media.lawtek.ru
ВЫШЛИ В СВЕТ
КОНТАКТЫ

115054 Москва, ул. Зацепа, 23

Тел.:  +7 (495) 215-54-43,
Тел.:  +7 (499) 235-47-88,
Тел.:  +7 (499) 787-70-22,
Тел.:  +7 (499) 787-76-85.
Факс: +7 (499) 235-23-61.

e-mail: info@lawtek.ru

Внимание!!!

Временно единый телефон ПравоТЭК +7 (495) 215-54-43

06.12.2019

Разработку технологий для трудных запасов освободят от налогов.

"Российская газета"

Компании, разрабатывающие технологии для изучения, разведки и добычи трудноизвлекаемых полезных ископаемых (ТРИЗ), освобождаются от уплаты разовых и регулярных платежей за пользование недрами. Эти изменения утверждены в Законе "О недрах". Они позволят после 2023 года удержать объемы добычи нефти на существующем уровне.

"Выход этого закона позволит начать работу по внедрению полигонов, на которых можно будет отрабатывать технологии добычи трудноизвлекаемых запасов углеводородов. В качестве одного из примеров можно назвать проект Бажен, который реализуется компанией Газпром нефть", — пояснили "РГ" в минэнерго.

Таким образом, разработка ТРИЗ нефти официально признана едва ли не первоочередной задачей для дальнейшего успешного развития отрасли. Теперь фактически появляется возможность создания научно-технологических полигонов, о необходимости которых несколько лет говорили отраслевые эксперты и представители нефтедобывающих компаний.

Вопрос с ТРИЗ совсем не узкоотраслевой, учитывая значение "черного золота" в экономике России. Запасов нефти достаточно, но доля трудноизвлекаемых с каждым годом растет. По расчетам минэнерго, для удержания производства нефти в России на текущем уровне к 2025 году доля добычи с ТРИЗ и шельфа должна увеличиться до 25%. По данным ведомства, уже 50% разведанных запасов традиционной нефти в России являются выработанными, а ежегодно на действующих месторождениях вырабатывают до 4% добычи. Добыча нефти поддерживается за счет ввода в строй уже не очень больших проектов, в которые прежде были вложены серьезные инвестиции. Ресурсная база ежегодно прирастает, но большинство новых участков относятся к категории ТРИЗ.

"По различным оценкам, сейчас к трудноизвлекаемым можно отнести около 50% запасов нефти в России, добыча части которых при текущем уровне развития технологий нерентабельна", — пояснил консультант VYGON Consulting Денис Пигарев.

Для создания таких технологий нужны средства, время и, конечно же, испытания их "в поле". С последним существовало множество проблем. "Изменения в законе направлены в первую очередь на снятие административных барьеров, с которыми сталкиваются разработчики при создании технологий. Законом вводится новый вид недропользования, целью которого является именно разработка технологий, а не коммерческая добыча, — подчеркнул Денис Пигарев. — Таким образом, создаются условия, необходимые для развития отечественных технологий освоения ТРИЗ".

Для разработки новых или испытаний существующих технологий компании смогут получить участки из уже распределенного фонда или по итогам конкурса лицензии на участки нераспределенных недр. В первом случае лицензия предоставляется на 15 лет с возможностью ее неоднократного продления на 5 лет. Во втором, лицензия предоставляется сроком на 7 лет, с правом его однократного продления на три года.

Принятие изменений в закон не решает всех проблем с разработкой технологий для ТРИЗ. "Полное снятие административных барьеров произойдет только после принятия ряда подзаконных актов, важнейшим из которых является классификация ТРИЗ, — пояснил Денис Пигарев. — Предложения по классификации ТРИЗ для УВС были еще в 1994 году и основывались на граничных значениях геолого-физических и технологических характеристик, дополнительным параметром стала удаленность от центров добычи. Такой же принцип используется для формирования налоговых льгот. Но возникает вопрос в актуальности подхода к определению предельных значений, к тому же на добычу могут влиять одновременно несколько факторов".

"По нашему мнению, классификация ТРИЗ должна быть определена на двух основных принципах: наличие технологии и ее экономическая эффективность. Таким образом, при достижении определенного уровня технологического развития часть ТРИЗ переходит в категорию неосложненных запасов и автоматически решается вопрос обновления редакций", — сказал Денис Пигарев.

Сергей Тихонов

 

 

Как предлагаемое сокращение добычи скажется на стоимости нефти.

"Газета РБК"

Страны — участницы сделки ОПЕК+ (всего 24 государства — члены ОПЕК, Россия и другие) могут нарастить сокращение добычи нефти на 500 тыс. барр. в сутки, до 1,7 млн. Такую рекомендацию министрам энергетики в четверг, 5 декабря, дали эксперты мониторингового комитета, рассказал журналистам министр энергетики Александр Новак.

Причина такого решения — снижение спроса на нефть в зимний период, поэтому страны ОПЕК+ должны будут сократить добычу в первом квартале 2020 года, пояснил Новак. О продлении сделки, которая действует до 1 апреля 2020 года, страны пока не договорились, этот вопрос будет рассмотрен в марте, когда "можно будет более четко понимать прогноз развития ситуации на рынке, более четко понимать летний спрос, летнее предложение", объяснил министр (цитаты по "Интерфаксу").

Год назад страны — участницы соглашения договорились сократить добычу на 1,2 млн барр. в сутки к уровню октября 2018 года, а в июле 2019 года продлили это решение до апреля 2020 года. Квота России составила 228 тыс. барр. в сутки, в ноябре она выполнила ее на 85%. Конкретные квоты в рамках дополнительного сокращения пока обсуждаются, пояснил Новак.

Встреча министров стран ОПЕК и не входящих в картель нефтедобывающих государств должна пройти в Вене в пятницу, 6 декабря. Как правило, министры утверждают предложение экспертов мониторингового комитета без изменений.

Одновременно страны ОПЕК+ согласились с предложением России исключить из расчетов добычи нефти газовый конденсат, заявил Новак. Страны, не входящие в ОПЕК, но присоединившиеся к сделке, учитывают в своих объемах добычи не только нефть, но и конденсат, что приводит к обвинениям в нарушении взятых обязательств по сокращению добычи. Например, в ноябре 2019 года с учетом добычи конденсата Россия выполнила сделку в рамках ОПЕК+ только на 85%, а без учета — немного перевыполнила, рассказывал российский министр.

Почему нефтяники сокращают добычу

Рекомендация экспертов еще больше сократить добычу нефти выглядит логично, сказал РБК директор Московского нефтегазового центра EY Денис Борисов: по-прежнему высок риск вступления мировой экономики в рецессию, темпы роста спроса на нефть замедляются, на рынке неопределенность, которая усугубляется конкуренцией жидких углеводородов (нефти и газового конденсата) с возобновляемыми источниками энергии в рамках так называемого энергоперехода. Ситуация осложняется тем, что растет риск распродажи активов на американском фондовом рынке, стоимость которых сейчас очень высокая, говорит эксперт. В случае если инвесторы начнут выходить из рисковых активов, к которым относятся и нефтяные фьючерсы, решение ОПЕК+ дополнительно сократить добычу может поддержать нефтяные цены, заключает Борисов.

Одним из неясных факторов влияния на нефтяной рынок остается перспектива роста добычи сланцевой нефти в США. Прогнозы увеличения добычи на следующий год в США разнятся от 400 тыс. барр. в сутки до 1,2 млн. Поскольку рост потребления прогнозируется на уровне 1 млн барр. в сутки, то на рынке может возникнуть как профицит, так и дефицит нефти — в зависимости от того, какой прогноз по добыче сланцевой нефти реализуется.

Несмотря на признаки замедления, добыча сланцевой нефти в США все еще растет, и было бы странно, если бы страны ОПЕК+ на этом фоне решили ослабить или сохранить квоты, объясняет аналитик Raiffeisenbank Андрей Полищук. Кроме того, крупнейшая в мире нефтяная компания, саудовская Saudi Aramco, готовится провести IPO, а сокращение добычи поддержит цены на нефть и капитализацию компании, указывает он.

Сделку ОПЕК+, скорее всего, придется продлевать до конца 2020 года, а затем и на весь период, в течение которого темпы роста сланцевой добычи в США будут высокими, предрекает Полищук. После этого балансировать рынок опять сможет Саудовская Аравия и другие страны ОПЕК. Главное, чтобы к этому моменту спрос на жидкие углеводороды не перестал расти, заключает эксперт.

Как отреагировали цены на нефть

Утром 5 декабря, в преддверии рекомендаций мониторингового комитета, фьючерсы на нефть марки Brent росли на 0,55%, до $63,53 за баррель. После новостей о рекомендациях мониторингового комитета цены на нефть немного подросли — чуть более чем на 1%. Рекомендация комитета выглядит ожидаемо, объясняет отсутствие реакции рынка Полищук.

Накануне заседания мониторингового комитета министр нефти Ирака Тамир Гадбан говорил журналистам, что 5-6 декабря министры будут обсуждать продление сделки на три-девять месяцев и ужесточение квот на 400 тыс. барр. в сутки, консенсус среди стран ОПЕК на этот счет уже есть, вопрос лишь в сроках.

С момента последней встречи министров 1 июля цена нефти упала на 2,6% (с $66 за баррель). Цены на сырьевые товары в последнее время крайне волатильны и за неделю могут меняться на 10%, так что своими решениями ОПЕК+ может скорее оказывать поддержку рынку, а не добиваться конкретных ценовых уровней, описал ситуацию эксперт Raiffeisenbank.

Алина Фадеева

 

 

Проект по перевалке 35 млн т угля и нефти оценивается почти в $1 млрд.

"Ведомости"

ООО "Морской порт "Коулстар" (МПК), 100%-ная "дочка" угольной компании "Коулстар" (75,1% — у бывшего гендиректора "Роснефти" Эдуарда Худайнатова), готовит проект перевалочного терминала на Дальнем Востоке, сообщили "Ведомостям" несколько человек, знакомых с планами бизнесмена. Компания уже подготовила декларацию о намерениях инвестировать в Морской порт "Аврора" и передала ее в администрацию портов Приморского края, знает один из них. Построить новый терминал предлагается в районе бухты Безымянная в Приморском крае, сказано в документе, с копией которого ознакомились "Ведомости", его подлинность подтвердил один из собеседников. Оценка проекта — около 57,8 млрд руб., финансировать его планируется полностью из собственных средств, сказано в документе.

МПК был создан в июне этого года, по данным "СПАРК-Интерфакса", в декларации указано, что компания организована специально под проект "Морской порт "Аврора". Пропускная способность нового терминала составит максимум 35 млн т в год, из которых 25 млн т — уголь и 10 млн т — сырая нефть. Грузовую базу для проекта должны полностью обеспечить "Коулстар" и принадлежащий "Нефтегазхолдингу" (холдинг Худайнатова) Хабаровский НПЗ. Они готовы предоставить необходимое для работы порта количество грузов уже в 2023 г., это следует из приложенных к декларации гарантийных писем гендиректоров обеих компаний. C учетом разработки и согласования проектной документации новый порт предполагается построить в течение 3,5 года.

Представитель Худайнатова и "Нефтегазхолдинга" отказался отвечать на запрос "Ведомостей".

Начальные капитальные вложения в проект указаны исходя из цен III квартала 2019 г. Более 17,6 млрд руб. МПК закладывает на возведение угольного терминала, 25,2 млрд — на нефтеналивной терминал. Суммарная стоимость железнодорожных подходов к будущему порту — 11,2 млрд руб. Все составляющие проекта, в том числе объекты, которые отойдут в федеральную собственность, МПК обещает профинансировать из собственных средств — с последующей компенсацией части затрат через инвестиционное соглашение с ФГУП "Росморпот".

Затраты на расширение железнодорожных подходов оценены очень оптимистически, говорит собеседник "Ведомостей", близкий к РЖД. Порт "Аврора" не учтен в программе развития РЖД, объясняет он, более того, в РЖД пока никто не оценивал, сколько понадобится инвестиций, чтобы удовлетворить потребности новых перевалочных мощностей. От "Авроры" до инфраструктуры РЖД, ветки Смоляниново — Дунай, придется проложить около 80 км путей, указывает другой близкий к РЖД собеседник, а это кратное увеличение расходов.

Общий доход, который МПК рассчитывает получить от оказания стивидорных услуг за 25 лет, превышает 420 млрд руб., говорится в документе, но этот показатель рассчитан исходя из полной загрузки нового терминала.

У "Нефтегазхолдинга" нет добывающих активов на Дальнем Востоке, которые могли бы обеспечить экспорт 10 млн т сырой нефти в год, — годовая добыча в целом существенно меньше, указывает аналитик АКРА Василий Танурков: "Основной перспективный проект "Нефтегазхолдинга" — Пайяха — по географическим причинам также никак не может стать источником поставок нефти через Дальний Восток. Порт мог бы служить для перевалки нефтепродуктов с Хабаровского НПЗ — "Нефтегазхолдинг" заявлял о планах довести производство до 10 млн т в год. Но даже в этом случае НПЗ сможет обеспечить лишь часть мощности порта — до половины мощностей завода должны обеспечивать поставки на внутренний рынок на Дальнем Востоке". Не исключено, что для загрузки "Авроры" Худайнатов рассчитывает на сторонних производителей, например "Роснефть", полагает он.

"Коулстар" производит 3 млн т энергетического угля, план на 2025 г. — 20 млн т в год, говорит руководитель отдела аналитических исследований Альфа-банка Борис Красноженов. "Текущая цена угля на азиатских рынках — около $67 за тонну FOB Australia, наличие собственной инфраструктуры критически важно для производителя. Железная дорога и перевалка в порту — 60-70% себестоимости российского угля, если у них нет своих вагонов и портовых мощностей", — сказал Красноженов.

Увеличить добычу в 7 раз за пять лет — оптимистический план, говорит старший директор АКРА Максим Худалов. "Новые 25 млн т угля нетрудно добыть, но будет трудно вывезти. Портовых мощностей на Дальнем Востоке хватает — но вот дорога сильно перегружена, — рассуждает он. — Если оценивать проект при сегодняшнем рынке энергетического угля, он вряд ли рентабелен". В случае восстановления цен на уголь через 2-3 года новый порт на Дальнем Востоке, возможно, и будет востребован, предполагает аналитик. Но сейчас строительство терминала за сумму около 50 млрд руб. может быть для акционера "Коулстар" обременительным, считает Худалов.

Кроме уже существующих на Дальнем Востоке угольных терминалов, есть еще несколько проектов: "Порт "Вера", "Терминал "Север" и "Терминал А" (все три контролируются структурами Дмитрия Босова. — "Ведомости"), а также "Суходол" (проект группы СДС и РЖД), напоминает гендиректор "Infoline-аналитики" Михаил Бурмистров. "Проект "Аврора" будет напрямую конкурировать с ними за грузовую базу, которая даже при оптимистическом варианте роста добычи и экспорта окажется недостаточной для полной загрузки всех портов, если они будут построены до 2025 г.", — говорит Бурмистров. Основная конкуренция сейчас смещается в сторону борьбы за привлечение средств под эти проекты, предполагает аналитик: "Кто первый сможет построить, тот и получит перевалку". Банки же в условиях снижения цен на уголь переоценивают риски таких проектов и склонны смотреть на предоставление кредитов угольным компаниям с большой осторожностью, резюмирует Бурмистров.

В качестве источника средств указываются в том числе заемные. В 2014 г. Худайнатов привлек около $4 млрд в ВТБ для покупки нефтяного бизнеса Мусы Бажаева — компании Alliance Oil. В начале нынешнего года стало известно, что структуры бизнесмена вернули этот заем — рефинансировали его у синдиката банков. На конец III квартала 2019 г. чистый долг Alliance Oil Company — $1,75 млрд, а его отношение к EBITDA — 5,1.

Подконтрольные Худайнатову структуры уже заявили несколько крупных инвестпроектов. Крупнейший из них — разработка нефтяного Пайяхского месторождения (полные затраты — $20,6 млрд). Кроме того, "Коулстар" собирается вложить в угольные проекты около 100 млрд руб., говорил гендиректор холдинга Борис Варшавский. Оценка затрат на развитие транспортной инфраструктуры и приобретение вагонов для вывоза угля из Хакасии, для этого создано СП "Коулстар" и РЖД — 57,2 млрд руб.

Артур Топорков, Полина Трифонова

<< Декабрь, 2019 >>
Пн Вт С Ч П С В
1
2 3 4 5 6 7 8
9 10 11 12 13 14 15
16 17 18 19 20 21 22
23 24 25 26 27 28 29
30 31
ПОДПИСКА НА НОВОСТИ

Если Вы хотите подписаться
на рассылку новостей
перейдите по ссылке

АНАЛИЗ И КОММЕНТАРИИ
МОНИТОРИНГ ЗАКОНОДАТЕЛЬСТВА
ПРАКТИКА МИНИСТЕРСТВ И ВЕДОМСТВ