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

28.10.2014

Gunvor рассматривает возможность продажи своих активов в России.

"Ведомости"

Gunvor рассматривает возможность продажи своих активов в России, сообщил "Ведомостям" представитель компании. Он не уточнил, с кем трейдер ведет переговоры. Продажа активов не повлияет на торговые операции в России, уточняет он.

Gunvor рассчитывает, что продажа российских активов не только поможет улучшить имидж компании в глазах западных инвесторов, но и позволит получить средства для новых приобретений в других частях мира, пишет FT. По данным газеты, Gunvor рассматривает потенциальную покупку активов в Европе, США, Южной Америке и Азии. Но представитель Gunvor заявил "Ведомостям", что намерение компании продать активы в России не имеет отношения к санкциям. "Мы сейчас имеем возможность восстановить баланс нашего портфеля, чтобы развиваться дальше. Если 80% нашей торговли происходит в остальной части мира, а у нас есть активы только в одной стране, это несбалансированность", — объясняет он. Однако представитель трейдера не исключил, что Gunvor будет покупать активы в России в будущем.

В России Gunvor принадлежат нефтепродуктовые терминалы в порту Усть-Луга (100%) и Новороссийск (50%, другой совладелец — Новороссийский морской торговый порт), доля в терминале — конечной точке для БТС-2 — Невской трубопроводной компании (50%, другие совладельцы — "Транснефть" и Газпромбанк). Кроме того, Gunvor принадлежит 30% в угледобывающей компании "Колмар" (еще 30% принадлежит Volga Group Геннадия Тимченко и 40% — Анатолию Митрошину). Представитель Gunvor уточнил, что пока непонятно, полностью компания выйдет из всех активов или нет.

Инвестиции Gunvor в нефтепродуктовый терминал в Усть-Луге — около $1 млрд, стоимость терминала в Новороссийске — $234,7 млн, сумма сделки по покупке 51% "Колмара" была около $300 млн.

Логичнее всего для Gunvor продать эти активы своим партнерам — Volga Group и "Транснефти", рассуждает аналитик Raiffeisenbank Константин Юминов. На "Колмар" вряд ли будут претенденты, кроме Volga Group, которой принадлежат два угольных терминала на Дальнем Востоке, уточняет эксперт. Представитель "Транснефти" заявил, что у компании нет планов купить активы Gunvor. "Нам никто не предлагал их купить", — сказал он. Не поступало предложений о покупке и Тимченко. "Будут предложения — будем изучать", — говорит представитель Volga Group.

Тимченко был совладельцем Gunvor. Но накануне введения санкций бизнесмен продал 44% акций нефтетрейдера партнеру Торнбьорну Торнквисту.

 

 

"Ведомости"

Правительство Камеруна одобрило продажу британской компанией Bowleven 50% в проекте Etinde на шельфе Камеруна "Лукойлу" и африканской New AGE (African Global Energy), сообщает Bowleven. New AGE уже владеет 25% в проекте, после сделки ее доля составит 37,5%, столько же будет принадлежать "Лукойлу", доля Bowleven снизится до 25%. Оператором проекта станет New AGE, дату завершения сделки стороны перенесли с 31 октября на 31 декабря, сообщает Bowleven.

О сделке было объявлено в июне. Закрыть ее в октябре не удастся, потому что процесс получения разрешения от правительства Камеруна занял больше времени, чем ожидалось, но теперь президент Камеруна должен подписать необходимый указ, говорит представитель Bowleven. Сумма сделки составит $250 млн, из них российская компания должна заплатить $187,5 млн. $170 млн Bowleven получит после закрытия сделки, а оставшуюся часть — отложенными платежами по итогам бурения двух разведочных скважин.

Участок Etinde расположен в Гвинейском заливе в непосредственной близости от границы Экваториальной Гвинеи и включает в себя три лицензионных блока общей площадью 2300 кв. км. Тринадцать из 16 пробуренных разведочных скважин дали "положительные результаты". Принятие окончательного инвестиционного решения по проекту о целесообразности дальнейшей разработки участка ожидается в 2015 г., сообщал в июне "Лукойл". Вчера представитель "Лукойла" от комментариев отказался.

"Лукойл" уже работает в Гвинейском заливе — на шельфе Кот-д’Ивуара и Ганы. Проекты там находятся на стадии геологоразведки и пока были неуспешными. В 2013 г. и I квартале 2014 г. компания списала около $440 млн по проектам в Западной Африке. Но в сентябре "Лукойл оверсиз" сообщил, что нашел на шельфе Ганы нефть и газ. Является ли открытие коммерческим — будет определено до конца года.

Предыдущим партнером Bowleven в проекте Etinde была Petrofac, они заключили соглашение в ноябре 2012 г. Petrofac должна была стать финансовым и техническим партнером Bowleven: инвестировать в проект $500 млн, а также предоставить технологии для разработки участка. Но в июле стороны объявили, что разрывают соглашение, это было одно из условий дальнейшего сотрудничества Bowleven с "Лукойлом" и New AGE, говорилось в сообщении Bowleven. Компания также должна была выплатить $9 млн Petrofac после расторжения соглашения. Представитель Petrofac дополнительных комментариев не предоставил.

Место Petrofac в проекте занял "Лукойл", поэтому оставаться Petrofac в нем не могла, компании дублировали бы функции друг друга, говорит аналитик Canaccord Genuity Алекс Брукс. Кроме того, у Petrofac есть несколько проектов, которые требуют от нее больше инвестиций, чем он планировал, поэтому компания решила отказаться от Etinde, добавляет он. Bowleven безрезультатно искала партнера для этого проекта несколько лет, сложно сказать, какие там были проблемы, но интереса у инвесторов Etinde не вызывал, отмечает Брукс.

В России получить интересные месторождения сложно, обычно они достаются госкомпаниям, поэтому развивать международные проекты — оптимальный вариант для "Лукойла", говорит аналитик Райффайзенбанка Андрей Полищук. Но неизученных месторождений в Африке много, перспективы в этом регионе есть, добавляет он.

 

 

В российском СПГ заинтересован целый ряд стран АТР, но этому могут воспрепятствовать Китай и США, признают эксперты.

"Известия"

Минэнерго ожидает роста производства сжиженного природного газа в России в ближайшие 10 лет, новые растущие рынки сбыта уже определены — это Дальний Восток и Азиатско-Тихоокеанский регион, на нем российский сжиженный газ ждет Япония. Как рассказал "Известиям" в ходе Национального нефтегазового форума замминистра энергетики РФ Алексей Текслер, через 10 лет производство СПГ в России вырастет с 10 млн т до 50–60 млн т в год. Согласно желанию Минэнерго Японии, к 2025 году страна нарастит импорт российского СПГ минимум в два раза — сейчас показатель составляет порядка 8 млн т, или 80% от всего производимого Россией СПГ.

— С Японией идет постоянное взаимодействие на межправительственном уровне, они заинтересованы в росте поставок СПГ из России, — говорит Текслер. — Она готова увеличить это двукратно, и мы такие задачи ставим, минимум двукратный рост. Они постоянно этот интерес обозначают, на каждых переговорах.

Таким образом, из запланированных на 2025 год 60 млн т Япония может потребить до 26,6% от суммарной добычи, то есть около 16 млн т. Текслер не исключил, что интерес к российскому сжиженному газу могут проявить и другие страны АТР. Согласно докладу министра энергетики Александра Новака, сейчас доходы от нефти и газа занимают 1/3 ВВП страны и новые рынки на Востоке поспособствуют его общему увеличению. Так, из 800 млрд кубометров газа, на которые Минэнерго рассчитывает к 2020 году (в этом году добыча составит около 650 млрд кубометров), от 40 до 60% планируется поставлять на рынки стран АТР (преимущественно в Китай, Японию и Индонезию).

— Начинает наконец формироваться глобальный рынок СПГ. Мы ожидаем, что через 5 лет он может составить до 40% от общего рынка газа. В перспективе потребуется ввод новых месторождений, — прогнозировал президент Российского газового общества Павел Завальный. Во многом делегаты отмечали важность роста именно СПГ. Сейчас его доля среди всего производимого Россией газа занимает не более 4% (производит завод "Сахалин-2" компании Sakhalin Energy, им на 51% владеет "Газпром", а также Shell, Mitsui и Mitsubishi). Согласно планам ведомства, к 2025 году эта доля увеличится до 12-15%.

Пока "Сахалин-2" — единственный в России, производящий СПГ (9,6 млн т.). По словам Текслера, завод планирует расширение. Первым к нему может присоединиться НОВАТЭК с его "Ямал-СПГ" (оцениваемая мощность 16,5 млн т), западные санкции на нем не сказались, недавно подчеркнул председатель совета директоров НОВАТЭКа Александр Наталенко. 15 октября Новак одобрил заявку НОВАТЭКа на получение средств ФНБ в размере 150 млрд рублей. По мнению ряда экспертов, этот проект во многом выигрышен по сравнению с другими — газ с него сможет поставляться не только в страны АТР, но и в Европу. Кроме того,  совместный проект "Роснефти" и группы Alltech "Печора СПГ" в ненецком автономном округе (запуск намечен на 2018 года, мощность от 5 млн до 10 млн т в год, капвложения на $6,6 млрд), первая тоже попросила выделить ей средства из ФНБ. Параллельно "Роснефть" прорабатывает совместный с ExxonMobil "Дальневосточный СПГ" (на нем планируется выработка 5 млн т).

Но наиболее масштабные планы развития СПГ имеет "Газпром" — у него два проекта: "Владивосток СПГ" (5 млн т) и "Балтийский СПГ" (до 8 млн т). Хотя партнеры по проектам пока не определены, известно, что интерес к проекту "Балтийского СПГ" может проявить Shell (с перспективой поставок СПГ на рынок Великобритании). В случае быстрого принятия инвестрешения проекты могут стартовать уже к 2018 году, если "Газпром" не решит отказаться от "Владивосток СПГ" в пользу трубопроводных поставок в Китай.

— Но пока всё это только предложения, — признает Текслер. — Все эти проекты на стадии техническо-экономического согласования. СПГ — это глобальная тенденция. Сейчас Европа и Азия строят порядка 29 терминалов СПГ.

На востоке у России перспектив больше, чем в Европе, отмечает старший научный сотрудник энергетического центра "Сколково" Мария Белова. По ее словам, на российский СПГ будет иметь спрос в Индии, Южной Корее, а также в Китае — его южным промышленным районам будет проще получать наше сырье морем. Закупки Японии вызывают большие сомнения у экспертов в силу двух факторов: полностью от атомной энергетики она отказываться не собирается, так же как и от планов на подписание контракта поставки газа по трубе.

— Кроме того, согласно последним прогнозам по потреблению японского Института экономики и энергетики, у них импорт газа относительно текущего уровня не изменится вплоть до 2030 года. На сегодня свободная рыночная ниша в Японии и Южной Корее оценивается на уровне 12 млн т в 2015 году, 31 млн т — в 2025-м и 60 млн т — в 2030 году. С другой стороны, Япония параллельно активно контрактует американский газ, поэтому, если Россия хочет тоже что-то туда поставлять, ей нужно заключать контракты уже в следующем году, в предстоящий визит Путина в Японию, — уверена аналитик.

Если Россия заключит соглашения вовремя, поставками в Японию займутся заводы "Газпрома", считает Белова: не только уже действующий "Сахалин-2", но и "Владивосток-СПГ", поскольку они близки к рынкам сбыта. Если же к 2025 году будут запущены все запланированные заводы, доля российского СПГ на мировом рынке составит 10%. Если же СПГ-завод "Сахалин-2" к тому времени останется единственным действующим в России — она снизится с нынешних 5% до 2% — к 2020 году объем производимых мощностей в мире удвоится (в ближайшем 2015-м, к примеру, на 53 млн т) в мире будет производиться 200 млн т сжиженного газа в год.

Потребность в российском газе сейчас остро чувствуется также в Малайзии, Индонезии (там недавно Минпромторг договорился о строительстве российского НПЗ), и во Вьетнаме, отмечает руководитель Центра изучения Вьетнама и АСЕАН Института Дальнего Востока РАН Владимир Мазырин.

— Если до него не дотянется наша "Сила Сибири", СПГ будет там очень актуален, об этом постоянно идут переговоры нашей межправительственной комиссии, — отмечает Мазырин. — Причины такого спроса кроются в Ближнем Востоке, из-за нестабильности в этом регионе Вьетнам опасается за свои поставки и ищет альтернативы.

Мызырин не считает, что на этом рынке России может составить конкуренцию США, но отмечает другого крупного игрока — китайскую CNPC.

При этом в Европе спрос на российский СПГ тоже будет расти, считает Белова, в особенности в связи с транзитными и юридическими проблемами транспортировки газа, возникшими у России с связи с Украиной и неурядицами с Третьим энергопакетом (направлен на демонополизацию и сдерживание таких игроков, как "Газпром").

Арсений Погосян

 

 

Компания хочет увеличить сроки геологоразведки шельфовых месторождений.

"РБК daily"

"Роснефть", собравшая солидный портфель арктических шельфовых проектов, просит правительство дать ей отсрочку по освоению этих участков. Компания подготовила и направила в правительство поправки в закон "О недрах", увеличивающие сроки проведения геологоразведки на арктическом шельфе с 10 до 15 лет. Компания объясняет это сложными климатическими условиями.

В распоряжении РБК оказалась копия письма главы "Роснефти" Игоря Сечина министру природных ресурсов Сергею Донскому от 10 июля 2014 года с просьбой поддержать инициативу компании по внесению поправок в закон "О недрах" в части продления сроков геологоразведки на шельфе арктических морей с 10 до 15 лет. Причина – экстремальные природно-климатические условия в Арктике, сложная ледовая обстановка, а также отсутствие специальных технических средств, позволяющих выполнять такие работы круглогодично, что усложняет проведение геологоразведочных работ.

"Закрепленный в законодательстве срок пользования недрами для целей геологоразведки на акваториях – 10 лет – не в полной мере учитывает то, что время проведения работ в данном регионе ограничено. Время, несвободное от льда в арктической зоне, может составлять пятилетия", – написал Игорь Сечин. Также он указывает на то, что участки недр в северных морях предоставляются недропользователю с незавершенным этапом региональных геологических исследований, и компании необходимо самостоятельно получить дополнительные сейсмические данные о них. Компания подготовила изменения в статью 10 закона "О недрах", согласно которым предусматривается 15-летний срок проведения геологоразведки участков внутренних морских вод, территориального моря и континентального шельфа, расположенных в российских акваториях Баренцева и Карского морей (75 градусов северной широты), моря Лаптевых, Восточно-Сибирского, Чукотского и Берингова морей. В пояснительной записке к законопроекту отдельно оговаривается, что 15-летний период геологического изучения касается арктических и дальневосточных акваторий с незавершенным этапом региональных геологических исследований. Согласно документу, на существенной части территории Восточно-Сибирского моря в течение пяти из последних 15 лет практически не было периодов свободной ото льда воды. И это является существенным препятствием для выполнения условий пользования недрами в установленный срок. А сбор недостающих региональных сейсмических данных при существующих технологиях потребует не менее пяти лет.

Как следует из письма Сечина, компания владеет лицензиями на геологоразведку и добычу нефти на 25 участках недр в западной и восточной Арктике общей площадью 1,1 млн кв. км.

Представитель "Роснефти" отмечает, что условия геологического изучения недр были установлены еще в то время, когда не было выделено ни одного участка на шельфе Арктики. Поэтому эти правила не учитывают природные и климатические условия Арктики. В определенные сезоны проведение геологоразведочных работ на арктическом шельфе вообще невозможно, поскольку технологии работы во льдах нет. "Минприроды признало существенность аргументов компании, проработка этого вопроса с профильным ведомством продолжается", – отмечает представитель "Роснефти".

Представитель "Газпрома", который также владеет арктическими лицензиями, сказал РБК, что им о данном инициативе "Роснефти" не известно. "В настоящее время мы прорабатываем целесообразность этого шага. С одной стороны, действующим законодательством предусмотрена возможность при необходимости увеличивать сроки геологоразведки, но с другой — каждое решение о сроках принимается на основании информации, предоставленной самими недропользователями. То есть эти сроки изначально ни для кого не являются сюрпризом, так как именно компании их и предлагают после оценки своих возможностей, требуемых средств и т.д", -пояснил РБК министра природных ресурсов Сергей Донской.

По мнению заместителя директора Института проблем нефти и газа РАН, директора подразделения "Арктика и Мировой океан" Василия Богоявленского, к предоставлению права геологоразведки на шельфе Арктики в течение 15 лет вместо десяти нужно подходить дифференцированно, а не включать в один законопроект сразу все участки недр в этой зоне.

"Мы уже не раз отмечали, что в прибрежных зонах арктических морей с развитой инфраструктурой освоение месторождений углеводородов может быть более рентабельно, чем на сопредельной суше и в открытых акваториях. Особенно если будут буриться горизонтальные скважины с берега (например, Юрхаровское месторождение компании НОВАТЭК). Что же касается морей Восточной Арктики России, то в последние годы там успешно работали несколько геофизических судов. Но в 2013–2014 годах в Арктике наблюдается тенденция к похолоданию, что давно прогнозировалось российскими климатологами. Минимальная площадь льда в 2013 и 2014 годах в Северном Ледовитом океане была в полтора раза больше, чем в 2012 году. В проливе Вилькицкого формируются многолетние льды, осложняющие судоходство. Поэтому на ряде участков продление сроков представляется вполне понятным, а может быть, и необходимым".

Как сообщал в своей презентации на одной из профильных конференций Роснедр главный геолог "Роснефти" вице-президент Андрей Лазеев [копия есть у РБК], у компании в общей сложности 46 лицензий на геологоразведку на шельфе (помимо Арктики речь идет о Дальнем Востоке и шельфе Черного моря), общая ресурсная база которых составляет 43,9 млрд т нефтяного эквивалента (н.э.). Суммарные извлекаемые запасы категорий С1+С2 составляют 0,202 млрд т нефти и 0,166 млрд куб. м газа. По его данным (на сентябрь 2014 года), в текущем году "Роснефть" планировала пробурить на шельфе две поисковые скважины и провести сейсморазведку 2Д – 31,3 тыс. погонных километров, 3Д – 10,0 тыс. кв. км.

По закону "О недрах" с 2008 года работать на шельфе могут лишь компании, как минимум наполовину принадлежащие государству и с пятилетним опытом работы, таким критериям соответствуют только "Роснефть" и "Газпром", которые получают такие лицензии без конкурса. "Роснефть" и "Газпром" неоднократно спорили между собой за участки на арктическом шельфе. Весной 2013 года обе компании подали заявки на Северо-Врангелевский участок в Чукотском море. Минприроды предложило компаниям самим договориться о разделе этого участка, что они и сделали: "Роснефть" получила Восточно-Сибирский-1, а "Газпром" – Восточно-Сибирский-2. Эти два блока и составляют Северо-Врангелевский участок, который представляет собой большую часть российского сектора Чукотского моря площадью почти 200 тыс. кв. км. В августе 2013 года компании также договорились по Обручевскому участку в Карском море: "Роснефть" скорректировала свою заявку так, чтобы ее границы не накладывались на соседний участок "Газпрома".

Людмила Подобедова

<< Октябрь, 2014 >>
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

МИНЕРАЛЬНЫЕ РЕСУРСЫ РОССИИ. ЭКОНОМИКА И УПРАВЛЕНИЕ