиновники не могут решить, как поделить между «Газпромом» и «Роснефтью» нефтегазовые участки шельфа северных морей, нефтяная компания решила не терять время на юге. Как стало известно РБК daily, к финальной стадии близятся переговоры «Роснефти» с потенциальным партнером по Туапсинскому прогибу компанией ExxonMobil. Кроме того, в планах госкомпании приобрести «Черноморнефтегаз», аффилированный со структурами предпринимателя Владимира Лисина. Американская ExxonMobil может стать партнером «Роснефти» по разработке Туапсинского прогиба шельфа Черного моря. «Урегулированы все технологические и финансовые вопросы, основные трудности возникли в политической плоскости», — говорит источник, близкий к «Роснефти». По его словам, иностранные компании неохотно идут на уступки по условиям, принятым для черноморских проектов. Однако после того как было принято решение о допуске Chevron на участок Вал Шатского, переговоры с Exxon значительно оживились. Источник в Минприроды подтвердил РБК daily, что именно ExxonMobil — основной претендент на роль партнера «Роснефти» по разработке Туапсинского прогиба. Представитель ExxonMobil Диляра Сыдыкова не стала комментировать эту информацию, но добавила, что компания рассматривает все коммерческие проекты, которые есть в России. В «Роснефти» сообщили, что «вопрос о привлечении партнера в проект «Туапсинский прогиб» в настоящее время остается открытым. Переговоры ведутся». Государство тоже старается помочь «Роснефти» в реализации черноморских проектов. Территория, на которой находится Туапсинский прогиб, располагается на границе России и Украины. На данный момент поисковые лицензии на участок выданы и украинской, и российской стороной. Когда запасы подтвердятся, вопрос разделения территории обострится. «Пока акватория не делимитирована. Необходимо подписание трансграничного международного соглашения, — поясняет собеседник в Минприроды. — МИД и наше ведомство ведут переговоры с украинской стороной, и сейчас они стали значительно более активными, рассматриваются различные варианты разграничений». Планы «Роснефти» по работе на Черном море не ограничиваются Валом Шатского и Туапсинским прогибом. Компания ведет переговоры о покупке компании ЗАО «Черноморнефтегаз», рассказали РБК daily источники в Минприроды и «Роснефти». В Минэнерго не подтвердили, но и не опровергли эту информацию, пояснив, что «официальных документов об этом пока не было». «Черноморнефтегаз» считается активом Владимира Лисина (он входит в совет директоров), компания владеет двумя лицензиями на участки в Азовском море (Палеозойский и Високосный) и две площади в Черном море (Северо-Западная и Юго-Восточная). Прокомментировать информацию о сделке с «Роснефтью» в компании не смогли, сославшись на отсутствие подписанных документов о достигнутой договоренности. Покупка «Черноморнефтегаза» станет вполне логичным решением, считает партнер консалтинговой компании RusEnergy Михаил Крутихин. По действующему законодательству работать на российском шельфе могут только «Газпром» и «Роснефть». По окончании поисковой лицензии «Черноморнефтегаз» не сможет продолжить работу на шельфе, покупка компании упростит «Роснефти» получение этих лицензий, поясняет аналитик. Тем не менее эксперт полагает, что активного развития шельфовых проектов не будет. С одной стороны, в Черноморском регионе хорошая инфраструктура («Роснефти» принадлежит Туапсинский НПЗ), а транспортное плечо до потребителя небольшое. С другой стороны, условия добычи будут крайне тяжелыми. «Там нет твердого дна, на глубине серная кислота, в которой растворяются трубы», — говорит г-н Крутихин. Затраты на добычу будут высокими, а значит, не избежать конфликта интересов Минфина и нефтяных компаний. «Государство пойдет навстречу нефтяникам», — уверен аналитик ИФК «Метрополь» Алексей Кокин. Возможно несколько вариантов развития событий. Либо черноморские проекты войдут в число пилотных, на которых будут испытывать налог на дополнительный доход, либо налоговая система для работы на глубоководном шельфе будет полностью изменена. http://www.rbcdaily.ru/2010/08/23/tek/5 | ||||||||||||
| Tuesday, August 17th, 2010 | |||||||||||||
| 10:00 am | Разрабатывать шельф в Туркмении будут американцы и арабы Туркмения в последнее время все больше показывает, что Россия для нее не стратегический партнер. Президент республики Гурбангулы Бердымухамедов отдал предпочтение компаниям из США и ОАЭ для разработки участков каспийского шельфа. ЛУКОЙЛ к участию в тендере даже не был допущен. Для разработки двух морских блоков туркменского шельфа Каспия Туркмения намерена привлечь нефтяные компании Chevron, TX Oil, ConocoPhillips (США) и Mubadala Development Co (ОАЭ), сообщило туркменское телевидение, передает Reuters. Поручение выбрать для страны наиболее подходящие предложения от этих концернов дал президент республики Гурбангулы Бердымухамедов. Тем самым ЛУКОЙЛ, который вот уже несколько лет пытается пробиться на каспийский шельф Туркмении, оказался не у дел. «Компания ЛУКОЙЛ делала многолетние попытки войти в нефтяную отрасль Туркмении, но они не увенчались успехом. И сейчас туркменские власти предпочли отказаться от нашего участия», — сказал РБК daily источник в российской компании. По его словам, ЛУКОЙЛ уже достаточно долгое время ведет переговоры с туркменскими властями по освоению морских блоков 9 и 20, которые были отданы иностранным компаниям. «Войти в туркменский рынок не так-то просто, они сейчас целиком ориентированы на Запад. Мы предлагали туркменам большие инвестиции и комфортные условия работы, но все наши усилия были тщетны», — добавляет источник. ЛУКОЙЛ пытался договориться также о совместном освоении шельфа Туркмении, но власти страны не дали своего согласия. В правительстве республики отказались обсуждать разногласия с российским ЛУКОЙЛом. Ранее в Туркмении заявляли, что российские компании не выдерживают конкуренции с западными компаниями. Из-за того что участок шельфа Каспийского моря, принадлежащий республике, более сложный в освоении, правительство требовало от компаний использование самых новейших технологий, а также гораздо больших инвестиций. Собеседник в ЛУКОЙЛе заявляет, что это лишь отговорка туркменской стороны, чтобы не пускать Россию в свои недра. «Мы выполняли на туркменском шельфе буровые работы в качестве подрядчика. У ЛУКОЙЛа имеются и оборудование, и деньги», — сообщает представитель компании. Стоит отметить, что сейчас в Туркмении из российских компаний работает только «Итера». ЛУКОЙЛ пытается начать бизнес в республике на протяжении последних пяти лет, и шансов добиться желаемого становится все меньше. Отношения России с союзной республикой особенно осложнились в последнее время. В прошлом году в результате аварии на газопроводе САЦ-4 были прерваны поставки туркменского газа в Россию. МИД Туркмении обвинил в инциденте «дочку» «Газпрома» — «Газпром экспорт». По мнению министерства, компания в одностороннем порядке сократила импорт газа, и это стало причиной аварии. «Газпром» тогда «своей вины» не признал. Позже стороны договорились о продолжении поставок. Конфликт, казалось бы, был исчерпан, но в этом году Туркмения неожиданно заявила, что будет строить газопровод «Восток — Запад» самостоятельно, без участия российской стороны. По словам генерального директора Фонда эффективной политики Кирилла Танаева, такое поведение туркменского правительства говорит о том, что они не хотят политической зависимости от России и всеми силами пытаются донести это до Запада. Партнер консалтинговой компании RusEnergy Михаил Крутихин считает, что Туркмения вполне охотно пошла бы на контакт с российскими компаниями, если бы через них государство не пыталось влиять на политику в республике. - - - - - - - - - Китай обходит «Газпром» Президент Туркмении Гурбангулы Бердымухамедов «дал поручение соответствующим руководителям отрасли провести плодотворные переговоры с Государственным банком развития Китая на получение льготного кредита в сумме 4,1 млрд долл.». Об этом сообщает Reuters со ссылкой на государственное телевидение Туркмении. Заем предназначен для дальнейшего обустройства месторождения Южный Елотен. Ранее Китай уже выделил Туркмении 4 млрд долл. на реализацию первого этапа разработки этого месторождения. Южный Елотен входит в пятерку крупнейших газовых месторождений в мире. http://www.rbcdaily.ru/2010/08/16/tek/5 | ||||||||||||
| Monday, August 16th, 2010 | |||||||||||||
| 2:08 am | Керимов и партнеры теперь полностью контролируют калийную отрасль России После приобретения «Уралкалия» Сулейману Керимову с партнерами потребовалось всего два месяца, чтобы купить и второго из двух российских производителей калийных удобрений — компанию «Сильвинит». В выходные компания официально сообщила о смене акционеров — 44% акций теперь у Fenguard Ltd и Forman Commercial Ltd, которые источники, близкие к сделке, связывают с давними знакомыми Керимова — Анатолием Скуровым и Зелимханом Муцоевым. В минувшую субботу «Сильвинит» сообщил, что его акционеры Eventus Aktiengesellschaft (6,35% акций), Hustell Trading Ltd (19,31%), IBH Beteiligungs und Handelges (13,31%) и RI Realinvest SA (13,34) уведомили компанию о продаже принадлежащих им акций. В сумме им принадлежало 52,31% акций «Сильвинита». Исходя из рыночных котировок оценить такой пакет можно в 2,67 млрд долл. без учета премии за контроль. Одновременно компании Fenguard и Forman Commercial объявили себя владельцами 20 и 24% акций «Сильвинита» соответственно (2,25 млрд долл.). По неофициальной информации, более контрольного пакета акций «Сильвинита» принадлежало бывшему гендиректору компании Петру Кондрашову и его партнеру Анатолию Ломакину. Источники, знакомые со сделкой, отмечают, что Fenguard и Forman Commercial действуют в интересах совладельца «Сибуглемета» Анатолия Скурова и депутата Госдумы Зелимхана Муцоева. Оба они давние знакомые Филарета Гальчева и Сулеймана Керимова. В «Нафте Москва» Сулеймана Керимова официально опровергают свою причастность к сделкам с акциями «Сильвинита». Почти десять лет Петр Кондрашов сопротивлялся попыткам бывшего основного собственника «Уралкалия» Дмитрия Рыболовлева объединить компании. В июне этого года г-н Рыболовлев продал 53,2% акций «Уралкалия» компаниям Керимова, Несиса и Гальчева. Как ожидают участники рынка, именно объединение производителей калийных удобрений является одной из целей консорциума покупателей во главе с Сулейманом Керимовым. Объединенная компания заняла бы второе место в мире с долей около 30% и могла бы существенно сэкономить на издержках. Впрочем, пока «Сильвинит» сообщил, что новые акционеры намерены сохранить существующую систему экспорта продукции через «дочку» «Сильвинита» — Международную калийную компанию. Одобрения Федеральной антимонопольной службы на уже прошедшие сделки не потребовалось: каждый из покупателей приобрел менее 25% акций — что в «Сильвините», что в «Уралкалии». Это также позволяет не объявлять оферты на выкуп долей миноритариев. Более того, в пятницу в ФАС сообщили, что совладельцы «Уралкалия» Сулейман Керимов, Александр Несис и Филарет Гальчев уведомили ведомство о том, что никак не аффилированы друг с другом и не собираются консолидировать свои доли в «Уралкалии». Ходатайств же о покупке «Сильвинита» ведомство не получало. http://www.rbcdaily.ru/2010/08/16/indus | ||||||||||||
| Monday, July 26th, 2010 | |||||||||||||
| 8:05 am | Жизнь после ЮКОСа Имя Семена Кукеса было на слуху, когда он руководил ЮКОСом. С тех пор прошло шесть лет. Г-н Кукес ушел в тень, обосновавшись в Самаре, где возглавил небольшую компанию «Самара-Нафта». Как выяснила РБК daily, ему не приходится жаловаться на судьбу: по рентабельности «Самара-Нафта» далеко обходит крупнейшие нефтяные компании, а самому Семену Кукесу она могла принести несколько десятков миллионов долларов прибыли. Предприниматель российского происхождения с гражданством США Семен Кукес почти все время теперь живет в Самаре. С журналистами практически не общается, а на просьбу дать интервью отвечает отказом. «Ему не нужен лишний пиар», — говорят в компании «Самара-Нафта», которой он руководит. Еще несколько лет назад его имя не сходило с первых полос российских и зарубежных газет, ведь он управлял крупнейшими российскими нефтяными компаниями. В ЮКОС Семен Кукес пришел в 1996 году, проработал там два года в должности старшего вице-президента по стратегическому планированию и корпоративному развитию, затем перешел в Тюменскую нефтяную компанию. Возглавлял ее до 2003 года, после чего вновь вернулся в ЮКОС и чуть позже стал председателем правления компании «ЮКОС — Москва» (управляющая компания ЮКОСа). В 2004 году он ушел из ЮКОСа и занялся собственным бизнесом, купив ЗАО «Самара-Нафта» через свою компанию Trabant Holdings International у группы СОК. Компания была создана в 1996 году саратовским предпринимателем Владимиром Родионовым, которого нефтяной бизнес практически не интересовал, как, впрочем, и следующего собственника — группу СОК (приобрела актив в 2000 году). В 2005 году 65% акций Trabant купила американская Amerada Hess Corporation, а Семен Кукес возглавил «Самара-Нафту». В результате в Поволжье начала набирать обороты компания уже с известным именем, но теперь с участием американского капитала. Первым делом она стала активно участвовать в проводимых в регионе аукционах. Сначала не совсем удачно — в январе 2005 года из семи участков, на которые она претендовала, компания заполучила лишь один, однако затем дела пошли в гору. Уже в декабре она приобрела у «РуссНефти» контрольный пакет «Волганефти», расширив присутствие в регионе. В Самарской области немного крупных игроков. Серьезную конкуренцию «Самара-Нафте» сейчас составляет лишь «Самаранефтегаз» (добыча 10 млн т), которую в мае 2007 года купила на аукционе государственная «Роснефть». Как пояснили РБК daily в «Самара-Нафте», на сегодняшний день у компании 16 лицензионных участков — один в Ульяновской области, остальные в Самарской. Извлекаемые запасы по категории С1 — 50 млн т, С2 — 22 млн т нефти (данные 2009 года). Суточная добыча сейчас составляет 6,18—6,2 тыс. т при наличии 100 действующих скважин. Падения добычи не было даже в период финансового кризиса, который затронул всех нефтяников. За пять лет Семену Кукесу удалось нарастить ее почти в пять раз, с 392 тыс. т в 2005 году до 1,9 млн т в прошлом году. В планах компании к 2013 году преодолеть уровень 3 млн т, в частности за счет приобретения новых активов. «Если на рынке будет хорошее предложение с точки зрения экономики и близости к нашим проектам, компания готова приобретать такие лицензии», — говорит сам г-н Кукес. Около 40% нефти компания экспортирует водным транспортом, а остальное продает на российские НПЗ. По итогам прошлого года «Самара-Нафта» показала рост выручки на 33,25% (до 430 млн долл.) в основном за счет роста добычи на 41,3%, даже при том что цены на нефть упали за год на 35,4%, а внутренние цены на нефтепродукты — на 36,1%, указывает аналитик ФК «Открытие» Дмитрий Лютягин. Все крупнейшие нефтяные компании показали снижение своих финансовых показателей за этот период. Чистый долг компании составил на конец 2009 года 345,6 млн долл., что в 1,8—1,9 раза превышает EBITDA. Это существенный риск для компании, указывают эксперты. Но чистая прибыль выросла в прошлом году по сравнению с 2008 годом в 2,5 раза, до 72,4 млн долл. Всего за период с 2005 по 2009 год, исходя из данных финансовой отчетности компании по РСБУ, ее чистая прибыль составила 155 млн долл. На долю Семена Кукеса пришлось свыше 50 млн. ( Read more... ) | ||||||||||||
| Wednesday, July 7th, 2010 | |||||||||||||
| 11:40 am | Катар поднимает цены на газ за счет сокращения производства СПГ 11 Июня 2010 Катар поднимает цены на газ За счет сокращения производства СПГ Катар, крупнейший в мире экспортер сжиженного природного газа (СПГ), сокращает его поставки в этом году на 66%. В стране на ремонт закрывается восемь комплексов по производству газа. Сокращение предложения газа должно поддержать цены на него. Действия Катара могут стать примером для других стран — членов газовой ОПЕК, желающих поднять стоимость голубого топлива. За последние два месяца в Катаре закрылось на ремонт шесть из 12 комплексов по производству газа и в течение лета должна быть приостановлена работа еще двух, пишет агентство Bloomberg. Таким образом, из строя выйдут мощности, производящие 41 млн т СПГ в год из всего экспортного потенциала 61,5 млн т, что означает сокращение поставок из страны на 66%. Это уже не первый шаг Катара по сокращению экспорта газа. На прошлой неделе стало известно, что страна приняла решение о выводе из эксплуатации как минимум восьми танкеров для перевозки СПГ, базирующихся в Оманском заливе. Их совокупная вместимость составляет около 1,8 млн куб. м. Всего в распоряжении Катара 23 танкера для перевозки СПГ. По мнению экспертов, причина кроется в том, что фьючерсы на газ с поставкой в конце года дороже июльских на 20%, 5,3 долл. за 1 млн британских тепловых единиц (БТЕ) против 4,45 долл. за 1 БТЕ. А значит, с продажей сырья выгоднее подождать. В прошлом году, когда добыча и экспорт российского «Газпрома» неумолимо сокращались, Катар наращивал производство. В 2009 году его доля в европейском импорте выросла с 2 до 10%. В январе этого года по сравнению с аналогичным периодом прошлого года экспорт Катара увеличился в три раза, а по сравнению с началом 2008-го в пять раз и составил 2,8 млрд куб. м. Однако потребление голубого топлива в прошлом году упало. По данным ВР, падение составило 2,1%, при этом предложение сырья, наоборот, выросло во многом за счет роста добычи сланцевого газа в США. Поэтому стоимость голубого топлива как в прошлом, так и в нынешнем году находится на минимальных значениях. Ранее Алжир уже предлагал России и Катару снизить производство газа, чтобы поднять цены на него, но поддержки не нашел. Приостановка заводов Катара — это сигнал, что предприятиям тяжело приходится при нынешнем уровне цен на рынке СПГ и они хотят подтолкнуть их вверх, считает аналитик ИК «Велес Капитал» Дмитрий Лютягин. И место Катара, скорее всего, так и останется «вакантным», так как цену, по которой он ранее продавал газ, мало кто может предложить. Даже Норвегия реализует сырье дороже. «Газпром», который планирует увеличить добычу газа по сравнению с провальным прошлым годом примерно на 12%, не пойдет по пути Катара, считает директор Института национальной энергетики Сергей Правосудов. Новость о снижении экспорта газа Катаром, конечно, способна оказать поддержку рынку природного газа, считает старший аналитик «Арбат Капитала» Виталий Громадин. К тому же к нему сейчас приковано особое внимание инвесторов. И собственно, действия Катара говорят о том, что при желании страны — члены Форума стран — экспортеров газа, так называемой газовой ОПЕК, все-таки могут сокращать производство сырья, чтобы влиять на его стоимость, как это делает нефтяная организация. Но «Газпром» пока рассчитывает, что предложение превысит спрос в силу естественных причин. Условий для новых рекордов добычи сланцевого газа в текущем году не существует, считает глава монополии Алексей Миллер, передает РИА Новости. Так, по итогам первого квартала добыча газа в США практически не изменилась, а импорт СПГ вырос на 60%. Ввод мощностей по сжижению газа в мире в 2008 году составил 11,4 млн т, в 2009-м — 15,6 млн т, а на текущий год запланировано ввести не более 1,4 млн т. При этом спрос на газ восстанавливается. «Газпром» рассчитывает, что разрыв в ценах на трубопроводный и спотовый газ исчезнет не позднее 2012 года. http://www.rbcdaily.ru/2010/06/11/tek/4 | ||||||||||||
| Monday, May 24th, 2010 | |||||||||||||
| 9:35 am | «Газпром» рассматривает возможность продажи своей буровой «дочки» и основного подрядчика — «Бургаза» Как стало известно РБК daily, «Газпром» рассматривает возможность продажи своей буровой «дочки» и основного подрядчика — «Бургаза». Стоимость компании специалисты оценивают в 1 млрд долл. Основным претендентом на покупку актива называют «Стройгазмонтаж», принадлежащий знакомому премьера Владимира Путина Аркадию Ротенбергу. ( Read more... ) По словам другого собеседника РБК daily, хорошо знакомого с ситуацией, причиной продажи сервисной компании стало трудное финансовое положение «Газпрома». Продажа непрофильного актива призвана показать инвесторам, что холдинг серьезно настроен повысить эффективность своего бизнеса, отмечает он. Согласно отчетности по МСФО сумма долга «Газпрома» по состоянию на конец декабря 2009 года составляла 1,37 трлн руб., что на 353 млрд больше, чем годом ранее. ( Read more... ) «Бургаз» — это колоссальный актив, компания является главным подрядчиком «Газпрома» в выполнении сервисных работ. «Выручка «Бургаза» в 2008 году составила 1,1 млрд долл., прогноз за 2009 год — около 850—900 млн долл.», — подсчитал аналитик ИК «Велес Капитал» Дмитрий Лютягин. Он оценивает стоимость компании в пределах 0,9—1 млрд долл. При этом эффективность «Бургаза» оставляет желать лучшего. Операционная рентабельность предприятия в прошлом году была порядка 6,2%. Это в 2,5 раза ниже, чем у крупнейшей российской сервисной компании Eurasia Drilling Company (16%). Аналогичный показатель для «Газпрома» по итогам 2009 года равнялся 28,6%. Монополия консолидирует результаты «Бургаза» в своей отчетности, доля буровой компании в отчетности холдинга — 1,5%, отмечает г-н Лютягин. «Если «Газпром» продаст сервисное предприятие, его показатели эффективности могут улучшиться на несколько процентов», — предполагает эксперт. ( Read more... ) Нефтегазовый сервис сейчас одна из самых перспективных отраслей. «Если в 2009 году объем нефтесервисного рынка составлял 12,9 млрд долл., то к 2020 году он вырастет до 45—46 млрд долл.», — убежден г-н Лютягин. В условиях государственной нацеленности на восстановление минерально-сырьевой базы спрос на геофизические и буровые работы будет только расти, как и выделяемые на это бюджетные средства. И сейчас появилась возможность сравнительно дешево войти на этот рынок. По всей видимости, осознавая это, предприниматели, приближенные к руководству страны, потянулись в сервисный бизнес. В начале года Геннадий Тимченко, которого называют другом Владимира Путина, выкупил четверть «Геотек Холдинга», второй по величине геофизической компании в России. ( Read more... ) | ||||||||||||
| Thursday, January 14th, 2010 | |||||||||||||
| 10:22 am | Российско-белорусские договоренности Как стало известно РБК daily, Москва и Минск договорились по вопросу поставок российской нефти в Белоруссию и теперь Минск обсуждает с российскими нефтяными компаниями возможность поставлять газ в обмен на товары местного производства. С вступлением в силу с 1 января правил Единого таможенного союза нефтяники рассчитывают снабжать топливом белорусов напрямую, минуя «Газпром», который обладает монополией на экспорт газа. По мнению экспертов, эта схема жизнеспособна только в случае одобрения ее на уровне правительств двух стран. Вчера Москва и Минск наконец согласовали основные принципы поставки нефти через белорусскую территорию, сообщил РБК daily источник, близкий к переговорам. Он отметил, что Россия согласилась увеличить объемы беспошлинной поставки топлива, но не уточнил, насколько. Ранее российская сторона предлагала поставлять «черное золото» без пошлины только для нужд Белоруссии, последняя настаивала, что в условиях Единого таможенного союза она должна получать все топливо без наценки. Следующий шаг навстречу в отношениях двух стран может быть сделан в газовой сфере. По словам источника РБК daily в белорусском правительстве, Минск настаивает, что Единый таможенный союз России, Белоруссии и Казахстана позволяет российским нефтяным компаниям поставлять газ в страну напрямую без участия «Газпрома», который обладает монополией на экспорт голубого топлива и, как правило, не готов идти на уступки покупателю. По словам источника, нефтяникам уже предложили поставлять сырье по схеме «газ в обмен на продукцию». В частности, он может быть переработан на нефтехимическом комплексе «Гродно Азот», выпускающем сельскохозяйственные удобрения. Предполагается, что Белоруссия потом расплатится с поставщиками своими овощами. Интерес к этому предложению уже проявили ЛУКОЙЛ, ТНК-BP и «Роснефть», говорит собеседник РБК daily, знакомый с ситуацией. Спрос на сырье сейчас упал, и нефтяные компании могут согласиться на выгодные для Минска условия. Кроме того, независимые производители газа сейчас испытывают определенные проблемы с его сбытом: монополист сократил у них закупки. Для реализации предложения в любом случае придется договариваться с «Газ-промом», который должен предоставить транспортные мощности в Единой системе газоснабжения. Но в первую очередь необходимо одобрение на межправительственном уровне. В ЛУКОЙЛе и «Роснефти» отказались комментировать возможность поставок газа в Белоруссию. В ТНК-BP сообщили, что не слышали о предложении снабжать Минск газом, пока обсуждается возможность поставлять в Белоруссию по толлинговой схеме нефть. Неофициально в одной из компаний подтвердили, что слышали о «газовом предложении» белорусов. Российским нефтяникам выход в Белоруссию был бы определенно интересен — стоимость газа в республике, даже с учетом предоставляемых ей скидок, выше, чем на российском рынке, говорит директор департамента Due Diligence НКГ «2К Аудит — Деловые консультации» Александр Шток. В первом квартале этого года цена газа для Белоруссии составляет 168 долл. за 1 тыс. куб. м, в то время как на внутреннем рынке даже с учетом запланированного повышения тарифов она будет колебаться в пределах 75—85 долл. за 1 тыс. куб. м. Однако вряд ли независимым производителям будет просто получить доступ на белорусский газовый рынок, считают эксперты. Формирование Единого таможенного союза не означает исчезновения границ между государствами, следовательно, формально поставки в Белоруссию будут считаться экспортом, пусть и с особыми условиями. Получить комментарий в аппарате российского правительства вчера не удалось. О создании Единого таможенного союза только объявлено, а уже начались сложности с трактовкой условий его существования, и они явно не последние, отмечает директор Фонда национальной энергетической безопасности Константин Симонов. Но в данном случае «Газпром» наверняка будет твердо отстаивать нерушимость российского закона об экспорте газа. В «Газпроме» от комментариев отказались. http://www.rbcdaily.ru/2010/01/14/tek/4 | ||||||||||||
| Friday, November 28th, 2008 | |||||||||||||
| 5:57 pm | Эксперты прогнозируют еще более значительное снижение цен на нефть  Уже в первом квартале будущего года цена нефти может достигнуть 43 долл. за баррель. К такому выводу пришли аналитики Merrill Lynch, снизившие свой прогноз сокращения спроса на топливо из-за спада в мировой экономике. Согласно экспертам Deutsche Bank, стоимость нефти в апреле может снизиться до 40 долл. за баррель. Оценки аналитиков сильно расходятся с ожиданиями Минэкономразвития, которые закладывают на будущий год цену на уровне чуть менее 100 долл. за баррель. Аналитики прогнозируют, что остановить падение цен не способны даже совместные усилия России и ОПЕК по снижению добычи. Вчера максимальное с начала торгов падение нефтяных котировок составило более 3,5%. Однако стоимость «черного золота» не шагнула ниже планки в 50 долл. за баррель. Цены по сделкам с нефтяными фьючерсами Light, Sweet Crude Oil составили 53,90 (-0,54) долл. за баррель и 53,37 (-0,55) долл. за IPE Brent Crude. По мнению главного эксперта по инвестициям в странах Европы, Ближнего Востока и Африки группы глобального обслуживания частных клиентов Merrill Lynch Гэри Дугана, средняя цена за баррель неочищенной нефти марки WTI в первом квартале следующего года составит 43 долл., а во втором вырастет до 45 долл. за баррель. Средняя цена нефти в следующем году ожидается на уровне 47 долл. за баррель, заявил вчера г-н Дуган на пресс-конференции в Москве. Специалисты Merrill Lynch рассматривают рубеж в 60 долл. за баррель как точку безубыточности. По прогнозам аналитиков Deutsche Bank, в первом квартале следующего года стоимость нефти может опуститься до 40 долл. за баррель. Средняя цена за год будет колебаться на уровне 60 долл. за баррель, передает агентство Bloomberg. Причина падения стоимости «черного золота», по мнению экспертов, кроется в сокращении спроса на топливо из-за спада в мировой экономике. На этом фоне чересчур оптимистичными выглядят прогнозы социально-экономического развития страны Минэкономразвития, которые предполагают на будущий год среднюю цену на нефть в 99 долл. за баррель. Последняя версия бюджета основывалась на ожидании цены на Urals в 95 долл. за баррель. Правда, министр финансов Алексей Кудрин уже заявил о необходимости пересмотра ожидаемых цен ближе к 50 долл. Аналитик ИК «Велес Капитал» Дмитрий Лютягин соглашается, что спрос на сырьевые товары может упасть. Так, в США в среднем за последние четыре недели потребление нефти и нефтепродуктов снизилось по сравнению с аналогичным периодом предыдущего года на 6,6%, с 20,5 млн до 19,2 млн баррелей в день. Наблюдается падение спроса на бензин и топочный мазут на 2,8 и 2,2% соответственно. Между тем Россия намерена присоединиться к действиям ОПЕК по снижению добычи и уже направила проект меморандума о сотрудничестве. Однако, по мнению аналитиков, координированная деятельность с ОПЕК и сокращение добычи нефти не смогут полностью остановить падение цен на нефть. http://www.rbcdaily.ru/2008/11/28/tek/3 | ||||||||||||
| 5:51 pm | «Роснефть» и «Транснефть» не смогли подписать соглашение с Китаем в срок
| ||||||||||||
| 5:28 pm | Читая Rbcdaily
| ||||||||||||
