Минприроды предложило облегчить внесение изменений в лицензии на пользование недрами. Власти признали, что санкции не будут сняты в ближайшее время, а цены на нефть вряд ли вырастут до уровня выше $100, отмечает эксперт.

С поправкой на санкции

Министерство природных ресурсов и экологии направило в правительство законопроект, регламентирующий порядок внесения изменений в лицензионные соглашения на пользование недрами, выданные добывающим компаниям (в частности, речь идет об изменениях, касающихся сроков ввода месторождений в эксплуатацию). Это следует из письма главы ведомства Сергея Донского в правительство от 16 августа (копия есть у РБК).

Законопроект вносит поправки в ст. 12 принятого еще в 1992 году закона "О недрах". Поправки согласованы с Минэкономразвития, Минфином, Минюстом, ФАС, представителями бизнеса и подведомственными Минприроды структурами (Роснедра и Росприроднадзор. — РБК), говорится в письме. Сергей Донской подтвердил РБК факт внесения законопроекта в правительство. Ведомство рассчитывает на принятие Госдумой поправок к закону "О недрах" в первом чтении до конца текущего года, добавил он.

По действующему закону единственным основанием для корректировки условий лицензии является "изменение объема потребления произведенной продукции по не зависящим от недропользователя обстоятельствам". Новый законопроект (копия есть у РБК) добавляет еще два случая: при возникновении обстоятельств, существенно отличающихся от тех, при которых лицензия на пользование недрами была предоставлена, и при необходимости завершения поиска и оценки разработки месторождения либо выполнения ликвидационных работ на нем, если компания не нарушила каких-либо условий лицензии на дату подачи такого заявления.

Чтобы изменить лицензию, компания может обратиться с заявлением в Роснедра (федеральный орган управления госфондом недр. — РБК) и сами Роснедра могут предложить компании изменить лицензию, говорится в законопроекте.

Все три пункта выглядят слишком общими, поэтому в каждом конкретном заявлении власти будут требовать их конкретизации. По словам главы пресс-службы Минприроды Николая Гудкова, при подаче заявления с просьбой внести изменения в лицензию со стороны компаний необходимо будет объяснить, в чем заключаются "обстоятельства, существенно отличающиеся от тех, при которых была предоставлена лицензия на пользование недрами". В их числе, как разъяснил он РБК, могут фигурировать санкции против компании или отдельных видов ее деятельности (например, глубоководного бурения на шельфе), существенное изменение экономических условий, меняющих структуру затрат и рентабельность разработки месторождения, последствия природных катаклизмов. "Например, если у компании не получилось найти подрядчика для бурения на шельфе из-за санкций, потому что не было буровых компаний, способных выполнять такого вида работы без угрозы штрафов и нарушения условий санкций, то это уважительная причина. А если она просто год ничего не делала, не готовила проект, а потом вдруг опомнилась, но сроки выполнения работ подходят к завершению, то такая причина в расчет не принимается", — объяснил представитель ведомства.

Законопроект не допускает изменение лицензий, по которым не устранены нарушения, согласно направленным регулирующими органами предписаниям.

Заморозка на шельфе

Новая редакция закона "О недрах" также расширяет перечень сведений, которые должны содержаться в лицензиях на участки шельфа. При этом для месторождений нефти и газа на суше объем необходимой информации в таких документах сокращается. Так, сроки и виды проведения геологоразведочных работ на них нужно указывать теперь не в лицензиях, а в техническом проекте разработки месторождения, который изменить проще.

В шельфовых же лицензиях, согласно законопроекту, нужно указать виды, объемы и сроки проведения как сейсморазведки, так и бурения, и даже сроки предоставления данных о запасах нефти и газа на них на государственную экспертизу. Несоблюдение этих условий грозит рисками отзыва лицензии, указано в пояснительной записке к законопроекту (копия есть у РБК). Кроме того, после вступления закона в силу дополнениями к таким лицензиям должны быть добавлены условия конкурсов или аукционов, на основании которых компания выиграла право разработки участка на шельфе, и положения всех законов и постановлений правительства, регулирующих разведку и добычу нефти и газа на таких территориях.

Пресс-секретарь Минприроды пояснил РБК, что к разработчикам шельфовых месторождений требования будут жестче, чем к тем, кто работает на суше, что обусловлено соответствующими поручениями правительства. Он пояснил это тем, что "Газпрому" и "Роснефти" следует сосредоточиться на выполнении взятых на себя обязательств на уже выданных им участках, вместо того чтобы просить новые лицензии. Как отметил глава Минприроды Сергей Донской, мораторий на выдачу шельфовых лицензий продолжит действовать как минимум до 2020 года.

Правительство приняло решение о введении временного моратория на предоставление лицензий на арктическом шельфе в начале сентября 2016 года. С такой инициативой выступало именно Минприроды. К моменту введения моратория между "Роснефтью" и "Газпромом" были распределены 80% подготовленных к разведке участков на российском шельфе, отмечал тогда глава Минприроды.

Позиция нефтяников

Представители "Роснефти" и "Газпрома" отказались комментировать поправки в закон "О недрах" и отвечать, готовятся ли они воспользоваться возможностью перенести разработку участков на шельфе из-за санкций или нерентабельности. Пресс-служба "Газпром нефти" оставила запрос РБК без ответа.

Источник РБК в "Роснефти" утверждает, что у компании пока нет планов запрашивать новые лицензии на шельфе Арктики, а также переносить разработку действующих месторождений: большинство таких изменений уже внесено в 2015-2016 годах. В июне 2016 года РБК писал, что Роснедра согласовали изменения по 31 участку недр на шельфе по просьбам нефтяных компаний, в основном связанные с переносом на несколько лет сроков проведения геологоразведки на них. По словам собеседника РБК в "Роснефти", до 2020 года компания планирует начать бурение на шельфе Карского и Черного морей, а также на Сахалине и в Печоре, что составляет немногим более 10% фонда действующих шельфовых лицензий компании (по его данным, у "Роснефти" на балансе 56 шельфовых участков). А по большинству других участков сроки буровых работ наступят позже: тогда компания решит, целесообразно ли просить откладывать их снова.

Он добавляет, что при текущих ценах на нефть стоимость бурения более чем наполовину подешевела по сравнению с ценами 2014 года и главная проблема сейчас — это сложность привлечения западных подрядчиков и их техники к таким работам из-за санкционных рисков. У самой же "Роснефти" просто нет собственных буровых установок, способных бурить в Арктике или на черноморских глубинах свыше 150 м. Перенос же таких видов работ на более поздние сроки чреват, по его мнению, сокращением плановых объемов добычи нефти после 2020 года.

Собеседник РБК в "Газпром нефти" пояснил, что по всем новым шельфовым проектам компании бурение запланировано на срок после 2024 года, что не требует актуализации такого рода лицензий в ближайшие несколько лет. Однако он счел важным, что такая возможность в новых правилах появилась: учет санкций и экономики проектов говорит о повороте надзорных органов лицом к компаниям. Ведь нефтяники сами заинтересованы в том, чтобы избегать рисков отзыва у них лицензий.

Директор аналитического центра "Гекон" Михаил Григорьев полагает, что включение в перечень оснований для изменения содержания лицензий последствий санкций против компаний и изменения экономики разработки месторождений закономерно: тем самым власти признают, что санкции не будут сняты в ближайшее время, а цены на нефть вряд ли вырастут до уровня выше $100. В этой ситуации, по мнению эксперта, нет смысла требовать от нефтяников проведения невыполнимых или убыточных работ, а придется пересматривать планы по добыче нефти на шельфе, принятые до введения санкций.

Людмила Подобедова

"Роснефть" закрыла сделку по приобретению 49% нефтеперерабатывающего завода (НПЗ) в Индии. Таким образом компания выходит на перспективный и быстрорастущий рынок нефтепродуктов Азиатско-Тихоокеанского региона. Сделка увеличит объем нефтепереработки компании на 7%, подсчитали аналитики для "Известий". А вклад в чистую прибыль "Роснефти" на 2018 год может достигнуть $500 млн.

Нефтеперерабатывающий завод Essar Oil Limited (EOL) обладает мощностью 20 млн т в год, глубина его переработки — 95,5%. Более половины от всего перерабатываемого сырья — тяжелая нефть. Аналогичную долю в 49,13% НПЗ 21 августа приобрел консорциум международных инвесторов, в который входят международный трейдер Trafigura и инвестиционный фонд UCP. 2% остались у миноритарных акционеров. Кроме НПЗ в структуру сделки вошли розничный бизнес, глубоководный порт, резервуары и электростанция.

Конфигурация НПЗ является одной из наиболее технологически сложных в Азиатско-Тихоокеанском регионе и имеет значительные перспективы по расширению для развития нефтехимического производства, считают в "Роснефти".

— EOL обладает обширной розничной сетью более чем из 3,5 тыс. заправочных станций по всей Индии, которые работают под брендом Essar. Наличие данного канала реализации дополнительно повышает операционные и финансовые показатели актива, — добавили в компании.

Приобретение доли в индийском НПЗ создает "уникальные синергетические возможности с существующими активами "Роснефти" и будет способствовать росту эффективности поставок в другие страны региона", заявил главный исполнительный директор компании Игорь Сечин по итогам сделки, закрытой 21 августа.

Он также добавил, что российская компания планирует существенно повысить финансовые показатели предприятия.
Аналитики, опрошенные "Известиями", подсчитали, что рост чистой прибыли в 2018 году с учетом приобретенного НПЗ может составить $400-500 млн.

— Мы оцениваем вклад в чистую прибыль "Роснефти" на уровне $500 млн, или порядка 6% от данного показателя, начиная с 2018 года. Мы полагаем, что дополнительный потенциал лежит в оптимизации поставок сырой нефти, — заявили в банке UBS.
Также аналитики UBS подсчитали, что индийский НПЗ должен увеличить общий объем переработки "Роснефти" примерно на 7%.

— Кроме того, сделка открывает для "Роснефти" быстрорастущий индийский рынок и позволит выстроить трейдинговый бизнес в регионе, — заявили в банке.

Выход на розничный рынок Индии может оказаться своевременным, поскольку потребление нефтепродуктов возобновило рост после перерыва, связанного с денежной реформой, и происходит либерализация внутреннего рынка моторного топлива и сжиженного углеводородного газа, считают аналитики "Уралсиба".

Рынок нефтепродуктов в Индии — один из наиболее динамично развивающихся мировых рынков: кумулятивный рост ВВП Индии в 2013-2016 годах составил 29,8%, подсчитал член комитета Торгово-промышленной палаты России по энергетической стратегии Рустам Танкаев.

— Активы такого масштаба и качества редко доступны на рынке, что делает эту сделку уникальной и ценной, — резюмировал эксперт.

По его словам, наличие всей необходимой инфраструктуры у НПЗ, доли в добычных проектах в Венесуэле и контракты на поставку нефти с венесуэльской госкомпанией PDVSA позволят "Роснефти" получить значительную операционную синергию и усилить экономическую эффективность деятельности НПЗ.

Юрий Иванов

В понедельник на регазификационный терминал в Клайпеде пришел первый танкер со сжиженным природным газом (СПГ) с американского экспортного терминала Sabine Pass. "Это первый, но точно не последний груз", — цитирует "Интерфакс" министра энергетики Литвы Жигимантаса Вайчюнаса. В середине сентября в Клайпеду должно прийти еще одно судно с СПГ, сообщает "Интерфакс", а гендиректор Lietuvos energija Далюс Мисюнас заверил, что американский сжиженный газ обошелся Литве дешевле, чем газ "Газпрома", но от прогноза, будет ли российский газ вытеснен с рынка, воздержался.

На вопрос "Ведомостей", какова фактическая стоимость поставленного газа, представитель Lietuvos energija не ответил.

Американский СПГ не стал, а при низких ценах на нефть в среднесрочной перспективе и не станет альтернативой трубопроводным поставкам "Газпрома", считает директор по исследованиям Vygon Consulting Мария Белова. "По данным Еврокомиссии, в I квартале 2017 г. Литва закупала газ у России по $180 за 1000 куб. м. Если бы контракт Cheniere (продавец американского СПГ) и Lietuvos Duju Tiekimas (покупатель) был подписан зимой, стоимость СПГ в Литве (с привязкой к Henry Hub) была бы на 40% выше — $254 за 1000 куб. м. Американский СПГ конкурирует скорее с норвежским газом, который поставляется в Литву по сопоставимой цене — $241 за 1000 куб. м", — приводит расчеты Белова.

Текущая стоимость американского СПГ в Литве может составлять порядка $246 за 1000 куб. м, предполагает Белова.

Газ не только из США

Перспективы американского СПГ в Европе предправления "Газпрома" Алексей Миллер в конце июня оценивал как невысокие: "СПГ на европейском рынке по сравнению с поставками трубопроводного газа был, есть и будет менее конкурентоспособным".

Конкуренция "Газпрома" с СПГ из США началась еще в 2016 г. — с приходом в Европу первого танкера, убеждена директор Энергетического центра бизнес-школы "Сколково" Татьяна Митрова: "И то, что конкуренция с СПГ вообще и с американским в частности будет только ужесточаться, практически гарантировано в условиях нарастающего избытка предложения в ближайшие годы".

По данным корпоративного издания "Газпрома", мощность регазификационных терминалов в Европе — порядка 220 млрд куб. м в год. В 2016 г. использовалось всего 50-55 млрд куб. м в год — простаивающих мощностей хватило бы, чтобы почти полностью отказаться от российских поставок.

Труба против трубы

Конкурировать "Газпрому" придется не только с СПГ. Кроме "Северного потока — 2" (55 млрд куб. м в 2019 г.) и двух ниток "Турецкого потока" (33 млрд куб. м в 2019 г.) сейчас идет строительство газопровода TANAP (16 млрд куб. м в 2018 г.) и его продолжения — TAP (10 млрд куб. м); обсуждается и ответвление от TAP — вертикальный газовый коридор. К 2023 г. мощность TANAP предполагается довести до 23 млрд куб. м в год. Ресурсной базой должно стать азербайджанское месторождение Шах-Дениз, готовность которого к увеличению поставок газа британская BP оценивает в 95%.

Польша альтернативой российскому газу видит трубопровод Baltic Pipe с норвежским газом. Газопровод может быть введен в эксплуатацию уже в 2022 г. К 2023 г. мощность только вновь построенных газопроводов в Европу составит 120 млрд куб. м в год.

"Газпром", по его собственным материалам, за год почти вдвое уменьшил прогноз роста импорта газа Европой: к 2025 г. — порядка 60 млрд куб. м в год, а в 2015 г. было 113 млрд куб. м.

Снижение прогноза стало уже традицией, считает Митрова: "Причина — сдержанный рост европейской экономики и впечатляющий прогресс в энергоэффективности и возобновляемых источниках энергии".

"Газпром" в прогнозах обращает внимание на перспективы добычи в странах-экспортерах, объясняет человек, близкий к "Газпрому": "Норвегии удалось нарастить добычу, но у нее коэффициент восполнения запасов меньше единицы. Это в перспективе приведет к снижению добычи".

Востребованность новых проектов будет определяться загрузкой украинского маршрута, а также договоренностями России и ЕС о загрузке новых трубопроводов. "Если ЕС не будет препятствовать радикальному снижению украинского транзита, новые потоки в принципе могут быть прилично загружены, хотя и не на 100%", — предполагает Митрова. Сохранить позицию одного из самых конкурентоспособных поставщиков газа в Европу "Газпрому" может помочь гибкая маркетинговая политика и готовность к конструктивным отношениям с покупателями, уверена она.

У "Газпрома" почти не останется рычагов воздействия на покупателей при продлении или заключении новых контрактов, считает директор отдела корпораций Fitch Ratings Дмитрий Маринченко. "Компании придется предлагать очень гибкие условия и идти на уступки вплоть до существенного снижения объемов поставок по условию take-or-pay", — предполагает Маринченко. Свободу маневра "Газпрому" может обеспечить себестоимость российского газа в Европе на уровне $100-110 за 1000 куб. м, считает Маринченко.

"Не стоит ставить знак равенства между транспортными мощностями и предложением газа, — полагает человек, близкий к "Газпрому". — Мощности должны быть обеспечены контрактами, иначе труба будет лежать пустой".

Никаких договоренностей, обеспечивающих поставки по второй нитке "Турецкого потока", пока нет, напоминает партнер RusEnergy Михаил Крутихин. "Газпрому" предстоит жесткая конкуренция в первую очередь с TANAP, который почти построен и будет использоваться на полную мощность. Есть шанс, что "Газпром" купит на аукционах часть мощности TAP, говорит Крутихин, но ему придется конкурировать не только с азербайджанским, но, возможно, и с иракским и израильским газом".

Не факт, что Шах-Дениз обеспечит существенный и стабильный приток дополнительного газа (в силу геологических особенностей), не соглашается собеседник "Ведомостей", близкий к "Газпрому": "Кроме того, транспортировка по TANAP довольно дорогая. Представитель TANAP предполагал, что транспортировка до западной границы Турции будет стоить порядка $70 за 1000 куб. м".

Артур Топорков

Правительство определилось с предельными ценами на мощность в 2021 г. Распоряжение об этом было опубликовано в понедельник. В европейской части России и на Урале (первая ценовая зона) минимальная цена на мощность составит 119 000 руб./МВт, максимальная — 163 000 руб./МВт. В Сибири (вторая ценовая зона) ценовой пол будет на уровне 163 000 руб./МВт, потолок — 228 000 руб./МВт.

По сравнению с прошлым годом ориентиры правительства выросли на 4-5%. При этом конечная цена мощности будет определена на конкурентном отборе мощности (КОМ), который пройдет осенью. Отбор мощности, которая будет обязательно оплачена потребителями, проводится на три года вперед. По такой схеме рынок начал работать с 2015 г. С тех пор в первой ценовой зоне цена после отбора мощности формировалась на нижнем уровне. Цены складывались ниже максимума, так как в обеих ценовых зонах мощности больше, чем нужно, объясняет руководитель группы исследований и прогнозирования АКРА Наталья Порохова: в первой ценовой зоне профицит был около 10% мощности. Похожая ситуация сохранится и на 2021 г., ожидает она.

Определенный правительством рост учитывает только уровень инфляции, но не будущие инвестиции — вряд ли это поможет существенно улучшить экономику проектов модернизации энергомощностей без гарантии доходности, считает аналитик Renaissance Capital Владимир Скляр. Росту цены может поспособствовать особенность проведения отбора: формула, определяющая цену в рамках КОМ, построена таким образом, что чем меньше заявляется мощности на отбор, тем выше итоговая цена, считает эксперт.

НП "Совет производителей энергии" неоднократно просило правительство хотя бы частично учесть отставание цен КОМ от инфляции, говорит представитель ассоциации. Также в предыдущих отборах не учитывался в полной мере рост цен на топливо, добавляет он. Все это ведет к избыточному стимулированию вывода мощностей из эксплуатации и созданию дефицита мощности, подчеркивает он. Осенью 2016 г. на КОМ-2020 было отобрано почти 160 ГВт мощности, общая установленная мощность российских электростанций превышает 230 ГВт. В свою очередь Минэнерго в июле предложило при определении итоговой цены мощности не использовать максимальный ценовой уровень, если мощности не хватает.

Еще одним фактором, который подтолкнет цены вверх, может стать механизм модернизации станций. Весной заместитель министра энергетики Вячеслав Кравченко обещал, что Минэнерго к концу года подготовит предложения о механизме (его слова передавал "Интерфакс"). Обсуждается несколько вариантов: новый договор о предоставлении мощности (ДПМ-штрих на модернизацию) и повышение цены КОМ. Заместитель гендиректора "Газпром энергохолдинга" Павел Шацкий говорил, что его компания может модернизировать до пяти объектов в год при цене КОМ 170 000 руб./МВт (слова по "Интерфаксу"). Отказ от резкого повышения цен в КОМ на 2021 г. делает программу ДПМ-штрих фактически безальтернативной, считает Скляр.

Оплата отобранной на КОМ мощности составляет лишь часть итогового платежа за мощность. В него также входят плата за ДПМ, мощность новых АЭС и ГЭС, различные надбавки (например, компенсация промышленными потребителями ценовых зон снижения энерготарифов на Дальнем Востоке). В 2017 г. итоговые цены мощности в первой ценовой зоне составили 565 000 руб./МВт в месяц, во второй — 520 000 руб./МВт в месяц. По оценкам "Сообщества потребителей", в ближайшие годы итоговая цена мощности за счет ввода новых объектов по различным видам ДПМ будет расти в среднем на 18%.

Единственный действенный механизм, который побудит регулятора отказаться от ценового потолка, — это план вывода избыточной мощности, но это маловероятный сценарий в течение ближайших 6-8 лет, считает Скляр.

Иван Песчинский