Новости

Правительство ограничит автоэкспорт нефтепродуктов

Федеральная таможенная служба (ФТС) подготовила проект постановления правительства, устанавливающего перечень из 11 пунктов пропуска, через которые будет разрешен вывоз нефти и нефтепродуктов автомобильным транспортом. По замыслу правительства это должно ограничить нелегальный экспорт продукции незарегистрированных мини-НПЗ. Больших дополнительных доходов бюджету новация, однако, не принесет: автотранспортом из РФ вывозится лишь 1% нефтепродуктов, пишет "Коммерсантъ".
Право устанавливать места не только импорта, но и экспорта товаров у правительства появилось в конце 2009 года. Принятые тогда поправки в ст. 119 Таможенного кодекса РФ наделили Белый дом возможностью определять пункты пропуска через госграницу для вывоза "отдельных видов товаров". Первой под ограничение попала необработанная древесина — для ее экспорта был определен перечень из 121 специализированного пункта пропуска. Сейчас очередь дошла до нефти и нефтепродуктов, вывозимых за пределы Таможенного союза.
В подготовленном ФТС перечне 11 пунктов пропуска: по одному на границе с Норвегией, Финляндией, Эстонией, Литвой, Южной Осетией, Абхазией, Азербайджаном, по два на границе с Латвией и Монголией. В отличие от леса, ограничиваются места вывоза этих товаров лишь автомобильным транспортом — экспорт по "трубе" и через порты тревоги у правительства не вызывает. Автоцистернами между тем вывозится незначительная часть топлива. По данным ФТС, в 2009 году РФ экспортировала 120,5 млн тонн нефтепродуктов на $46,8 млрд. При этом автотранспортом экспортировалось менее 1% указанных объемов на сумму менее $500 млн, или 15 млрд руб. Статистики по нефти нет. По словам участников рынка, легально это сырье автомобильным транспортом фактически не вывозится.
Как сказано в пояснительной записке к проекту постановления, существующая возможность вывоза этих товаров автотранспортом через любой пункт пропуска затрудняет достоверный учет, что, в свою очередь, "может использоваться участниками внешней торговли в качестве механизма уклонения от уплаты вывозных таможенных пошлин". ФТС поясняет, что перечень пунктов пропуска составлен "исходя из сложившихся транспортно-логистических схем поставок" и поэтому не повредит бизнесу легальных экспортеров.
Впрочем, целью правительства являются не они, а владельцы незарегистрированных мини-НПЗ. Именно эти так называемые самовары на совещании президента с нефтяниками в Омске в феврале 2010 года были названы главным источником нелегального экспорта нефтепродуктов. Отметим, что в отношении нефти планируемое ограничение мест вывоза вскоре может стать формальностью. В августе этого года правительственная комиссия по вопросам ТЭК поручила Минэкономики и ФТС проработать возможность введения полного запрета на экспорт нефти автомобильным транспортом — на том основании, что с уплатой пошлин такой способ транспортировки нерентабелен и потому легальными экспортерами не востребован.


«Норникель» нашел способ избавиться от ОГК-3

«Норникель» договорился об обмене своего пакета в ОГК-3 на 10-15% акций «Интер РАО» (от увеличенного капитала), пишет газета «Ведомости».
«Норникель» стал акционером ОГК-3 в 2006 г., сейчас его доля — 82,7%, акции обошлись ему дороже $4,2 млрд. В пятницу тот же пакет ОГК стоил на ММВБ $2,3 млрд. «Норникелю» не раз приходилось списывать убытки от обесценения энергетической «дочки», его акционеры обсуждали схему продажи или выделения ОГК-3, но безуспешно. ОГК нужно продать, заявил на днях владелец «Интерроса» Владимир Потанин.
Пакет «Норникеля» в ОГК-3 оценен для сделки в $2,1 млрд (получается, с 8,7%-ным дисконтом к текущей цене). Потанин называл другую оценку — $2,5-3 млрд. Сколько будут стоить 10-15% «Интер РАО» после допэмиссии, пока не ясно. Весной «Интер РАО» заявляла, что может получить новые активы стоимостью до $10 млрд (без учета ОГК-3). По мнению аналитика «ВТБ капитала» Михаила Расстригина, после консолидации «Интер РАО» может стоить $14-17 млрд, а значит, максимальная цена пакета «Норникеля» в ней составит $2,2-2,5 млрд.
Контроль над ОГК-3 увеличит мощность «Интер РАО» в 1,5 раза до 26,4 ГВт.
Однако не все акционеры «Норникеля» могут поддержать сделку. С 2009 г. «Интеррос» и UC Rusal обсуждали возможность выделения ОГК-3 в отдельную компанию, контроль в которой потом собиралась получить UC Rusal, рассказывает близкий к «Норникелю» источник: партнеры почти договорились о цене, «близкой к рынку», но потом случился конфликт и переговоры прекратились. Компания не планировала приобретать ОГК-3, отрицает представитель UC Rusal: условия реструктуризации долга существенно ограничивают возможность компании по приобретению активов. Возможность обмена доли в ТГК-3 на бумаги «Интер РАО» он комментировать не стал.
Совет директоров «Норникеля» рассмотрит вопрос о сделке 21 октября — перед внеочередным собранием акционеров (на котором совет может быть переизбран). Совет «Интер РАО» может собраться в конце ноября. Акционеры «Норникеля» обмен утверждать не должны: цена сделки меньше 25% стоимости активов «Норникеля» (на 30 июня — 487,6 млрд руб., или $16,2 млрд).


Венесуэле обещают АЭС

Россия может построить в Венесуэле АЭС мощностью до 2,4 ГВт, но этот проект может быть реализован примерно через 10 лет. В этом случае Венесуэла может стать первой южноамериканской страной с российской атомной энергетикой. До сих пор в этом регионе АЭС строили только компании из США, Канады и Европы, пишет "Коммерсантъ".
В пятницу Россия и Венесуэла подписали межправительственное соглашение о сотрудничестве в развитии атомной энергетики, строительстве и эксплуатации на территории Венесуэлы АЭС и исследовательского атомного реактора. По словам главы госкорпорации Сергея Кириенко, АЭС может быть построена через 10 лет или раньше. Документ дает возможность перейти к практической деятельности по строительству станции, уточнил он. Кроме того, планируется создать исследовательский реактор для выработки изотопов для медицинских и других нужд, добавил глава "Росатома", а также провести в Венесуэле геологоразведку для изучения возможностей добычи природного урана.
В "Росатоме" уточнили, что речь идет о строительстве в Венесуэле АЭС с двумя блоками типа ВВЭР мощностью 1,2 ГВт. Это стандартная двухблочная схема, чаще всего продвигаемая Россией для строительства за рубежом, базовая стоимость таких станций обычно оценивается примерно в €4 млрд. Но при этом реальный доход "Росатома" может быть ниже, если ряд работ по строительству АЭС достанется местным подрядчикам.


Миллионы всухую

«Газпром» может поставить рекорд среди российских компаний по затратам на непродуктивное бурение: одна сухая скважина в Венесуэле обошлась ему в $300 млн, пишет газета «Ведомости».
Первая и пока единственная скважина «Газпрома» в Венесуэле не принесла положительных результатов, а расходы концерна составили при этом около $300 млн, заявил в пятницу вице-премьер Игорь Сечин.
Речь идет о венесуэльском шельфовом блоке «Урумако-1». В 2005 г. «Газпром» заплатил за него $15,2 млн, скважину начал бурить в ноябре 2008 г. Тогда зампред правления «Газпрома» Александр Медведев заявлял, что оценка запасов на этом участке — 180 млрд куб. м газа. А Сечин отмечал, что промышленная добыча может начаться через 4-5 лет.
Однако в начале 2010 г. стало понятно, что на проекте проблемы: подрядчик «Газпрома» — Scorpion Nederlandse — выставил счет за бурение в $30 млн, концерн заплатил половину, подрядчик обратился в суд, и из его заявления стало известно об аварии и задержанных работах при бурении. Компании в итоге урегулировали спор, «Газпром» доплатил $12,8 млн. Но летом начальник департамента «Газпрома» Всеволод Черепанов признал, что работы на «Урумако-1» не принесли успеха и потому концерн решает, стоит ли продолжать их на этом блоке, а также на «Урумако-2» (лицензия получена в 2005 г.).
Из слов Сечина следует, что второй скважины в Венесуэле пока не будет. «Мы договорились с [венесуэльскими] партнерами о возможности замены этого участка на новые блоки», — отметил вице-премьер.
До сих пор самые высокие затраты по сухим скважинам списывал «Лукойл». Его рекорд — $317 млн списаний в 2008 г., но сразу по нескольким проектам (три скважины в Саудовской Аравии, работы в Азербайджане, Казахстане и Колумбии).
У «Газпрома» и его «дочек» есть лицензии примерно в 10 странах. И это не первая неудача за рубежом. Летом концерн признал, что 10 лет работы в Индии не принесли результатов. В целом за 2009 г. «Газпром» провел буровые работы в Венесуэле, Индии, на шельфе Вьетнама, Средиземного моря, в Ливии, Алжире, Киргизии, Узбекистане, Таджикистане. Из 10 пробуренных скважин сухими оказались восемь (в 2008 г. из четырех не было ни одной продуктивной). А общие расходы на зарубежных проектах составили 16 млрд руб. (в 2008 г. — 9 млрд руб.).


Нефть и газ разводят по разным трубам

России и Белоруссии удалось согласовать параметры роста цен на газ и увязать отмену экспортных пошлин на российскую нефть для Белоруссии с ратификацией Минском соглашений по единому экономическому пространству (ЕЭП), заявил в пятницу премьер-министр РФ Владимир Путин по итогам встречи с главой правительства Белоруссии Сергеем Сидорским. Следующая встреча премьеров состоится в ноябре 2010 года, пишет "Коммерсантъ". Согласованным можно считать лишь формат обсуждения нефтегазовых проблем в рамках проработки документов по ЕЭП, а пока Белоруссии обещают равные с российскими цены на газ лишь к 2015 году.
Рост цен на газ в России и Белоруссии будет синхронизирован — выход на равнодоходные цены (цена в Европе без пошлин и транспорта) в двух государствах произойдет с 2015 года. Отмена же экспортных пошлин на нефть последует за ратификацией Белоруссией полного пакета соглашений по созданию ЕЭП. Такое заявление сделал в пятницу российский премьер Владимир Путин после прошедшего в Москве заседания совета министров Союзного государства России и Белоруссии. Напомним, до встречи Минск требовал "синхронизировать" с РФ сроки перехода на равнодоходные цены на газ, что означало снижение их для Белоруссии, и отменить экспортные пошлины РФ на нефть и нефтепродукты, поставляемые в Белоруссию.
Как заявил в пятницу российский премьер, в 2011 году цена на газ для Белоруссии будет определяться действующим контрактом и составит $220 за 1 тыс. куб. м (в 2010 году она составляет $185, для российских промпотребителей — $82 за 1 тыс. куб. м). Ранее предполагалось, что переход на равнодоходные цены для Белоруссии произойдет с 2012 года одновременно с запуском ЕЭП. В пятницу Россия согласилась перенести эту дату — в обеих странах переход на равнодоходность, означающий для Белоруссии рост цен на газ до мирового за вычетом разницы в стоимости транспортировки, произойдет с 2015 года. Что касается уровня цен с 1 января 2012 года до 1 января 2015 года, то, как пояснил российский премьер, "вопросы ценообразования — это, прежде всего, вопрос хозяйствующих субъектов". По его словам, "Газпрому" дано поручение подготовить проект соответствующего контракта на этот период "с учетом выхода на равнодоходность с 1 января 2015 года".
Что же касается экспортных пошлин на нефть, то премьер уточнил позицию, уже высказывавшуюся ранее Белым домом: они будут отменены после ратификации Белоруссией полного пакета соглашений по ЕЭП. Напомним, весной 2010 года экспортные пошлины на нефть стали причиной очередного "газового" конфликта с Белоруссией и чуть не привели к срыву соглашений по Таможенному союзу (ТС). Тогда в промежутке между подписанием Таможенного кодекса ТС и его ратификацией запуск единой таможенной территории (ЕТТ) РФ и Белоруссии в рамках ТС напрямую зависел от Белоруссии, что дало Минску возможность для торга по вопросу нефтяных пошлин. В результате ЕТТ РФ и Белоруссии возникла на пять дней позже намеченного (не 1, а 5 июля), причем Москве пришлось уговаривать Минск традиционными угрозами ограничения газовых поставок.
Сейчас из 17 соглашений ЕЭП готово лишь около половины, остальные находятся "в высокой степени готовности". Соглашения должны быть доработаны к следующей встрече премьеров стран—участниц ТС: она состоится в Санкт-Петербурге в середине ноября. Еще одна встреча в Минске запланирована на декабрь. Предполагается, что соглашения будут подписаны до конца текущего года.


Миллиарды за Венесуэлу

В пятницу в рамках визита в Россию президента Венесуэлы Уго Чавеса «Интер РАО» договорилась о реализации сразу двух проектов суммарной стоимостью около 4,5 млрд долл. Госкомпания намерена заняться поставками оборудования венесуэльским энергетикам и строительством электростанций в этой стране. Производство энергии в условиях жесткого ценового контроля со стороны властей вряд ли является самоцелью: уступив контроль над новыми станциями, «Интер РАО», вероятно, попросит допустить ее в трейдинговый сектор, пишет РБК daily.
В пятницу в присутствии президентов России и Венесуэлы «Интер РАО» подписала контракт на поставку газотурбинных установок (ГТУ) «дочке» Petroleos de Venezuela SA (PdVSA) — компании Bariven S.A. Соглашение было заключено в присутствии президентов двух стран.
В этот же день «Интер РАО» и Газпромбанк договорились о взаимодействии в рамках проекта создания генерирующих мощностей в Венесуэле. Банк выступит финансовым консультантом и, возможно, организатором финансирования проектно-изыскательских работ и строительства ТЭС мощностью до 2 ГВт, работающей на нефтяном коксе.
Строительством и последующей эксплуатацией новых мощностей займется СП, которое будет создано совместно с венесуэльскими компаниями.
Сейчас энерготарифы в Венесуэле находятся под жестким контролем государства. Так что «Интер РАО» экономически более выгодно иметь доступ к крупным потребителям, продавая энергию станции, чем, имея значительную долю в капитале производителя, отдавать электричество посредникам по минимальной цене. Вход на трейдинговый рынок делает еще более привлекательным проект «Росатома» по строительству в Венесуэле двухблочной АЭС мощностью не менее 2,4 ГВт — соглашение об этом также подписано 15 октября. «Интер РАО», вероятно, может рассчитывать на право продажи электричества и этого объекта, предполагает г-н Абзалов.


Россия и Венесуэла одобрили приобретение ТНК-ВР венесуэльских активов ВР

ТНК-ВР получила поддерж­ку со стороны Минэнерго и руководства Венесуэлы при покупке активов своего британского акционера в Латинской Америке. Соответствующий меморандум между энергетическими ведомствами двух стран был подписан в пятницу в рамках визита президента Венесуэлы Уго Чавеса в Москву. Компаниям осталось согласовать лишь детали сделки.
ТНК-ВР может купить активы ВР, оказавшейся в тяжелой ситуации после аварии в Мексиканском заливе, в Венесуэле, Вьетнаме и Алжире. В наиболее подготовленной стадии находятся как раз переговоры по венесуэльским проектам. Речь идет о 16,66-процентной доле в Petromonagas и миноритарных пакетах акций в двух предприятиях. Активы могут перейти к ТНК-ВР за 1 млрд долл., пишет РБК daily.
В Венесуэле ВР владеет долями в трех проектах: Petromonagas (16,66%), Petroperija (40%) и Boqueron (26,6%) — все они контролируются PdVSA. Суммарная добыча проектов — 1,25 млн т в год, пишет газета «Ведомости». Аналитик Банка Москвы Денис Борисов оценивает долю ВР в $800-900 млн.
Для ТНК-ВР главная цель сделки — выход на международный рынок, считает аналитик «ВТБ капитала» Лев Сныков. Сейчас у ТНК-BP почти нет зарубежных проектов. Кроме активов на Украине (Лисичанский НПЗ и сеть АЗС) у нее есть соглашение с PdVSA о совместном исследовании блока «Аякучо-2» и доля в консорциуме, который будет разрабатывать «Хунин-6».Компания уже работает на неф­тегазовом рынке Венесуэлы. Она входит вместе с «Рос­нефтью», ЛУКОЙЛом, «Газпромом» и «Сургут­нефтегазом» в Национальный неф­тяной консорциум, созданный в конце 2008 года. Совместно с венесуэльской PdVSA они будут осваивать месторождения «Хунин‑6», «Хунин-3», «Аякучо-2» и «Аякучо-3».
Планируется также приобрести алжирские активы ВР, говорил ранее совладелец ТНК-ВР Михаил Фридман. У британской компании в Алжире два газовых месторождения: Salah в Sahara Desert и Amenas и часть нефтяного месторождения Baguel Rhourde. Преимуще­ственное право на их покупку есть у Statoil и Sonatrach. Если последняя воспользуется своим правом, то ТНК-ВР предложит ей обменяться активами, не исключал министр энергетики Сергей Шматко.
Особенность работы нефтяных компаний в Венесуэле — освоение месторождений полностью происходит на деньги инвестора, отмечает эксперт Центра политической конъюнк­туры России Дмитрий Абзалов. «Несмотря на то что недра страны имеют очень интересную производственную базу и высокие прогнозные ресурсы, это достаточно рискованная территория для работы как с экономической, так и с политической точки зрения», — отмечает г-н Абзалов.


Сделка на 1,6 млрд долларов

«Роснефть» приобретает свой первый downstream-актив за границей, пишет РБК daily. Она купит у венесуэльской нефтяной корпорации Petroleos de Venezuela SA половину доли в компании Ruhr Oel GmbH, владеющей четырьмя нефтеперерабатывающими заводами в Германии. Сумма сделки — 1,6 млрд долл. Вторым владельцем заводов является давний партнер «Роснефти» и ее же акционер британская ВР (1,25%). 
Перед «Роснефтью» стоит задача быть уже не просто нефтяной компанией, а энергокомпанией мирового масштаба, говорил в июне вице-премьер и председатель совета директоров «Роснефти» Игорь Сечин. Чавес ускорил решение этой задачи: PdVSA продала «Роснефти» 50% в компании Ruhr Oel GmbH, владеющей долями в пяти немецких НПЗ, пишет газета «Ведомости».
Мощность переработки Ruhr Oel — 23,2 млн т в год, это 20% немецкого рынка. Приобретение заводов увеличит перерабатывающие мощности «Роснефти» на 11,6 млн т (по доле участия в заводах) и позволит компании увеличить отношение переработки к добыче, говорит Борисов. Сейчас у компании этот показатель — 44%, ниже, чем у конкурентов — «Лукойла» и «Газпром нефти» (62 и около 70% соответственно). Покупка даст и синергетический эффект, подчеркивает Борисов, ведь на заводы можно будет поставлять российскую нефть: НПЗ Gelsenkirchen получают нефть по трубе из немецкого порта Wilhelmshaven (куда идет нефть из Приморска), Schwedt — по «Дружбе», Miro — по трубе от портов Средиземноморья и Балтики.
Переговоры шли тяжело, но сумма сделки рыночная, считает Сечин. Тонна установленной мощности обойдется компании примерно в $140, подсчитал Борисов. Это хорошая цена, считает аналитик, — тот же «Лукойл» приобретал доли в итальянском ISAB и голландском TRN летом 2008 и 2009 гг. по $230 и $260 за 1 т соответственно, башкирские заводы «Системы» рынок оценивает примерно в $100-110 за 1 т.
Партнером «Роснефти» в Германии станет ВР (владеет остальными 50% Ruhr Oel). Продавать долю британская компания не планирует. «Мы приветствуем “Роснефть” в качестве нашего будущего партнера. Сделка поможет “Роснефти” получить доступ к высокотехнологичной переработке и приобрести опыт на крупнейшем в Европе рынке нефтепродуктов», — заявил «Ведомостям» глава ВР в России Джереми Хак.
У ВР было преимущественное право выкупа доли PdVSA в Ruhr Oel, но компания отказалась от него, сообщил представитель ВР в России Владимир Буянов. В обмен компания получит право совместно с «Роснефтью» разрабатывать арктический шельф. На днях компания получила без конкурса участки на шельфах Баренцева и Карского морей.
Главный риск сделки — упавшая маржа европейской переработки (с $5-7 за баррель в середине 2008 г. до $0-2 сейчас), отмечает аналитик ФК «Уралсиб» Алексей Кокин: за 2009-2010 гг. на продажу в Европе было выставлено свыше 10 НПЗ, ни один из которых не был продан. Так что покупкой доли в Ruhr Oel «Роснефть» оказала PdVSA услугу и теперь может рассчитывать на ответную — например, на новый проект в Венесуэле, резюмирует аналитик.


Крупнейшее в истории Индии IPO проведет государственная угольная монополия    

Индийская угольная госкорпорация Coal India Limited (CIL) в понедельник начинает проведение первичного размещения акций, которое обещает стать самым крупным в истории страны, пишет газета "Hindu Business Line".
Как ожидается, компания выручит от продажи акций на Бомбейской фондовой бирже (Bombey Stock Exchange, BSE) около 150 миллиардов рупий (3,4 миллиарда долларов). До этого крупнейшее IPO в стране провела частная компания Reliance Power в 2008 году, выручив от размещения 110 миллиардов рупий (около 2,2 миллиарда долларов).
Coal India является крупнейшим поставщиком угля в мире и почти полным монополистом по его добыче угля в Индии - доля CIL в его производстве составляет 82%. В 2009 году компания через 11 добывающих подразделений произвела 402 миллиона тонн угля. Добыча в 2010 году превысит 430 миллионов тонн, прогнозирует CIL.
Темпы роста спроса на уголь в Индии (10%) опережают темпы роста добычи (7%), что гарантирует спрос и стабильные цены на топливо в будущем. В настоящее время разрыв между спросом и добычей в Индии составляет около 60 миллионов тонн в год.
CIL - последняя компания из списка ведущих и наиболее прибыльных госпредприятий Индии, акции которой будут торговаться на бирже.