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

07.09.2018

Швеция не сможет заблокировать "Северный поток — 2".

"Известия"

У Швеции нет никаких законных возможностей заблокировать строительство "Северного потока — 2". В этом "Известия" заверил официальный представитель компании-оператора трубопровода Nord Stream-2 AG в этой стране Ларс Гронштедт. Так он прокомментировал сообщения СМИ о том, что все шведские парламентские партии высказываются за блокировку этого проекта. Отсутствие законных способов помешать строительству трубопровода признал в беседе с "Известиями" и один из депутатов от Левой партии. В шведской оппозиции новую волну шумихи вокруг "Северного потока — 2" связывают с предстоящими в воскресенье парламентскими выборами, на которых довольно популярна антироссийская риторика.

На этой неделе радиостанция Sveriges Radio устроила среди шведских парламентариев своеобразный опрос относительно газопровода "Северный поток — 2", часть которого должна пройти через территориальные воды Швеции. Вывод по итогам беседы был сделан  однозначный: большинство партий страны негативно относятся к российскому проекту и считают необходимым его заблокировать.

Впрочем, это громкое заявление оказалось именно тем случаем, когда буква закона неизбежно разводит слова и конкретные дела.
— В законах [Швеции] нет никаких легальных опций, чтобы заблокировать проект, поскольку разрешение на трубопровод было выдано в июне. Единственное, что может быть сделано, — это выдвижение на общеевропейском уровне рекомендаций по ограничению импорта российского газа. Но в Евросоюзе много стран, и взгляды на потребности в российском газе у всех разные, — пояснил "Известиям" официальный представитель компании-оператора трубопровода Nord Stream-2 AG в Швеции Ларс Гронштедт.

В ходе беседы представитель компании дал понять, что шансы на прохождение этой инициативы весьма сомнительны.
Схожее мнение высказал "Известиям" и представитель шведской Левой партии Стиг Хенрикссон.

— Насколько я знаю, ничего, — емко ответил политик на вопрос "Известий", что может сделать Швеция, чтобы остановить или как минимум осложнить жизнь участникам проекта "Северный поток — 2".

Один из собеседников "Известий" в оппозиционных парламентских кругах Швеции отметил, что неожиданное появление в политической повестке темы "Северного потока — 2" напрямую связано с попыткой заработать на антироссийской риторике дополнительные очки перед голосованием. Парламентские выборы в стране пройдут 9 сентября.

Косвенно связь заявлений по трубопроводу с грядущим голосованием подтверждает и их тональность. Так, лишь единицы опрошенных политиков обосновали свою позицию тем, что увеличение поставок российского газа идет вразрез со стремлением ЕС повысить долю потребления возобновляемых источников энергии. Большая же часть аргументов против строительства трубопровода носит откровенно политический характер. Так, евродепутат Ларс Адактуссон, представляющий Христианско-демократическую партию, обвинил Россию в несоблюдении международного права, вспомнив почему-то о конфликтах в Грузии и на Украине. Другие объяснили свое недовольство газопроводом нежеланием наблюдать за возрастающей активностью России у шведских берегов.

Между тем единственной страной, по-прежнему затягивающей выдачу разрешения на строительство "Северного потока — 2", остается Дания. В прошлом году Копенгаген даже принял специальный закон, позволяющий отвергать проекты прокладки трубопроводов в датских территориальных водах не только по соображениям экологии, а исходя из "внешнеполитических интересов и вопросов национальной безопасности".

Впрочем, Nord Stream-2 AG уже подстраховался на случай, если датские власти решатся применить этот закон на практике. Компания разработала альтернативный маршрут, который пройдет через эксклюзивную экономическую зону Дании в Балтийском море. А там действуют уже не датские, а международные законы, не позволяющие отвергать проекты по политическим соображениям.

Наталия Портякова

 

 

Менеджмент монополии упустил рынок СПГ и перестал быть привлекательным для потенциальных инвесторов.

"Независимая газета"

"Газпром" утратил звание самой дорогой газовой компании России, уступив место лидера частному "Новатэку". Вчера на Московской бирже капитализация газовой монополии составляла 3,487 трлн руб. против 3,546 трлн руб. у "Новатэка".

Между тем следует напомнить, что, выступая на Европейском деловом конгрессе во французском Довиле в 2008 году, глава газового монополиста Алексей Миллер говорил о куда более амбициозных задачах. Он утверждал, что в течение семи-восьми лет "Газпром" станет крупнейшей в мире акционерной компанией с капитализацией в 1 трлн долл. (тогда капитализация монополии составляла 360 млрд долл.).

Прошло даже не семь-восемь, а целых 10 лет. И что в итоге? А в итоге некогда самая дорогая компания России подешевела в семь раз, уступив лидерство не только амбициозной "Роснефти", но и вовсе выбыв из тройки лидеров среди компаний российского ТЭКа. Списывать все на санкции не приходится, ведь акции остальных нефтегазовых компаний России пользуются повышенным спросом не только у российских, но и у зарубежных инвесторов. Так, только за полгода бумаги "Газпрома" на Лондонской бирже потеряли более 10%, в то время как акции "Роснефти" подорожали почти на 30%, ЛУКОЙЛа — на 17%, а "Новатэка" — на 32%.

"Во время кризиса все российские компании сильно просели по капитализации, но в отличие от остальных "Газпром" так и не смог вернуть потерянные позиции: динамика его акций оказалась даже хуже очень слабого роста индекса Московской биржи", — отмечает начальник аналитического отдела "Альпари" Александр Разуваев. "Если задаться целью рассчитать "чистую стоимость" "Газпрома", оценить в условной математической задачке цену непосредственно газового бизнеса монополии, то получается забавное уравнение: очищенная от непрофильных составляющих, таких как доли в энергетических компаниях, которыми владеет монополия, суммы денег на счетах и казначейских акций, то получается, что "Газпром" не стоит ничего. А точнее, минус 110 млрд руб. (1,6 млрд долл.)", — подсчитал Разуваев.

Одна из причин разочарования инвесторов, по мнению эксперта, — низкое качество корпоративного управления в монополии. Дело в том, что руководство компании упустило возможность возглавить главный рыночный тренд последних лет — развитие рынка СПГ. Что особенно актуально в ситуации, когда США пытаются выдавить Россию с газового рынка Европы, вводя санкции против строительства "Северного потока — 2" и т.д.

По сути, отмечает Разуваев, многие годы "Газпром" пытался изобразить из себя тот же ОПК, только в газовой отрасли. При этом цены устанавливались в основном долгосрочными контрактами, привязанными к ценам на нефть, а ставка делалась на дорогостоящие "трубные" проекты. Но менеджеры компании не учли элементарных вещей — глобализация коснулась и газового рынка. И теперь стало ясно, что будущее именно за сжиженным газом, который можно поставлять куда угодно без привязки к трубам. Кстати, эта тенденция была понятна еще с начала нулевых годов. Что подтверждает и статистика: за последние 10 лет поставки СПГ увеличились на 87%, при этом экспорт трубопроводного газа — всего на 6%. А вот тот же самый "Новатэк" как независимый производитель газа эту незамысловатую тенденцию понял и принял к сведению, так что сегодня успешно реализует проекты СПГ.

Что мешало менеджерам компании развивать СПГ-индустрию, непонятно. Хотя проектов в этой сфере, как известно, было предостаточно — Штокман, Балтийский, Владивосток, расширение Сахалина. Если бы эти проекты были реализованы, доля России на этом перспективном рынке составляла бы не нынешние 6%, а свыше 28%. Но на выходе, увы, практически ноль. И "Газпром" по-прежнему продолжает вкладывать миллиарды долларов в проекты, не имеющие никакого коммерческого смысла и не способные окупиться на протяжении жизненного цикла.

К примеру, на "Северный поток — 2", "Турецкий поток" и "Силу Сибири" планируется потратить более 75 млрд долл. А так как привлечь финансирование со стороны не удается, монополия, по словам зампреда правления "Газпрома" Андрея Круглова, готова направить на эти проекты собственные средства (читай — деньги государства). Что уж в такой ситуации удивляться, что акционерная стоимость компании снижается.

Не прибавляется число инвесторов и по такой банальной причине, как низкие дивиденды. "Газпром" уже не первый год успешно обходит требование государства направлять на дивиденды 50% от чистой прибыли. Монополия платит лишь половину от этого уровня. Более того, дивидендная политика "Газпрома" совершенно непредсказуема — акционеры узнают о размерах своей прибыли только в мае. Тогда как другие нефтегазовые компании охотно делятся с акционерами дивидендами и проводят программы buyback, отмечает старший аналитик БКС Сергей Суверов: "Один из основных драйверов роста котировок "Роснефти", ЛУКОЙЛа и "Новатэка" — это щедрость. В приоритетах "Газпрома" скорее его подрядчики, чем инвесторы. И рынок отвечает монополии взаимностью".

"Газпром" вылетел из ведущей тройки, — говорит доктор экономических наук профессор Никита Кричевский. — Его место занял "Новатэк". Беспокоит то, что теоретически завтра "Газпром" может прийти в правительство и сказать: "Знаете, у меня капитализация упала, дайте мне денег или освободите от налогов".

О какой честной конкуренции в такой ситуации можно говорить? Понятно, что мечты не всегда сбываются. Но, может быть, как говорил Михаил Жванецкий, в такой ситуации нужно "что-то в консерватории поправить"? То есть оценить в конце концов менеджмент "национального достояния".

Сергей Никаноров

 

 

Цель — заставить их более эффективно использовать энергомощности.

"Ведомости"

К 2024 г. потребителей обяжут оплачивать сетевым компаниям 100% присоединенной мощности, такое решение было принято 31 августа на совещании у вице-премьера Дмитрия Козака, следует из протокола ("Ведомости" ознакомились с содержанием, подлинность подтвердил человек, знакомый с итогами совещания). Повышение будет постепенным: в 2020 г. потребители будут оплачивать 10% резервируемой мощности, 2021 г. — 15%, 2022 г. — 20%, 2023 г. — 60%.

Эта инициатива Минэнерго и "Россетей". Минэнерго совместно с Минэкономразвития, ФАС и "Россетями" до 31 октября представит нормативные акты по реализации новой системы. Они должны быть утверждены до 1 июля 2019 г. Эти предложения рассматривались и были поддержаны на совещании у премьера Дмитрия Медведева 4 сентября, сообщил "Ведомостям" источник, знакомый с его ходом.

Вопросы оплаты резервируемой мощности рассматриваются ведомством как один из возможных вариантов совершенствования регулирования услуг по передаче электроэнергии, пояснил заместитель руководителя ФАС Виталий Королев: "Конкретные параметры реализации решения дополнительно пройдут согласование на межведомственном уровне и будут обсуждаться в правительстве". Представитель Медведева адресовала вопросы Козаку. Представители Козака, Минэнерго, "Россетей" не ответили на запросы. Минэкономразвития прорабатывает вопрос, сказал его представитель.

Экономические и тарифные последствия такого решения не просчитывались, считает директор ассоциации "Сообщество потребителей энергии" Василий Киселев: "Отсутствие спроса на высвобождаемую сетевую мощность вблизи действующих промплощадок приведет к сокращению тарифной базы и, как следствие, к новому витку роста тарифов".

Сейчас потребители оплачивают мощности, исходя из пиков потребления, пояснил аналитик "ВТБ капитала" Владимир Скляр. При этом "Россети" обязаны предоставлять мощности по заявкам на техническое присоединение, в которых потребители, включая крупные промышленные предприятия, могут заложить мощности выше их фактической потребности. "Потребители делают заявки с расчетом на будущее, что, может быть, когда-нибудь их потребности вырастут. А сетям под эти запросы приходится строить подстанции и развивать сетевую инфраструктуру. Поэтому у нас очень много недозагруженной сетевой инфраструктуры, а средний коэффициент использования по системе не превышает 60%", — отметил Скляр.

По оценкам Минэнерго, в 2015 г. крупные потребители не использовали 58% договорной мощности, или 69 ГВт. Формально эта мощность не оплачивается потребителями, но сетевые компании фактически несут затраты на обслуживание оборудования. В то же время эти затраты включаются в тариф и, таким образом, все же оплачиваются всеми потребителями, говорит старший аналитик по электроэнергетике Центра энергетики Московской школы управления "Сколково" Юрий Мельников. Заставить платить потребителей по текущему тарифу за всю мощность означало бы рост сетевых тарифов в 2 раза, говорит аналитик АКРА Наталья Порохова. Теперь сетевые компании получат возможность перераспределить мощности на новых потребителей, пояснил Скляр: "Для энергосистемы это будет означать более эффективное перераспределение мощностей и повышение ответственности потребителей при заполнении заявок на техприсоединение". Новая система, по сути, не должна повлиять на выручку сетевых компаний, поскольку должна перераспределить нагрузку с одних потребителей на других, предполагает Мельников. Но на практике этого может не произойти, если, например, не снизятся тарифы для остальных, и тогда выручка сетевых компаний возрастет. Кроме того, крупные потребители могут сократить потребности в мощности и перейти к изолированным электросистемам, что может привести к сокращению выручки сетевых и генерирующих компаний с последующим ростом нагрузки на оставшихся в энергосистеме потребителей.

Елена Вавина

Изменить ситуацию могут налоговые льготы.

"Ведомости"

Западная Сибирь — ключевой добывающий регион России, на него приходится 56% российской добычи нефти и 61% поступлений НДПИ, пишут эксперты Vygon Consulting в обзоре "Добыча нефти в Западной Сибири: перезагрузка" ("Ведомости" ознакомились с ним). За последние 10 лет добыча в регионе сократилась на 10%, если ничего не предпринимать, темпы падения ускорятся до 2-3% ежегодно, прогнозируют они. И к 2024 г. добыча снизится на 17% до 240 млн т, а бюджет потеряет при текущих ценах около 1,5 трлн руб., говорится в документе.

Причина падения добычи — ухудшение ресурсной базы региона: растет обводненность месторождений (в традиционных районах Западной Сибири — 89%). Это связано с геологическими особенностями и принятой еще со времен СССР системой поддержания пластового давления — путем закачивания воды, говорится в документе. Из-за роста обводненности снижается средний дебит скважин — за 10 лет на 36% до 27,5 т в сутки.

В прежние годы снижение добычи на действующих месторождениях удавалось частично компенсировать вводом новых: с 2008 г. запущены такие проекты, как Уват, Новопортовское, Восточно-Мессояхское, Пякяхинское, Имилорское и др., с общими запасами около 1,9 млрд т, указывают эксперты Vygon Consulting. Но сейчас новых месторождений все меньше. По их оценкам, с 2019 по 2024 г. может быть введено в разработку около 0,4 млрд т запасов, а для ввода оставшихся 1,5 млрд т запасов по категории С1 + С2 нужны значительные инвестиции в геологоразведку.

В то же время налоговая нагрузка в Западной Сибири высокая: в Ханты-Мансийском автономном округе (47% российской добычи) эффективная ставка НДПИ составляет 92%, а в среднем по другим регионам — 80%. Налоговый режим в России — один из самых жестких среди добывающих стран, а многочисленные льготы, введенные в 2006-2012 гг., были направлены скорее на повышение эффективности конкретных проблемных запасов, говорится в обзоре. Налог на дополнительный доход, введенный в 2018 г., по мнению экспертов, существенно не повлияет на добычу и бурение в Западной Сибири в ближайшие 7-10 лет.

Недавно для стимулирования добычи было предложено ввести повышающий коэффициент не менее 2,5 на амортизационные отчисления, которые уже действуют для НИОКР и геологоразведки на шельфе, напоминают авторы обзора. Эту идею описала "Роснефть" в письме президенту Владимиру Путину, сообщал в конце августа "Интерфакс" со ссылкой на документ. По оценке компании, это позволит увеличить добычу нефти на 2-7% и принесет бюджету до 1 трлн руб.

Минфин против повышающего коэффициента, говорит федеральный чиновник. Представитель "Газпром нефти" отказался от комментариев. В "Лукойле", "Сургутнефтегазе", "Роснефти", Минэкономразвития и Минфине не ответили на запросы "Ведомостей".

Нынешняя налоговая система была введена в начале 2000-х гг. и рассчитана во многом на налогообложение и получение высоких доходов от месторождений с низкой себестоимостью, в том числе ряда западносибирских, говорит директор Московского нефтегазового центра EY Денис Борисов. По мере ухудшения ресурсной базы компании разрабатывали проекты с большей себестоимостью, что снижало их доход и влияло на желание инвестировать и бурить новые скважины. Сейчас средняя себестоимость на западносибирском месторождении около 6000 руб. за 1 т, а налоги суммарно составляют около 20 000 руб. за 1 т, добавляет он. "Добыча в Западной Сибири продолжит падать, если не менять систему, — считает Борисов. — Необходимы стимулы для дополнительного бурения. Это может быть и повышающий коэффициент или, например, дополнительный дифференциал к НДПИ в зависимости от горно-геологических условий разработки месторождений". Нужно повышать инвестиционную привлекательность нового бурения, согласна руководитель направления "Технологии, разведка и добыча нефти" Vygon Consulting Дарья Козлова, и сформировать систему новых общеотраслевых стимулов для Западной Сибири.

Вполне возможно, что отдельные структуры, работающие в Западной Сибири и принадлежащие вертикально-интегрированным компаниям, могут показывать убытки при нынешней фискальной политике, говорит партнер консалтинговой компании Urus Advisory Алексей Панин. Но крупные нефтяные компании "могут перераспределять убытки и доходы внутри группы, это позволяет им эффективно и с прибылью работать даже при низкой цене на нефть", отмечает он.

Галина Старинская

 

 

<< Сентябрь, 2018 >>
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
ПОДПИСКА НА НОВОСТИ

Если Вы хотите подписаться
на рассылку новостей
перейдите по ссылке

АНАЛИЗ И КОММЕНТАРИИ
МОНИТОРИНГ ЗАКОНОДАТЕЛЬСТВА
ПРАКТИКА МИНИСТЕРСТВ И ВЕДОМСТВ