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

12.12.2013

Киев готов финансировать газопроводы в обход России, но возражает против "Южного потока".

"Независимая газета"

Болгария готова пересмотреть условия строительства газопровода "Южный поток" (ЮП) по требованию Еврокомиссии, которая объявила проект несоответствующим европейским нормам. Об этом заявил вчера болгарский премьер-министр. Накануне с требованием запретить строительство "Южного потока" к Еврокомиссии обращались украинские власти. При этом Киев готов финансировать строительство газопроводов в обход России для получения азербайджанского газа, который может оказаться дешевле российского.

"Что касается европейских требований к этому проекту, то предстоят переговоры, и мы в максимальной степени посчитаемся с ними", — объявил вчера премьер-министр Болгарии Пламен Орешарски по итогам встречи с сербским коллегой Ивицей Дачичем в среду, передает агентство "Фокус". При этом  главы правительств Болгарии и Сербии подтвердили заинтересованность своих стран в строительстве газопровода ЮП.
Однако чиновники Евросоюза не в восторге от нового газпромовского проекта. Российский газопровод "Южный поток" не сможет работать в Евросоюзе, если не подчинится европейским законам в энергетической сфере, а согласование может занять несколько лет, объявила на прошлой неделе Еврокомиссия.

Накануне этого решения Киев не раз просил европейцев защитить украинский бюджет от потери транзитных доходов в связи со строительством ЮП в обход Украины. Так, Минэнерго Украины в конце ноября обратилось в европейское Энергетическое сообщество с просьбой срочно начать консультации по поводу проекта "Южный поток", "который противоречит национальным интересам Украины".

На первый взгляд новые претензии Еврокомиссии к ЮП не случайно возникли в момент столкновения интересов вокруг евроинтеграции Украины. Однако партнер консалтинговой компании RusEnergy Михаил Крутихин не связывает эти события. "Еврокомиссия еще в прошлом году потребовала страны информировать ее о двусторонних соглашениях и привести в соответствие с нормами Третьего энергопакета ранее заключенные контракты. Это должны будут сделать все страны, по которым проходит ЮП", — говорит Крутихин. Кроме того, российской стороне придется смириться с тем, что тарифы на прокачку будет устанавливать не "Газпром", а независимый европейский регулятор, и на границе каждой страны вдоль трассы ЮП должно быть установлено оборудование для реверсной прокачки газа. При этом пользоваться ЮП сможет не только "Газпром", но и любые другие иностранные компании. Наконец, собственником газопровода "Газпром" быть не сможет, поскольку это противоречит европейским правилам. "Вложив около 50 миллиардов долларов в "Южный поток", Россия вынуждена будет отдать его "чужому дяде", — предупреждает Крутихин.

Между тем украинские чиновники готовы финансировать и строить аналоги ЮП — но только в обход России. Украина готова принять участие в реализации Трансанатолийского газопровода (TANAP), заявил в ноябре министр энергетики Украины Эдуард Ставицкий. "Мы предложили вариант участия как в инвестиционной составляющей, так и участие наших компаний по производству труб, а также новую ветвь с учетом нашей газотранспортной системы и наших хранилищ в Западной Украине", — цитирует Ставицкого Укринформ. Министр добавил, что в успешной реализации данного проекта сегодня заинтересованы Туркменистан, Азербайджан, Грузия, Украина и страны ЕС. Проект TANAP предусматривает транспортировку газа с азербайджанского месторождения "Шах-Дениз" в Европу через Турцию.

В ближайшие дни в Баку пройдут два мероприятия, которые станут очередным достижением Азербайджана в реализации энергетических мегапроектов. По данным источника агентства Turan в Госнефтекомпании Азербайджана  (SOCAR), в завершающую фазу вошли переговоры между партнерами проекта "Шах-Дениз" по второму этапу ("Cтадия-2") разработки этого газоконденсатного месторождения на Каспии.

Вторым важным событием станет подписание контракта о вхождении иностранных компаний в проект строительства TANAP.

По данным источника агентства, переговоры с партнерами проходили в сложной обстановке. Удивляться не приходится. Ведь впервые на глубоководье Каспия выполняется столь сложный мегапроект. Кроме того, для добычи газа в рамках "Шах-Дениз-2" необходимо значительно увеличить мощности Сангачальского газового терминала и действующего Южно-Кавказского газопровода. Это предполагает прокладку новой трубы не только на территории Азербайджана и Турции (TANAP), но и завершение строительства Трансадриатического газопровода (ТАР) по доставке азербайджанского газа через Грецию в Италию и далее в Европу.
Следует отметить, что реализация только второй очереди "Шах-Дениз" обойдется его акционерам в 25 млрд долл. Но это не окончательная сумма: допускается увеличение сметы на 20%.

Первый газ с месторождения планируется добыть в конце 2018 года, с тем чтобы в 2019 году начать его экспорт в объеме 16 млрд куб. м: 6 млрд — в Турцию, 1 млрд — в Грецию, 1 млрд — в Болгарию и 8 млрд куб. м — в Италию.

С началом второй очереди "Шах-Дениз" начнется строительство TANAP. Интерес к этому азербайджано-турецкому проекту проявили акционеры "Шах-Дениз", в частности британская компания ВР, норвежская Statoil и французская Total. Однако в последний момент норвежцы и французы отказались от своих намерений. Так что контракт о вхождении иностранных компаний в проект TANAP будет подписан между SOCAR (оператором проекта) и британской компанией ВР.

Отказ Statoil и Total участвовать в проекте TANAP эксперты этих компаний объясняли нежеланием обременить себя дополнительными финансовыми рисками, поскольку им предстоит вложить значительные инвестиции в проект "Шах-Дениз-2". Таким образом, на сегодняшний день в проекте TANAP 68% доли участия принадлежит SOCAR (оператор), 20% — BOTAS и 12% — ВР.

Алина Терехова, Сохбет Мамедов

Топ-менеджерам госкомпаний будут платить премию в зависимости от дохода, который они обеспечат государству. Росимущество разработало такую методику.

"Ведомости"

Росимущество опубликовало на своем сайте методические рекомендации для госкомпаний (где у государства прямо или косвенно более 50%) по установлению ключевых показателей эффективности (Key Performance Indicators, KPI) для топ-менеджеров. Разработать KPI для руководителей госкомпаний президент Владимир Путин поручал правительству в июне на экономическом форуме в Санкт-Петербурге.

Оценка эффективности руководителей госкомпаний должна зависеть от капитализации компании и выплачиваемых ею дивидендов, считает Росимущество. Для публичных госкомпаний ведомство предлагает подсчитывать рентабельность инвестиций акционеров (Total Shareholders Return, TSR), которая зависит от дивидендной доходности и изменения цены акций. Для непубличных компаний — учитывать размер дивидендов в сравнении с их средним размером за три предыдущих года.

TSR — интегрированный показатель, по которому акционеры и инвесторы оценивают возвратность инвестиций, комментирует партнер KPMG Ольга Плевако. Для Росимущества как акционера дивиденды и капитализация — важнейшие показатели, признает руководитель управления ведомства Виктория Семерикова: "Дивиденды важны для доходов бюджета, а рост капитализации улучшает инвестклимат и повышает привлекательность компании для инвесторов".

Российские госкомпании показывают не лучшие результаты: если их дивидендная доходность более или менее выросла, то капитализация сильно падает (см. рисунки) и пока тянет TSR вниз, отмечает директор BNP Paribas Investment Partners Владимир Цупров. Например, капитализация "Газпрома" с начала года на конец вчерашнего дня упала на 11%, а дивидендная доходность компании по итогам выплат за 2012 г. составляет 4%, т. е. TSR минус 7%, подсчитал соруководитель аналитического департамента БКС Кирилл Чуйко. Для "Новатэка" этот показатель положительный — 18,8%.

TSR или объем дивидендов — один из двух обязательных KPI. По мнению Росимущества, другим обязательным показателем должна стать рентабельность инвестированного или акционерного капитала. Это позволяет оценить эффективность инвестиций, объясняет Плевако: "Многим госкомпаниям приходится балансировать между финансированием инвестпрограмм и выплатой дивидендов".

Общий вес обязательных критериев должен быть не меньше 30%. Кроме них Росимущество предлагает еще пять показателей на выбор (см. врез на vedomosti.ru), из которых менеджмент и члены совета директоров должны выбрать минимум два.

Совет директоров госкомпании будет утверждать KPI ежегодно на три года вперед, следует из методических рекомендаций. Рассчитывать показатели будет сам менеджмент на основе стратегии развития общества и с учетом динамики рынка. Члены совета директоров могут с предложенными целями согласиться или поставить более амбициозные, отмечает Семерикова: "Директивным этот вопрос не является, что повышает ответственность и роль советов директоров". Это важно, считает Плевако: поставить для всех компаний одни и те же KPI было бы неправильно, нужен индивидуальный подход.

Достижение KPI должно учитываться советом директоров при премировании менеджмента по итогам года. Госкомпании не раскрывают бонусы своих топ-менеджеров, указывая в отчетности суммарные выплаты вместе с окладами, а "Роснефть" и "Газпром" — даже с учетом страховых взносов и НДФЛ. "Роснефть" в прошлом году потратила на руководящий персонал 9,1 млрд руб., "Газпром" — 2,2 млрд руб., "Транснефть" — 1,37 млрд руб. Затраты ВТБ на членов правления составили в 2012 г. 1,33 млрд руб.

ВТБ методику Росимущества поддерживает. "Транснефть" пока ее не изучала, но в ней должна быть оговорка для естественных монополий, считает представитель "Транснефти": "У нас один источник доходов — тариф, который в 2014 г. проиндексирован не будет. Как в таких условиях говорить об увеличении выплат акционерам?" В "Газпроме", "Роснефти", "Россетях" и "Русгидро" прокомментировать предложения Росимущества не смогли.

Должен ли учитывать методику Росимущества Сбербанк — решать Центробанку, отмечает Семерикова. У Сбербанка уже есть система мотивации руководителей исходя из стратегии развития до 2018 г., говорится в ответе его пресс-службы.

Судить менеджмент в основном по показателю TSR слишком сурово, полагает Цупров: "Даже в немногих частных компаниях применяют такой KPI". Это хорошо, когда менеджмент замотивирован на повышение капитализации, но такую мотивацию можно создать опционом, предлагает Цупров. К каждой госкомпании нужен индивидуальный подход, считает он, и лучше использовать KPI, которые прямо привязаны к эффективности менеджеров: "Насколько быстро они оптимизируют издержки, насколько эффективны инвестиции компании".

По TSR можно оценивать эффективность менеджмента, но очень осторожно, считает Чуйко: надо смотреть на общее падение рынка — иногда директора компаний действительно не в силах повлиять на капитализацию.

Максим Товкайло, Маргарита Папченкова, Анастасия Коржова

 

 

"Газпром" виновен, но отвечать не должен.

"РБК daily"

Федеральная антимонопольная служба (ФАС) признала "Газпром" виновным в злоупотреблении доминирующим положением на рынке труб большого диаметра. Но ведомство прекратило дело, потому что госкомпания уже устранила нарушения и отказалась при закупках от услуг посредника — "Северного европейского трубного проекта" братьев Ротенбергов. "Газпрому" грозил штраф в размере от 1 до 15% выручки.

Комиссия ФАС установила, что предприятия группы "Газпром" нарушали антимонопольное законодательство. Газовая монополия покупает более 50% всех труб большого диаметра (ТБД), которые производятся на российском рынке, пользуясь этим, в ходе тендеров она предпочитала покупать трубы у посредника — "Северного европейского трубного проекта" (СЕТП), а не у трубных компаний напрямую. СЕТП — крупнейший трубный трейдер в стране, был основан руководителем координационного совета Ассоциации производителей труб Иваном Шабаловым. В 2010 году его долю в компании выкупили братья Борис и Аркадий Ротенберги. По данным СПАРК, сейчас оба брата владеют равными долями — по 38,1%.

ФАС признает, что было несколько случаев с 2008 по 2011 год, когда "Газпром" действительно ограничивал конкуренцию, но в 2012-2013 годах компания решила эту проблему, говорится в сообщении службы. С лета 2013 года "Газпром" начал закупать трубы у производителей напрямую, минуя посредника.

С 2008 года около 70% поставок ТБД для "Газпрома", по данным ФАС, осуществлялось через СЕТП (остальное — через других посредников). В октябре 2011 года служба начала расследование в отношении производителей труб. Ведомство подозревало их в координации действий при поставках "Газпрому", но в марте 2013 года признало компании невиновными и стала расследовать тендерную практику монополии и ее отношения с СЕТПом. По мнению службы, "Газпром" выставлял слишком большие лоты в сжатые сроки, из-за чего трубники не могли поставлять нужные объемы, а СЕТП обладала исключительными сведениями о лотах.

Вчера же ФАС признала, что "Газпром" не вступал в сговор с СЕТПом, поэтому посредник невиновен.

"Данная ситуация разрешилась к удовлетворению всех сторон", — говорит представитель "Газпрома". В случае если бы "Газпром" признали виновным, компании бы грозил оборотный штраф в размере от 1 до 15% выручки, в зависимости о того, сколько именно случаев злоупотребления доминирующим положением нашла ФАС в течение четырех лет, за которые проводилась проверка (от 148 млрд до 2,2 трлн руб.), напоминает начальник юридического управления AVG Capital Partners Эльдар Назмутдинов.

Представитель СЕТПа утверждает, что компания "всегда действовала в полном соответствии с законодательством", а контракты с "Газпромом" заключались по итогам тендеров. СЕТП никогда не имел никаких преференций, тем более перед производителями труб, подчеркивает он.

В "Северстали" напоминают, что расследование ФАС никак не относилось к трубным компаниям. В Трубной металлургической компании говорят, что всегда готовы работать с "Газпромом" в соответствии с законом, предписаниями и закупочной политикой компании. В ОМК отметили, что поставляют трубы "Газпрому" напрямую. С ЧТПЗ связаться не удалось.

Елена Иванкина

 

 

Энергетический центр "Сколково" оценил потенциал развития малых нефтяных компаний в России.

"Известия"

Величина льгот по налогу на добычу полезных ископаемых (НДПИ) для малых независимых нефтяных компаний в 5-20 раз ниже, чем для их крупных конкурентов. Такие данные содержатся в исследовании энергетического центра "Сколково", посвященном стимулированию развития малых и средних независимых нефтяных компаний в России (есть в распоряжении "Известий"). Исследование фонд подготовил по заказу ассоциации малых и средних нефтяных компаний "Ассонефть".

Так, в Саратовской области на выработанных и действующих небольших месторождениях крупные компании получают вычет по НДПИ в размере 1,8 тыс. рублей с тонны, в то время как малые компании — всего 150 рублей. В Оренбургской области для основных игроков нефтяной отрасли льгота по НДПИ насчитывает 900 рублей с тонны нефти, а для малых — только 300 рублей. В то же время в традиционном нефтедобывающем регионе России — Коми — у "малой нефтянки" таких льгот нет вовсе, а крупные игроки отрасли получают налоговый вычет до 1,1 тыс. рублей с тонны при работе на месторождениях сверхвязкой нефти. Основные льготы по НДПИ нефтяники имеют в новых регионах добычи сырья: Восточной Сибири и Арктике, а также при разработке шельфовых месторождений федерального значения. Освоение таких запасов требует крупных инвестиций, поэтому малые компании редко входят в подобные проекты.

В условиях доминирования в нефтяной отрасли РФ крупных государственных нефтяных компаний независимые мелкие игроки этого рынка задались вопросом, как им развиваться в текущих рыночных условиях. Исследование энергетического центра "Сколково" показало, что потенциал развития у таких компаний есть, он связан с доразведкой запасов на действующих месторождениях. Однако, для того чтобы стимулировать компании к инвестициям в геологоразведку и использованию новых технологий, необходимо совершенствование налогового законодательства. В частности, нужно усовершенствовать механизм налоговых вычетов и налоговых кредитов с учетом интересов малых компаний и стимулировать инвестиции в геологоразведку путем доработки закона "О недрах".

Эксперты "Сколково" приводят в пример США. При сходных тенденциях в развитии минерально-сырьевой базы в наших странах доля малых независимых нефтяных компаний в добыче в США составляет 46% (в России только 2,8%), в разведочном и эксплуатационном бурении — 94%. В России же всего 250 небольших нефтяных компаний против 7 тыс. в США.

Российские негосударственные малые компании могут пойти по тому же пути, если начнут использовать новые технологии в своей работе, а также консолидировать на своем балансе так называемые хвостовые активы крупных компаний — небольшие месторождения с высокой степенью выработанности ресурсов. В этом случае, по прогнозам президента "Ассонефти" Елены Корзун, доля добычи малых нефтяных компаний может вырасти с 14,4 млн т в 2012 году практически вдвое — до 28-30 млн т нефти в год к 2030 году.

— Это может быть сделано в первую очередь за счет усиления темпов геологоразведки, которая уже сейчас идет более быстрыми темпами, чем у крупных компаний, — говорит Корзун.

Доля "малой нефтянки" в нефтяных запасах (по категории АBC1+C2) распределенного фонда недр составляет 5,2% от общероссийской, а доля в отраслевом поисково-разведочном бурении — 17%. Выработанность запасов составляет 18%, у крупных игроков рынка — 55%. Другими словами, независимые нефтяные компании в несколько раз быстрее, чем отрасль в целом, осваивают небольшие по размеру новые месторождения.

"Ассонефть" планирует разослать исследование по ключевым профильным ведомствам: Минфин, Минэкономразвития, Минприроды и Минэнерго.

В пресс-службе Минфина "Известиям" объяснили, что сегодня льготы по НДПИ предоставляются недропользователям по территориальному признаку расположения месторождений, а также для участков недр с трудноизвлекаемой нефтью или выработанными запасами без учета размера компании-недропользователя.

Директор по энергетическому направлению Института энергетики и финансов Алексей Громов полагает, что потенциал российских малых и средних нефтяных компаний не может вырасти до уровня их развития в США, поскольку в России иная специфика развития нефтедобывающего сектора экономики.

— Основной упор делается на разведку и добычу углеводородов на новых средних и крупных месторождениях в сложных климатических условиях, что требует существенных капзатрат, которые могут себе позволить только крупные инвесторы, — поясняет Громов.

Он говорит, что малый и средний нефтяной бизнес развивать надо, увеличивая коэффициент нефтеотдачи на выработанных месторождениях мелких компаний за счет их доразведки и освоения глубоких горизонтов. Крупные компании редко осуществляют такие инвестиции, предпочитая брать "масштабом территорий месторождений". Но, для того чтобы бизнес вложился в новые технологии, нужно стимулировать это с помощью эффективного распределения налоговых льгот.

— Текущая шкала льгот по НДПИ неэффективна, поскольку ориентирована в основном на нужды крупных компаний и учитывает степень выработанности месторождений, регион их расположения и структуру запасов нефти на них, но не эффективность разработки запасов, — считает директор по энергетическому направлению Института энергетики и финансов.

Он предлагает подумать над системой льгот для малого и среднего бизнеса с целью стимулирования роста коэффициента нефтеизвлечения на истощенных месторождениях с текущих 30% в среднем по отрасли до 45% по аналогии с США. И давать эти льготы, если компания эффективно работает на выработанных месторождениях.

Людмила Подобедова

 

 

<< Декабрь, 2013 >>
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