Архив за месяц: Март 2013

earlywarn: Iranian oil production


http://earlywarn.blogspot.ru/2013/03/iranian-oil-production.html

Реклама

Usgs assessment: Undiscovered Conventional Resources of the Arabian Peninsula and Zagros, 2012

Assessment of Undiscovered Conventional Oil and Gas Resources of the Arabian Peninsula and Zagros Fold Belt, 2012

Using a geology-based assessment methodology, the U.S. Geological Survey estimated means
of 86 billion barrels of oil and 336 trillion cubic feet of undiscovered natural gas resources in
the Arabian Peninsula and Zagros Fold Belt.

Twenty-three assessment units within seven petroleum systems were quantitatively assessed in this study, which represents a reassessment of this area last published in 2000 (U.S. Geological Survey World Energy Assessment Team, 2000) (fig. 1).

The seven TPSs and the main geologic elements used to define them are as follows: (1) Huqf–Paleozoic TPS―petroleum generated from Precambrian–Cambrian shales of the Huqf Supergroup in three Oman basins; (2) Paleozoic Composite TPS―petroleum generated from Silurian (and possibly Ordovician) marine source rocks over much of the Arabian Peninsula; (3) Paleozoic–Mesozoic Composite TPS includes the Euphrates Graben of Syria in which petroleum from Triassic source rock is present in addition to that from Paleozoic source rocks; (4) Mesozoic Composite TPS―petroleum generated from synrift Triassic and other Mesozoic source rocks in the Palmyra and Sinjar areas; (5) Madbi–Amran–Qishn TPS of Yemen―petroleum generated from Upper Jurassic marine source rocks; (6) Middle Cretaceous Natih TPS―petroleum from the Natih Formation trapped in the Fahud Salt Basin of Oman; and (7) Mesozoic–Cenozoic Composite TPS―
petroleum generated from Middle and Upper Jurassic and Lower and Upper Cretaceous source marine rocks over a wide area of the eastern Arabian Peninsula and Zagros. The 23 AUs that were defined geologically and assessed within these TPS are listed in table 1.

The USGS assessed undiscovered conventional oil and gas resources in 23 AUs within seven petroleum systems, with the following estimated mean totals: (1) for conventional oil resources, 85,856 million barrels of oil (MMBO), with a range from 34,006 to 161,651 MMBO; (2) for undiscovered conventional gas, 336,194 billion cubic feet of gas (BCFG), with a range from 131,488 to 657,939 BCFG; and (3) for natural gas liquids (NGL), 11,972 MMBNGL, with a range from 4,513 to 24,788 MMBNGL (table 1).

Of the mean undiscovered conventional oil resource of 85,856 MMBO, about 92 percent (78,747 MMBO) is estimated to be in six AUs within the Mesozoic–Cenozoic Composite Total Petroleum System (fig. 1B); most of this oil is estimated to be in the Zagros Fold Belt Structures AU (mean of 38,464 MMBO), the Mesopotamian Basin Anticlines AU (mean of 26,856 MMBO), the Arabian Platform Structures AU (mean of 6,626 MMBO), and the Horst Block and Suprasalt Structural Oil AU (mean of 5,300 MMBO).

For the undiscovered conventional gas resource mean of 336,194 BCFG, 96 percent is in two total petroleum systems: Paleozoic Composite TPS (mean of 189,273 BCFG) and the Mesozoic–Cenozoic Composite TPS (mean of 132,876 BCFG). In the Paleozoic Composite TPS, 56 percent (106,180 BCFG) of the undiscovered gas is estimated to be in the Zagros Fold Belt Reservoirs AU (table 1).

Similarly, 64 percent (85,610 BCFG) of the undiscovered gas in the Mesozoic–Cenozoic Composite TPS is in the Zagros Fold Belt Structures AU.

— — — — —
conventional oil resources
Среднее 85,856 million barrels of oil (MMBO) = 11.7 млрд. т
range 34,006-161,651 = 4.64 — 22.05 млрд. т

conventional gas
336,194 billion cubic feet of gas (BCFG) = 9.4 трлн. м3
range 131,488-657,939 = 3.7 — 18.4 трлн. м3

— — — — —
BP Statistical Review of World Energy June 2012

Запасы
нефти 765 млрд.барр = 104 млрд. т
газа 80 трлн. м3

Отношение средних неоткрытых ресурсов к известным запасам
нефть = 11.7/104 =11.3%
газ = 9.4/80 = 11.8%

Почти все открыто. Если использовать более скептичный подход и разделить на 3 неоткрытые ресурсы, то получается 3.8-3.9% от известных запасов.

trasyy: Пляж Кафедральных Соборов. Галисия

Недалеко от испанского города Рибадео находится уникальное местечко Praia de Augas Santas (Пляж Святой воды), которое среди туристов получило название Playa de Las Catedrales (Пляж Кафедральных Соборов).

Это место знаменито своими природными арками уникальной формы высотой более 30 метров, которые становятся видны во всей красе только при отливе.

Прибрежные скалы под воздействием соленой воды и ветра превратились в величественные монументы с многочисленными углублениями и лабиринтами.

http://trasyy.livejournal.com/1082098.html

Рибадео — Галисия, побережье Бискайского залива.

Usgs assessment: Undiscovered Conventional Resources of Six Geologic Provinces of China, 2011

Assessment of Undiscovered Conventional Oil and Gas Resources of Six Geologic Provinces of China, 2011

The U.S. Geological Survey (USGS) assessed the potential for undiscovered conventional oil and
gas resources in six geologic provinces of China: Junggar Basin, Bohaiwan Basin, Ordos Basin,
Sichuan Basin, Songliao Basin, and Tarim Basin (fig. 1). Each province was divided into 1–4 assessment
units (AU), for a total of 13 AUs (table 1).

Only conventional oil and gas potential was assessed. Continuous (unconventional) resources such as shale gas, coalbed gas, and tight gas sands may exist in some of these basins but were not assessed at this time.

The assessment methodology included a study of the petroleum systems in each province, including tectonics, source rocks, reservoirs, and other geologic characteristics relevant to petroleum generation, migration, and trapping. The characteristics of discovered fields and their exploration histories were also studied. Estimates of the numbers and sizes of undiscovered oil fields were made separately from the estimates for gas fields. Coproduct ratios were applied to make additional estimates of gas and natural gas liquids (NGL) in oil fields and liquids in gas fields.

The Junggar Basin, in northwestern China, was divided into two AUs: one for the pre-Jurassic reservoirs and one for the Jurassic through Tertiary reservoirs. The Pre-Jurassic Reservoirs AU has oil and gas fields that are primarily in Permian and Triassic fluvial sandstones and fluvial and alluvial fan conglomerates. The main source rocks are Permian lacustrine rocks and Jurassic coals. The Jurassic-Tertiary Reservoirs AU has Jurassic and Tertiary fluvial and nearshore lacustrine sandstone reservoirs. The main source rocks are also Jurassic coals and Permian lacustrine rocks. Traps for both AUs are mostly anticlines and fault blocks.

The Bohaiwan Basin was assessed as a single AU: the Tertiary Lacustrine and Buried Hills AU. Tertiary reservoir rocks are mostly fluvial, lacustrine deltaic, and lacustrine turbiditic sandstones. The reservoirs in the buried hills include fractured Archean crystalline basement rocks, karsted Proterozoic limestones and dolomites, Cambrian and Ordovician limestones, and Mesozoic volcanics. Source rocks are deep-water lacustrine shales and mudstones, most importantly those in the Eocene Shahejie Formation. The traps include structural and stratigraphic traps for the Tertiary reservoirs, as well as classic examples of buried hills.

The Ordos Basin was divided into two conventional AUs. The Ordovician Gas AU has gas fields producing from carbonates of the Ordovician Majiagou Formation that have significant karst development beneath a regional unconformity. Source rocks are primarily Upper Carboniferous and Permian coals and shales, but there may be some contribution from Ordovician carbonate sources. The Triassic-Jurassic Fluvial and Lacustrine Sandstones AU has reservoirs in Triassic and Jurassic fluvial and deltaic sandstones. The main source rock is lacustrine mudstones of the Triassic Yanchang Formation. Traps are mostly stratigraphic.

The Sichuan Basin was divided geographically into three AUs: one for gas fields in the heavily folded southeastern part of the basin (Southeastern Fold Belt AU), one for gas fields in the northwestern depression and foldbelt (Northwestern Depression and Foldbelt AU), and one for oil and gas fields in the central uplift (Central Uplift AU). Most of the fields are gas fields, with reservoirs ranging in age from Proterozoic to Jurassic. Most of the oil fields have Jurassic reservoirs. Reservoir rocks include Proterozoic and Carboniferous through Triassic carbonates, as well as Triassic and Jurassic sandstones. Source rocks are shales ranging from Cambrian to Jurassic in age. Traps include anticlines and buried hills.

The Songliao Basin was divided into four AUs. Oil and gas fields of the Stratigraphic Traps AU have Upper Cretaceous fluvial and deltaic sandstone reservoirs in stratigraphic traps, primarily sourced from Lower Cretaceous lacustrine rocks. The Anticlinal AU has similar reservoir and source rocks, but the traps are primarily structural and are located on the major anticlines in the center of the basin. The Kailu Depression AU, in the southwestern part of the basin, also has similar reservoir and source rocks; it contains both structural and stratigraphic traps. The Structural Traps AU has older sandstone reservoirs that are below the Cretaceous Qingshankou Formation and are sourced by the Jurassic coal beds. The Structural Traps AU has both structural and stratigraphic traps.

The Tarim Basin was assessed as a single AU: the Conventional Reservoirs AU. Reservoirs are mainly Jurassic and Miocene fluvial and lacustrine sandstones, along with some clastic and carbonate reservoirs of Ordovician and Carboniferous ages. Source rocks are primarily the Jurassic lacustrine shales and coals, but there may be some contribution from Ordovician marine rocks and Carboniferous coals. Traps are mostly anticlines and fault blocks.

Using a geology-based assessment methodology, the U.S. Geological Survey estimated
mean volumes of undiscovered conventional petroleum resources in six geologic provinces
of China at 14.9 billion barrels of oil, 87.6 trillion cubic feet of natural gas, and 1.4 billion
barrels of natural-gas liquids.

— — — —
Ресурсы
нефть
средние 14,945 million barrels of oil (MMBO) = 2 млрд.т
интервальные 6,980-26,526 = 0.95-3.6 млрд.т

газ
средние 87,602 billion cubic feet of gas (BCFG) = 2.45 трлн. м3
интервальные 35,553-167,555 = 1.0 — 4.7 трлн. м3

NGL при пересчете из баррелей в т.н.э как для нефти (самый лучший случай)
средние 1,419 million barrels = 0.194 млрд.т
интервальные 490-2,997 = 0.0668-0.4 млрд.т

— — — —
BP Statistical Review of World Energy June 2012
Oil: Proved reserves, Thousand million barrels, 1980-2011

После выхода на международную арены прыжки резкие изменения запасов прекратились и стабилизировались на уровне 14.8-14.7 Thousand million barrels
(2001) 14.7 Thousand million barrels = 2.00508 млрд.т
Неоткрытые ресурсы нефти = открытым запасам.
Если учесть, что оценен не весь Китай в Usgs assessment, то в лучшем случаем величину неоткрытых ресурсов нефти можно удвоить.

Годовая добыча в 2011 г. = 203.6 млн.т.
R/P ratio = 9.9. лет
На примере Китая можно изучать в реальном времени пик нефти

Natural Gas (2011)
Proved reserves = 3.1 Trillion cubic metres
Natural Gas Production = 102.5 млрд. м3
R/P ratio = 29.8 лет

Себестоимость добычи газа в России и на Украине

Оригинал взят в Себестоимость добычи 1 тыс. куб. м газа в Украине составляет 175-300 долл., — эксперт

Себестоимость добычи 1 тыс. куб. м газа в Украине составляет 175-300 долл. Об этом во время онлайн-конференции в РБК-Украина сообщил президент ассоциации «Газовые трейдеры Украины» Роман Сторожев.

«Чем больше доля частных компаний в добыче газа, тем лучше для ситуации в энергетической сфере», — отметил Сторожев. По его словам, процент добычи газа частными компаниями составляет 10-11% из общего объема по стране, а прирост добычи частниками составляет 3-5 % в год. Напомним, по данным «Укртрансгаза» добыча газа в Украине в 2012 г. выросла на 0,4% — до 20,1 млрд куб. м.

Газпром: Средняя себестоимость добычи газа в 2000-2012 гг.

Источники: Квартальные и годовые финансовые отчёты Газпрома.
Примечания:
(1) Квартальные данные за 2000-2001 гг не публиковались;
(2) Затраты в долларах рассчитаны на основе средних обменных курсов за соответствующие кварталы.

Средняя себестоимость добычи газа в 1-м квартале 2012 года составила 920 руб./1000 куб.м ($30.43), что на 48% выше, чем в 1-м квартале 2011 года и на 32% выше среднего уровня 2011 года. Следует отметить, что 1 января 2012 года налог на добычу полезных ископаемых был повышен с 237 до 509 рублей за тысячу кубометров. Повышение ставки НДПИ и явилось главной причиной роста затрат на добычу газа.

Usgs assessment: Taranaki Basin Assessment Unit, New Zealand, 2013

Assessment of Undiscovered Oil and Gas Resources of the Cretaceous-Tertiary Composite Total Petroleum System, Taranaki Basin Assessment Unit, New Zealand

USGS recently completed an assessment of the conventional undiscovered resources of the Cretaceous-Tertiary Composite Total Petroleum System (TPS), Taranaki Basin Assessment Unit (AU), onshore and offshore New Zealand (fig. 1).

The Cretaceous-Tertiary Composite TPS and Taranaki Basin AU include an area of approximately 153,000 square kilometers (km2). The TPS and AU boundaries are coincident and will be referred to as the AU. The offshore portion of the AU makes up approximately 80 percent of the total area. Water depths range from 0 to 1,500 meters. The AU includes Cretaceous and Tertiary rocks in all or part of the Taranaki, Wanganui, and Deep-Water Taranaki Basins (fig. 1).

Situated on the Australian tectonic plate, the AU consists of an onshore and offshore eastern graben complex and an offshore western stable platform. The graben complex and stable platform developed during Jurassic and Late Cretaceous–Paleogene rifting events between Australia and New Zealand that created a rift sag basin and the Tasman Sea. The Late Cretaceous–Paleogene rifting was followed, from 35 to 24 million years ago (Ma), by a relatively continuous period of regional compression and initiation of subduction of the Pacific plate. Collision of the Australian and Pacific plates resulted in the Australian plate overriding the Pacific plate on North Island and the Pacific plate overriding the Australian plate on South Island creating a plate inversion zone between the North and South Islands. The southernmost portion of the AU, between the North and South Islands, is part of the plate inversion zone. Back-arc extension related to subduction started approximately 4 Ma and continues today.

The source rocks include Cretaceous and Paleogene marine and lacustrine shales and mudstones and Cretaceous and possibly Jurassic coals. Oil and gas generation occurred as early as Late Cretaceous in the deep-water part of the AU (Deep-Water Taranaki Basin) (Uruski and Warburton, 2010). Due to a varied
burial history, generation has continued intermittently in different parts of the AU throughout the Cenozoic and is ongoing today in parts of the AU. The Taranaki Basin is filled with as much as 9 km of sediments. Maximum burial depth occurred during late Miocene in much of the basin. Migration is primarily along fault zones and into adjacent reservoirs.

Cretaceous and Tertiary reservoir rocks and potential reservoir rocks include turbidites, carbonates, alluvial sandstones, and volcaniclastics. Traps are primarily structural. Collisionrelated late Tertiary tectonics created three primary structural trap types—faulted anticlines, overthrusts, and tilted fault blocks (Crown Minerals, 2011). Seals are primarily shales and mudstones. Production is mainly from sandstones of the Eocene Kapuni Group and Oligocene Otaraoa Formation. There are eight discovered oil accumulations and twelve gas accumulations with a grown size (maximum expected volume of production) greater than the 5 million barrels of oil equivalent minimum assessed size (IHS Energy, 2010). Two fields, Kapuni and Maui, presently account for over 80 percent of New Zealand’s gas production and condensate (Crown Minerals, 2011). The Kapuni and Maui fields formed in faulted anticline traps.

USGS estimated mean volumes of 487 million barrels of oil, 9.8 trillion cubic feet of gas, and 408 million barrels of natural gas liquids.
— — — —

487 million barrels of oil = 66.4 млн т. нефти
9.8 trillion cubic feet of gas = 274.4 млрд. м3

— — — —
BP Statistical Review of World Energy June 2012

Нет своей добычи нефти и газа

2011
Oil: Consumption = 6.9 млн.т
Natural Gas: Consumption = 3.9 млрд. м3

Максимум
Oil: Consumption (2007-2008)= 7.2 млн.т
Natural Gas: Consumption (2001) = 5.9 млрд. м3

Камень Kannesteinen, Норвегия

Каменные грибы — останцы в форме гриба. Механизм образования грибов может быть различным: эрозия, выветривание, действие ледников, растворение окружающей породы. Каменные грибы встречаются во многих странах.

Координаты:
Долгота: 5°4′4.12″E (5.067811)
Широта: 61°58′12.47″N (61.970131)
Камень-гриб на берегу Норвежского моря в районе мыса Весткап. Рядом намечается еще один такой же «грибок». Причудливой формы каменные грибы вымыли волны Норвежского моря в скалах. А норвежцы проложили к ним приличную дорогу, чтобы показывать эту северную красоту изумленным туристам. Ближайший более-менее крупный н.п. Молёй.

Место на карте

Камень Kannesteinen по форме напоминает гигантский гриб. Находится он в Норвегии. Более чем тысячи лет, океанские волны бьются об основание скалы, придавая ей уникальную форму, которую она имеет сегодня.

http://trasyy.livejournal.com/1101319.html

facebook.com: Kannesteinen

giovanni1313: Иракская нефть и воздушные замки

Оригинал взят в Иракская нефть и воздушные замки

Ирак не сможет достичь уровня добычи нефти 4,5 млн. баррелей в сутки в 2014 году. Об этом сообщил на Дубайской конференции председатель парламентского комитета страны по энергетике Аднан аль-Джанаби.

В качестве причин называются внутриполитические противоречия. Вероятнее всего, имеется в виду конфликт центрального правительства c руководством Курдской автономии.

В феврале Ирак добывал 3,06 млн. баррелей в сутки. В 2011 году средний темп добычи составлял 2,63 Мб/д, в 2012 – 2,96 Мб/д. Таким образом, в прошлом году темп прироста добычи составил +12,5%. На этот год планы у Ирака наполеоновские: добыча должна вырасти до 3,7 Мб/д (исторический рекордный уровень — 3,8 Мб/д, 1979 год). Это соответствует 25% росту за год. Удастся ли Ираку достичь таких темпов, пока не ясно. Понижение планов на 2014 год вряд ли говорит в пользу этого прогноза.

Самое интересное в этой истории — громкие и ничем не подкрепленные заявления о грядущем изобилии нефти из Ирака и многократно повторенные СМИ мантры о том, что эпоха «дорогой» нефти подходит к концу. Хуссейн аль- Шахристани, иракский вице-премьер по энергетике: «В краткосрочной перспективе мы планируем достичь уровня добычи от 5 до 6 Мб/д к 2015 и 9-10 Мб/д к 2020» — октябрь 2012. В декабре аль- Шахристани уже обещал 9-10 Мб/д к 2017. А за год до этого господин министр замахивался аж на 12 Мб/д в 2017 году.

Аднан аль-Джанаби тоже решил подсластить горькую пилюлю и заявил в Дубаи, что запасы нефти в Ираке могут составлять 300 миллиардов баррелей. До этого British Petroleum оценивал резервы страны величиной 143 миллиарда баррелей. Министерство энергетики США дает цифру 113 миллиардов баррелей. Служба геологоразведки США — 78 миллиардов баррелей.

Формально и заявление депутата может считаться понижением прогнозов. Хуссейн аль- Шахристани еще в 2007 году заявлял о цифре 300 миллиардов баррелей. Годом позже Бахрам Салих, бывший тогда вице-премьером, говорил уже о 350 миллиардах баррелей резервов. Откуда такая уверенность? «От надежных компаний, из надежных источников» — отмахнулся Салих. Прошло пять лет, но надежные источники не спешат объявляться. Апофеоз — заявление пресс-службы иракского министерства нефти в 2011: «Запасы нефти в Ираке достигли 500 млрд. баррелей».

Что реально появилось в Ираке за недавнее время? Одна из немногочисленных крупных недавних находок — месторождение Димех (Дима) в провинции Майсан. Предварительная оценка запасов — 1 млрд. баррелей. Показательно, что в своем отчете за 2012 год министерство нефти ни слова не уделяет имеющимся запасам нефти. Вероятно потому, что все многомиллиардные приросты имеются только в головах чиновников.

Сланцевый газ на Украине: взлет и падение одной «утки»

22.03
В Донецк после массовых акций протеста против планов добычи сланцевого газа разбираться с ситуацией в регионе прибыли лично министры профильных министерств. Напомним, в Славянске, Краматорске, Артемовске и Донецке прошел ряд митингов с требованием не допустить разработку сланцевого газа из-за возможной угрозы экологии.

Как заверил на совещании министр экологии и природных ресурсов Украины Олег Проскуряков, никаких экологических рисков добыча газа не несет, а массовые протесты против разработки месторождений газа на Юзовском участке компанией Shell — дело сугубо политическое. «Еще никто не пробурил еще ни одной скважины, а уже пошли разговоры об экологических рисках», — сказал министр.
http://www.segodnya.ua/regions/donetsk/Skandal-vokrug-dobychi-slancevogo-gaza-Ekologi-Donbass-ostanetsya-bez-lesov-i-pitevoy-vody-.html

/Вброс темы/
ночь с 23 на 24 марта
Уже ЗДЕСЬ и СЕЙЧАС бурят! Нас начали ТРАВИТЬ!
http://kroha.dn.ua/viewtopic.php?f=808&t=165163
Перепосты
http://062.ua/news/v-donecke/19601-kak-dobytchiki-slancevogo-gaza-nadrugalis-nad-doneckim-poselkom-jelannoe
http://polemika.com.ua/news-113586.html

24.03
Сланцевый газ — первые скважины уже в Донбассе (фото)
http://pauluskp.livejournal.com/353936.html
/Раскрутка, первые достоверные сведения/
ООО «Карбона Энерго»
http://pauluskp.livejournal.com/353936.html?thread=14263440#t14263440

Место на карте
Место на карте
Место на карте

25.03
В Донецке представителям «Шелл» приготовили хлеб-соль на рушнике с черепами
http://www.62.ua/news/292542

25.03
Разведка либо добыча нетрадиционного газа на территории Донецкой области не ведется – губернатор
http://www.ostro.org/donetsk/economics/news/416886/

25.03
Губернатор Донетчины опровергает: разведка сланцевого газа в области не ведется
(подробное опровержение)
http://062.ua/news/v-donecke/19604-gubernator-donetchiny-oprovergaet-razvedka-slancevogo-gaza-v-oblasti-ne-vedetsya

25.03

На собственном примере понял, как распространяются страшилки про сланцевый газ. На одном из донецких форумов появились фотографии якобы первых сланцево-газовых скважин в Донецкой области. Снимки были сделаны вблизи поселка Желанное Ясиноватского района.
Автор фотографий утверждал, что в поселке добывали сланцевый газ, а местные жители жаловались на шум и падение уровня воды в колодцах.

На самом деле, как удалось установить, скважины не имели никакого отношения к добыче сланцевого газа. На самом деле их пробурила австралийская компания «Карбона Энерго», получившая лицензию на добычу метана в Красноармейском районе.
Вокруг скважины обширное пространство изрытой земли. Видны следы протекторов от шин. Автор фотографий возмущался урону, который нанесли окружающей среде бурильщики, таким образом выступая против добычи сланцевого газа. Однако, на самом деле к добыче сланцевого газа скважины отношения не имеют. Против традиционной добычи экологи же как правило не выступают.
Дата создания скважины — осень 2012.

Котлованы на месте скважины заполнены грязной водой, которую на форуме приняли за химический раствор, применявшийся при гидроударе, наслушавшись страшных рассказов. Люди в Донецкой области напуганы противниками добычи сланцевого газа.
Заснятая на фото скважина, как пишут на форуме, находится в 5км от жилых домов. Местные жители рассказали, что слышали шум и чувствовали вибрацию почвы. По их словам, работы велись круглосуточно, а после работ на скважине упал уровень воды в их колодцах. Однако никаких массовых протестов против добычи жители Желанного не проводили. Рабочих на скважину привозили издалека, но несколько жителей поселка также работали на скважине сторожами, медсестрами и кухонными работниками.
Рядом с первой скважиной в настоящий момент ведутся работы по устройству второй, которая по прогнозам должна заработать уже в апреле.

Комментарии автора снимка к фотографиям свидетельствуют о том, что люди, напуганные пропагандой, сами мало разбираются в предмете, поддаются панике и вводят в заблуждение (возможно, сознательно) других людей, передавая им свои домыслы и страхи.
http://strelaua.com/aktualno/ekologicheskaya-katastrofa-donbassa-shokiruyuschie-foto-s-pervyh-skvazhin-dobychi-slantsevogo-gaza-v-ukraine-fotoreportazh.html
http://www.report.dn.ua/?p=884

— — — —

Существует одна поисковая скважина в Харьковской области (Shell), которая была заложена в октябре прошлого года.
http://lenta.ru/news/2012/10/25/shell
http://korrespondent.net/business/companies/1348780-azarov-nazval-pobeditelej-konkursa-po-dobyche-slancevogo-gaza-v-ukraine
— — — —
03.02.2013
«Семья» делает ставку на добычу сланцевого газа
http://newsland.com/news/detail/id/1118599/
http://hvylya.org/news/semya-delaet-stavku-na-dobyichu-slantsevogo-gaza-ekspert.html

spydell: Финансовые результаты российских компаний (2001-2012)

В расчеты включил 21 компанию (энергетику не брал, там хрен знает что с отчетами) Газпром, Лукойл, Роснефть, Сбербанк, АФК Система, Сургутнфгз, Транснефть, Татнефть, ВТБ, Башнефть, Магнит, Северсталь, ГМК Норникель, НЛМК, МТС, Мечел, ММК, Новатек, Аэрофлот, Уралкалий, Алроса.
За 2012 год данные оценочные или за последние 4 квартала по сентябрь 2012. Когда будут окончательные, а это не ранее мая, то тогда более подробно. Да, вот такие задержки в отчетах у российских компаний – по пол года ))

Доходы растут в номинале. К докризисному пику в 2008 году + 62% на текущий момент, но темпы роста замедлились.

В таблице (зеленым – окончательные результаты, остальное оценочные)

Чистая прибыль и операционная прибыль предположительно могли упасть в 2012, но тем не менее почти в пару раз выше, чем в 2007. Всплеск операционной прибыли в 2008 из-за Газпрома

И для наглядности

Но перспективы, конечно, не особо, т.к. основной рынок поставки сырья (Европа) стагнирует, а значит в натуральном выражении объем поставок сырья в лучшем случае останется тем же, а скорее всего упадет. Цены на сырье падают, поэтому выручка может расти лишь за счет внутреннего рынка, но выпадающие доходы скорее перевесят (на внутреннем рынке в принципе нет таких резервов), поэтому совокупная выручка может упасть немного.

Производственные издержки растут из-за роста затрат на производство и роста операционных расходов, в частности зарплаты, которые увеличиваются более высокими темпами, чем выручка, что хорошо для работников, но плохо для компании. Амортизационные расходы также растут, а эффективность использования материальных ресурсов в целом не очень высокая по сравнению с западными компаниями. Плюс давление на прибыль со стороны роста налогов и сборов.

http://spydell.livejournal.com/490951.html

eia.gov: Gabon

Oil undergirds Gabon’s economy, accounting for 65 percent of government revenue and 75 percent of export revenue.

In recent years, Gabon has fallen from being the third largest oil producer in Sub-Saharan Africa to the sixth, following: Nigeria, Angola, Sudan and South Sudan (combined), Equatorial Guinea, and Congo (Brazzaville).

Gabon Country Analysis Brief

www.africaneconomicoutlook.org: Габон

eia.gov: U.S. crude oil production outlook

February 14, 2013

Short‐Term Energy Outlook Supplement: Key drivers for EIA’s short‐term U.S. crude oil production outlook (pdf)

Crude oil production increased by 790,000 barrels per day (bbl/d) between 2011 and 2012, the largest
increase in annual output since the beginning of U.S. commercial crude oil production in 1859. The U.S.
Energy Information Administration (EIA) expects U.S. crude oil production to continue rising over the
next two years.

U.S. crude oil output is forecast to rise 815,000 bbl/d this year to 7.25 million barrels per day, according to the February 2013 STEO. U.S. daily oil production is expected to rise by another 570,000 bbl/d in 2014 to 7.82 million barrels per day, the highest annual average level since 1988. Most of the U.S. production growth over the next two years will come from drilling in tight rock formations located in North Dakota and Texas.

Increasing tight oil production is driven by the use of horizontal drilling in conjunction with multi‐stage hydraulic fracturing, which provides both high initial production rates and high revenues at current oil prices. Additional technological and management improvements have increased the profitability of tight oil production, thereby expanding the economically recoverable tight oil resource base and accelerating the drive to produce tight oil. These technology and management improvements include, but are not confined to:

— Multi‐well drilling pads
— Extended reach horizontal laterals up to 2 miles in length
— Optimization of hydraulic fracturing through micro‐seismic imaging and enhanced interpretation
— Simultaneous hydraulic fracturing of multiple wells on a pad
— Drilling bits designed for specific shale and tight formations
— “Walking” drilling rigs

Further improvements in technology, such as selective fracturing along the horizontal lateral (the
horizontal section of a well) to avoid zero or low production stages, based on local geologic
characteristics, might further improve the economics of tight oil production.

Currently, the most important basins for production growth are:
— The Williston Basin in North Dakota and Montana, which includes the Bakken Formation
— The Western Gulf Basin in south Texas, which includes the Eagle Ford Formation
— The Permian Basin in West Texas and southeast New Mexico, which includes the Spraberry and Wolfcamp formations

At present, drilling activity is focused mostly on “tight,” or very low permeability, geologic formations, including shales, chalks, and mudstones. These formations are particularly attractive because the drilling and fracturing of long horizontal well laterals yields high initial production volumes and, therefore, strong cash flows.

OPEC: Annual Statistical Bulletin, 2012. Добыча нефти

Таиланд: Обзор энергетики и экономики

eia.gov

According to Oil & Gas Journal,Thailand held proven oil reserves of 453 million barrels in January 2013, an increase of 11 million barrels from the prior year. In 2011, Thailand produced an estimated 393,000 barrels per day (bbl/d) of total oil liquids, of which 140,000 bbl/d was crude oil, 84,000 bbl/d was lease condensate, 154,000 bbl/d was natural gas liquids, and the remainder was refinery gains. Thailand consumed an estimated 1 million bbl/d of oil in 2011, leaving total net imports of 627,000 bbl/d, and making the country the second largest net oil importer in Southeast Asia.

About 80 percent of the country’s crude oil production comes from offshore fields in the Gulf of Thailand. Chevron is the largest oil producer in Thailand, accounting for nearly 70 percent of the country’s crude oil and condensate production in 2011. The largest oilfield is Chevron’s Benjamas located in the north Pattani Trough. The field’s production peaked in 2006 and declined to less than 30,000 bbl/d in 2010. Chevron is developing satellite fields to sustain production around Benjamas. PTTEP’s Sirikit field is another significant crude oil producer supplying 22,000 bbl/d of oil in 2010. Small independent companies, Salamander Energy and Coastal Energy, began exploring onshore and shallow water fields including Bualuang, Songkhla, and Bua Ban that came online in 2009.

Thailand holds large proven reserves of natural gas, and natural gas production has increased substantially over the last few years. However, the country still remains dependent on imports of natural gas to meet growing domestic demand for the fuel.

According to OGJ, Thailand held 10.1 Trillion cubic feet (Tcf) of proven natural gas reserves as of January 2013, and reserves have experienced a general decline over the last few years. Almost all of the country’s natural gas fields are located offshore in the Gulf of Thailand. Natural gas production has risen steadily in the past decade, although not enough to keep up with the growth in domestic consumption.

The Thai government is concerned that domestic production will peak and decline in several years, placing pressure on the country’s energy security. The Energy Ministry expects gas production to peak in 2017 and deplete by 2030 at current production levels and with no reserve additions.

Thailand produced 1,306 billion cubic feet (Bcf) and consumed 1,645 Bcf of natural gas in 2011, resulting in net imports of nearly 340 Bcf. These imports came from offshore fields in Burma sent via pipeline. Both production and consumption have doubled since 2000, and each grew more than 15 percent between 2009 and 2010. Thailand produced and consumed natural gas at a slower rate in 2011 following disruptions from an offshore gas pipeline leak and massive flooding that began in mid-2011. These disruptions affected primarily the power sector and manufacturing activities, and annual growth slowed to 2 percent for gas production and around 3 percent for consumption in 2011. As production declines in older fields, Thailand could depend more heavily on imports if no significant discoveries are made over the next decade.

— — — —
BP Statistical Review of World Energy June 2012

Нефть
R/P ratio = 3.5 года
Добыча началась в 1981 г., с 1996 г. более 100 тыс. барр./день

Газ
R/P ratio = 7.6 лет
Добыча началась в 1981 г., с 1994 г. более 10 млрд. м3 в год

— — — —

Экономика стран Юго-Восточной Азии

— — — —
The total population in Thailand was last recorded at 69.5 million people in 2011 from 27.6 million in 1960, changing 151 percent during the last 50 years.

Fertility rate; total (births per woman)

Current Account to GDP

Balance of Trade

USDTHB spot exchange

— — — — —
Current Account и Balance of Trade стали положительными после девальвациии, вызванной азиаатским кризисом 1997 г. и увеличения добычи нефти и газа до значимых количеств

Government Debt To GDP

Government Budget

Energy imports; net (% of energy use)

— — — — —
Импорт энергии несмотря на близость пика добычи нефти и газа снизился мало

The Energy use (kg of oil equivalent) per dollar1;000 GDP (constant 2005 PPP)

— — — — —
Значимых улучшений нет

OPEC: Annual Statistical Bulletin, 2012. Запасы нефти и газа, сведения о бурении

«НОВАТЭК» сообщил о значительном росте доказанных запасов

21 февраля 2013 года. ОАО «НОВАТЭК» объявило сегодня о завершении оценки запасов углеводородов по состоянию на 31 декабря 2012 года, проведенной компанией DeGolyer & MacNaughton.

Доказанные запасы углеводородов Компании (включая долю в запасах совместных предприятий) по стандартам SEC составили 12 394 млн баррелей нефтяного эквивалента (бнэ), что на 32% больше по сравнению с аналогичным показателем на конец 2011 года. Прирост доказанных запасов (SEC), включая добычу 2012 года, составил 3,4 млрд бнэ, а коэффициент восполнения запасов — 842%. При этом объем доказанных запасов газа вырос до 1 758 млрд куб. м или на 493 млрд куб. м, включая добычу 2012 года. Обеспеченность Компании запасами углеводородов выросла с 25 лет по состоянию на конец 2011 года до 31 года на конец 2012 года.

По стандартам PRMS доказанные запасы углеводородов в 2012 году выросли на 38% или на 4 665 млн бнэ, включая добычу 2012 года, и составили 15 597 млн бнэ. Доказанные и вероятные запасы выросли на 45% до 22 355 млн бнэ, в том числе запасы газа увеличились на 1 054 млрд куб. м, включая добычу, и достигли 3 106 млрд куб. м.

Увеличение всех категорий запасов связано с успешным проведением геологоразведочных работ, продолжением разбуривания месторождений, включением в оценку запасов Салмановского (Утреннего) и Геофизического месторождений, лицензии на которые были приобретены в 2011 году, а также приобретением в 2012 году доли в ЗАО «Нортгаз», владеющем лицензией на Северо-Уренгойское месторождение.

Примечания:
В периметр оценки запасов по состоянию на конец 2012 года вошли Восточно-Таркосалинское, Ханчейское, Северо-Ханчейское, Северо-Русское, Юрхаровское, Западно-Юрхаровское, Салмановское (Утреннее) и Геофизическое месторождения, Олимпийский и Западно-Уренгойский лицензионные участки, лицензии на освоение которых принадлежат дочерним обществам Компании, а также Южно-Тамбейское, Термокарстовое, Ярудейское, Береговое, Хадырьяхинское, Пырейное, Северо-Часельское и Яро-Яхинское месторождения, Ево-Яхинский, Самбургский и Северо-Уренгойский лицензионные участки, запасы которых учтены в соответствии с долями Компании в совместных предприятиях.

Товарная добыча по месторождениям, вошедшим в периметр оценки, составила в 2012 году около 405 млн бнэ. Суммарная валовая добыча по всем месторождениям Компании составила около 411 млн бнэ.

Коэффициент восполнения запасов рассчитан как отношение изменения запасов, включая добычу в отчетном периоде, к добыче отчетного периода.

Коэффициенты пересчета:
1000 кубических метров газа = 6,54 барреля нефтяного эквивалента.
Для пересчета запасов нефти и газового конденсата из тонн в баррели использовались различные коэффициенты, зависящие от плотности нефти и газового конденсата каждого месторождении.
http://www.novatek.ru/ru/press/releases/index.php?id_4=698

OPEC: Annual Statistical Bulletin, 2012. Macro-economics

27 Sep 2012
The 2012 editions of OPEC’s World Oil Outlook and Annual Statistical Bulletin (ASB) will be officially presented at a press conference to be held at the OPEC Secretariat on Thursday, 8 November

http://www.opec.org/opec_web/static_files_project/media/downloads/publications/ASB2012.pdf

Роснефть. Итоги 2012 г. Консолидированная финансовая отчетность

Консолидированная финансовая отчетность (pdf)


— — — —
за 2010-2012 рост
Реализация нефти и газа выросла — 1.45
Реализация нефтепродуктов и нефтехимии — 1.83
Итого выручка от реализации и доход от зависимых и совместных компаний — 1.6

Производственные и операционные расходы — 1.52
Стоимость приобретенной нефти, газа, нефтепродуктов и услуг по переработке нефти — 5.15
Налоги, кроме налога на прибыль — 1.95
Экспортная пошлина — 1.77
Итого затраты и расходы — 1.76

Операционная прибыль уменьшилась, но прибыль до налогообложения выросла в 1.22 раза за счет финансовых и прочих доходов, чистая прибыль — в 1.16 раз


— — — —
за 2010-2012 рост
Чистые денежные средства от операционной деятельности до уплаты налога на прибыль и процентов — 1.05
Чистые денежные средства от операционной деятельности — 1.08


— — — —
за 2010-2012 рост
Капитальные затраты — 1.77
Чистые денежные средства, использованные в инвестиционной деятельности — 1.17
Денежные средства и их эквиваленты на конец отчетного периода — 2.33


— — — —
за 2010-2012 рост
Общий долг — 1.34
Чистый долг — 1.53
Капитал — 1.27
Итого задействованный капитал — 1.31


— — — —
за 2010-2012 рост
Активы — 1.81
Обязательства — 1.24


— — — —
132 млрд. руб. Goodwill
Гудвилл возникает из-за того что при приобретении инвестиций может возникать разница между себестоимостью инвестиций и чистой справедливой стоимостью активов и обязательств ассоциированного предприятия. Такая разница и называется гудвилл. Гудвилл равен покупной стоимости компании минус справедливая рыночная стоимость чистых активов и обязательств. Положительный гудвилл в консолидированной отчётности отдельной строкой не выделяется, а негативный гудвилл сразу списывается на прибыли и убытки.

Гудвилл, возникающий в момент приобретения дочерней компании, рассчитывается как превышение справедливой стоимости возмещения, переданного контролирующим акционером, над его долей в справедливой стоимости чистых активов дочерней компании.

Колтогорское месторождение

Старший сын Романа Абрамовича, Аркадий, приобретает свой первый нефтяной актив в России. Аффилированный с ним фонд Zoltav Resources объявил о поглощении компании, которой принадлежит лицензия на Колтогорское месторождение в Ханты-Мансийском АО. Эксперты подчеркивают, что участок достался фонду очень дешево. Аналогичные приобретения «Сургутнефтегазу» и ТНК-BP обходились дороже в 4—5 раз.

Zoltav Resources Inc., на 45% принадлежащая подконтрольному Аркадию Абрамовичу фонду ARA Capital, приобретет компанию CenGeo, которая разрабатывает Колтогорское нефтяное месторождение в ХМАО через свою дочернюю структуру, сообщается на сайте Лондонской фондовой биржи. Сумма сделки составит 26 млн долл.

Для осуществления сделки Zoltav осуществит допэмиссию акций почти на 10% от уставного капитала (473,1 млн бумаг по 3,5 пенса за штуку). ARA Capital примет участие в допэмиссии, чтобы сохранить свою долю. После завершения всех корпоративных процедур 29,1% Zoltav будет принадлежать структуре бизнесмена Валентина Бухтоярова Bandbear. Г-н Бухтояров одновременно является мажоритарным акционером CenGeo.

Сделка должна быть одобрена внеочередным общим собранием акционеров Zoltav Resources. Заключенное с ARA Capital соглашение предусматривает, что компания может рассчитывать на получение от материнской структуры 20 млн долл. на развитие проекта.

Колтогорское месторождение обладает запасами в 35,3 млн т по категории С1+С2. Оно было открыто Сибирской геологической компанией в 2009 году. В 2010 году контроль над компанией получила «Газпром нефть» в результате консолидации активов Sibir Energy, совладельцем которой был Роман Абрамович. CenGeo Сибирская геологическая компания была продана в феврале 2013 года, отметили в пресс-службе «Газпром нефти». «Принимая во внимание территориальную удаленность Колтогорского блока от прочих активов «Газпром нефти», компания приняла решение сосредоточиться на развитии других проектов», — пояснили в компании.

Тогда же компания получила лицензию на разведку и добычу сроком на 25 лет, заплатив за нее около 15 млн долл. (440 млн руб.). Нефть Колтогорского месторождения относится к так называемой легкой, оно расположено в непосредственной близости от магистральных трубопроводов, инфраструктура на участке уже готова.

В ближайшие годы Zoltav намерена провести 3D-разведку на 500 кв. км месторождения и в дальнейшем оценивать участок. В течение зимнего сезона 2013—2014 годов Zoltav планирует начать испытательные работы и расконсервировать одну из скважин. В течение 2015—2016 годов компания пробурит до четырех оценочных скважин.

Колтогорское месторождение — хорошее приобретение для Zoltav, считает аналитик Sberbank CIB Валерий Нестеров. Оно является средним по уровню запасов (они могут и не подтвердиться в полном объеме), но перспективным. По подсчетам аналитика, цена барреля составит 0,1 долл. (доказанные запасы составляют 100 млн барр., извлекаемые по категории С1+С2 — 35,3 млн т). Таким образом, месторождение достанется фонду достаточно дешево. Например, «Сургутнефтегаз» в январе получил участки в ХМАО примерно за 0,4—0,6 долл. за баррель по категории С1+С2, а ТНК-BP в декабре покупала в том же регионе лицензии за 0,5—0,6 долл.за баррель. Если имеющиеся запасы подтвердятся, то добыча на участке на пике может составить порядка 1,5—2 млн т.

О намерениях Аркадия Абрамовича инвестировать в нефтяной бизнес стало известно в начале 2011 года. Тогда его фонд ARA Capital limited получил блокпакет в зарегистрированной на Каймановых островах Crosby Asset Management, специализирующейся на инвестициях в нефтегазовой сфере. В апреле 2011 года ARA приобрел 26% Zoltav Resources Inc, и к концу года доля была увеличена до 45%.
http://www.rbcdaily.ru/tek/562949986325742

http://www.newsru.com/finance/20mar2013/abramovich_jr.html


http://avmalgin.livejournal.com/3650631.html


http://www.vedomosti.ru/companies/news/10232761/syn_abramovicha_pokupaet_dolyu_v_mestorozhdenii_v_sibiri


В 2007 году лицензии на разработку Колтогорской группы участков получила за $50 млн Sibir Energy. В 2011 году контроль над «Сибгеко» перешел к «Газпром нефти», которая консолидировала Sibir Energy. В «Газпром нефти» отказ от «Сибгеко» объяснили территориальной удаленностью Колтогорского блока от других активов нефтекомпании. Источник «Ъ» на рынке рассказал, что лицензии на изучение недр участков Колтогорского блока частично заканчивались уже в начале 2011 года (остальные — в конце 2013 года). Поэтому, по словам собеседника «Ъ», сама «Газпром нефть» исходно не рассчитывала выручить за актив больше $5 млн. Но CenGeo сразу после покупки «Сибгеко» удалось оформить все лицензии на добычу на 25 лет.

Причину участия в непрофильной для него сделке совладельца «Сибуглемета» Валентина Бухтоярова стороны не объясняют. Но источники «Ъ» на рынке говорят, что шахты «Сибуглемета» давно поставляют уголь на Западно-Сибирский и Новокузнецкий меткомбинаты холдинга Evraz, совладельцем которого является Роман Абрамович.

Сам Роман Абрамович вышел из нефтяного бизнеса еще в 2005 году, когда продал «Газпрому» за $13,1 млрд «Сибнефть», позднее ставшую «Газпром нефтью». По словам источников «Ъ» в окружении бизнесмена, он рассматривает возможность для возвращения в нефтяной бизнес. В частности, по словам источников «Ъ», близких к ТНК-ВР, консорциум AAR предлагал господину Абрамовичу поучаствовать в сделке по покупке доли в компании у ВР в качестве финансового инвестора, но договориться сторонам так и не удалось, в итоге ТНК-ВР была приобретена «Роснефтью». Аркадий Абрамович занимается вложениями уже два года. В 2011 году он за £3 млн приобрел 26% в Crosby Asset Management, специализирующейся на инвестициях в энергетику, а затем получил долю в Zoltav Resources. Обе эти компании активно инвестируют в разработку недр Австралии, Северной и Южной Америки. Также Zoltav в сентябре 2011 года направила по $235 тыс. на покупку расписок «Газпрома» и «Роснефти» и $156 тыс.— на акции ЛУКОЙЛа.

Несмотря на низкие исходные ожидания «Газпром нефти», Zoltav все равно приобрела «Сибгеко» дешевле рыночной цены, считает Валерий Нестеров из Sberbank Invesment Research. По подсчетам эксперта, Zoltav заплатила за запасы по категории C1+C2 10 центов за баррель, тогда как, например, ТНК-ВР в последние полгода покупала аналогичные лицензии по 40-50 центов за баррель.
http://www.kommersant.ru/doc/2150816


http://iv-g.livejournal.com/308975.html

Zoltav Resources
London Stock Exchange

— — — —

В. А. Конторович, 1992. Моделирование волновых полей для решения задач прогнозирования верхнеюрского разреза юга Западной Сибири

Сынгаевский Павел Евгениевич. Палеографические особенности формирования ловушек и прогноз нефтегазоносности нижне-среднеюрских отложений Колтогорского мегапрогиба. 1994. Специальность ВАК РФ: 04.00.17 — Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

Конторович Владимир Алексеевич. Прогноз сложнопостроенных нефтегазоперспективных резервуаров в юрско-меловых отложениях Западной Сибири на основе комплексирования сейсморазведочных и геологоразведочных данных (на примере Колтогорского НГР). Диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук, специальность 04.00.17. Новосибирск, 1993

О.О. Aбросимова, Е.В. Белова, 2000. Резервуары углеводородов в эрозионно-тектонических выступах доюрских пород юго-восточной части Западно-сибирской плиты

Белицкая Елена Александровна. Типы нефтей территории Колтогорского прогиба и особенности распределения в них ароматических соединений. Диссертации на соискание ученой степени кандидата химических наук, специальность 02.00.13. Томск, 2008

— — — —
http://www.oilnews.ru — Вестник недропользователя ХМАО не стало в сети, в нем были публикации даже за 2012 г.
R.I.P.

Роснефть: Итоги 2012 г.


— — — —
Увеличение среднесуточной добычи
— УВ на 2702-2586 = 116 тыс. барр. н.э/сут.
— нефти на 2439-2380 = 59 тыс. барр. н.э/сут.
— газа на 263-206 = 57 тыс. барр. н.э/сут.


— — — —
Юганскнефтегаз, основной добывающий актив, стабилизация добычи


— — — —
2012 — 366 тыс. барр./сут
2011 — 300 тыс. барр./сут
Увеличение на 66 тыс. барр./сут, а весь рост в 2012 по Роснефти = 59 тыс. барр./сут, все остальные активы дали в сумме снижение на 7 тыс. барр./сут.


— — — —
Большая ставка на шельф в виду большой затратности перспектив на суше?

http://www.rosneft.ru/Investors/statements_and_presentations/presentations/
http://www.rosneft.ru/attach/0/02/90/ROSNEFT_Q4_2012_IFRS_RUS.pdf

trasyy: Турбидиты — необычные образования на побережье Испании

Эти необычные выступы называются турбидиты. Находятся они на побережье испанского города Баррика, который с севера омывается Бискайским заливом. Это образования из осадочных пород, сформировавшиеся в глубоководных условиях. Это место когда то было дном древнего океана.


http://trasyy.livejournal.com/1081583.html

Заседание комиссия по вопросам стратегии развития ТЭК 13.02.2013. Сечин

Что сегодня волнует компанию «Роснефть» – это судьба наших проектов на шельфе. Об этом частично уже в своём докладе сказал Сергей Иванович Кудряшов.

Как известно, нефтяным залежам всегда сопутствует газ. Более того, добыча нефти на месторождениях с высоким газовым фактором без возможности коммерциализации газа нерентабельна сама по себе.

По предварительным оценкам, газа на российском континентальном шельфе свыше 80 триллионов кубических метров. И только на лицензионных участках «Роснефти» ресурсы газа составляют – уже на выделенных участках – 21 триллион кубических метров газа, или почти половину общих ресурсов компании на шельфе.

21 триллион – это ресурсная база.
У нас только на Карском море проект, который мы уже осуществляем, 11 триллионов кубических метров газа, и мы его должны добывать, причём по закону должны добывать, Владимир Владимирович, они в лицензии указаны, эти ресурсы.

И выборочная добыча ресурсов карается вплоть до уголовного преследования, у нас есть примеры: был такой у нас сотрудник, он принял решение об увеличении добычи нефти и попал на три года условно. Такая практика есть.

Учитывая технологические, инвестиционные, географические, инфраструктурные, спросовые ограничения, такие объёмы не могут быть поставлены на внутренний рынок. Однако существующее регулирование не позволяет добиться коммерциализации этих запасов даже путём сжижения.

Учитывая эти обстоятельства, а также тот факт, что в соответствии со статьёй 23 закона «О недрах», требуется обеспечить комплексное освоение запасов шельфа, мы просим поставить вопрос о либерализации экспорта на газ. Речь в данном случае идёт только о сжиженном газе. Стратегическое значение при этом имеют, конечно, сроки принятия решений – они должны быть адекватны тем окнам возможностей, которые предоставляются мировыми рынками и развитием мировой экономики.

Обеспечение экономических и регуляторных условий для производства экспорта СПГ шельфовых месторождений – это не только вопрос развития газовой отрасли, это вопрос эффективности и целесообразности освоения российского континентального шельфа. В конечном счёте это вопрос будущего нашего топливно-энергетического комплекса и развития экономики страны.

Конечно, часто говорят, что мировая экономика не нуждается в таких количествах газа, но это ошибочная точка зрения, это узкий взгляд на проблему, по сути, искажение реалий. Действительно, в Европе наблюдается стабилизация и даже снижение потребления газа, но не потому, что Европа не нуждается в газе.

Газ для Европы – лучший, естественный экологический и экономический выбор.
Сейчас мы имеем снижение экспорта трубного газа в Европу, вызванного следующими факторами: это неумеренные субсидии на возобновляемые источники энергии в странах ЕС (свыше 20 миллиардов евро в год только в Германии); нашествие дешёвого угля из США, где он вытесняется дешёвым же сланцевым газом, невыполнение европейцами ими же заявленных целей по поддержанию цен на выбросы парниковых газов на уровне, стимулирующем снижение этих выбросов, и так далее. Это в свою очередь вызывает негативное влияние на бюджетные поступления, Вы об этом сказали в своём выступлении, замедляет рост ВВП страны.

Что касается остального мира, то, согласно прогнозам Международного энергетического агентства, ежегодные темпы роста спроса на газ до 2035 года ожидаются на следующих уровнях: в Китае – 7 процентов ежегодно, в Индии – 4,7 процента, в азиатском регионе в целом – 4,5 процента, а в мире – 1,8 процента ежегодно. Глобально роль газа будет увеличиваться, и в долгосрочной перспективе доля газа в мировом энергобалансе приблизится и, возможно, даже превысит долю нефти и угля.

Это связано с возрастающей ролью газа в электрогенерации, высокой динамикой электропотребления, ростом использования газа, в том числе в форме СПГ, и в транспорте и жёсткой связью между динамикой электропотребления и динамикой мирового ВВП. Эластичность потребления газа по динамике мирового ВВП в настоящее время приближается к единице: рост на 1 процент ВВП – рост на 1 процент потребления газа.

Существенным также является то обстоятельство, что рынок газа сегментирован, сформировались региональные газовые рынки, цены на которых существенно различаются. Это рынки Европы, Соединённых Штатов Америки, России, Ближнего Востока, Юго-Восточной Азии и другие. Эти рынки, и российские в том числе, имеют собственные характеристики функционирования, связанные с особенностями ресурсной базы, динамикой спроса, параметрами развития инфраструктуры. Причём если ареал распространения конкурентоспособности трубного газа ограничивается 2,5–3 тысячами километров, то СПГ не имеет таких ограничений и в состоянии устремиться на самые дорогие и быстрорастущие рынки. И если эти рынки не займём мы, то их обязательно займут другие.

Не случайно производство и потребление СПГ в мире растёт опережающими темпами. Так, за прошедшие 10 лет мировые мощности по производству СПГ выросли в 2,2 раза (со 127 миллионов тонн в 2000 году до 284 миллионов тонн в 2012-м). Доля мировой торговли газом в виде СПГ уже составляет 32 процента. При этом, по мнению большинства экспертов, в ближайшее десятилетие сохранится динамика роста производства СПГ, достигнув в 2020 году объёма 360 миллионов тонн, или около 450 миллиардов кубических метров газа в год. В основном этот рост будет обеспечен за счёт стран АТР.

Происходит передел рынков, Вы также упоминали это, идёт жёсткая борьба за потребителей, назревает новый после стабилизации экспорта СПГ Катаром рывок в индустрию СПГ, а также появление новых крупных игроков на этом рынке, таких как США, Австралия, Канада, Новая Гвинея. Из-за ограничений на экспорт СПГ Россия уже упустила ряд рыночных возможностей, и сохранение этой тенденции может повлиять на наши позиции на мировых рынках.

Следует подчеркнуть, что предлагаемая нами либерализация экспорта СПГ не нанесёт ущерба интересам нашего основного производителя газа – «Газпрому», так как эти поставки будут направлены на снабжение принципиально других рынков. И если туда не придёт российский СПГ, эти рынки будут просто заняты другими поставщиками. Следует также иметь в виду, что для создания соответствующих мощностей России потребуется как минимум 5–7 – и Вы были абсолютно правы, когда сказали: и до 10 лет.

Разработка СПГ на шельфе даст толчок развитию новых технологий, появлению в стране новых производств. Наша компания стремится к достижению 75 процентов локализации, поэтому мы разместили на сайте компании перечень оборудования, необходимого для работы на шельфе. Все заинтересованные российские поставщики продукции и услуг теперь имеют возможность начать формировать свою производственно-исследовательскую программу, исходя из реальных потребностей отрасли.

В настоящее время нами уже заказано порядка 16 специализированных судов различного класса. В ходе первого этапа освоения Карского моря будет заказано 27 платформ гравитационного типа, более 50 судов ледового класса, буровых судов, трубоукладчиков, судов обеспечения. Итоговая оценка мультипликатора проектов по освоению шельфа составляет 7,7 рубля прироста ВВП на каждый рубль первоначальных капитальных вложений.

При этом осуществление только одного проекта экспорта СПГ мощностью 10–15 миллионов тонн в год требует прямых инвестиций в объёме свыше 15–20 миллиардов долларов, а через мультипликативный эффект приведёт к росту ВВП на один процент в год. Общие же инвестиции в оборудование и работы по освоению шельфа в рамках трёх наших действующих соглашений с иностранными партнёрами составит более 500 миллиардов долларов и приведут к созданию 150 тысяч новых рабочих мест. Наша промышленность получит заказы почти на 400 миллиардов долларов, и поступления в бюджет превысят 200 миллиардов долларов.

Таким образом, для реализации потенциала российского континентального шельфа и сохранения стратегической роли России как крупнейшего поставщика энергоресурсов в мире мы просили бы рассмотреть возможность либерализации экспорта СПГ, произведённого из газа, добываемого на месторождениях, расположенных частично или полностью в границах морских вод, территориального моря, на континентальном шельфе Российской Федерации, в Азовском море, а также на полуостровах Ямал и Гыдан в ЯНАО, а также применить к таким проектам меры налогового и таможенно-тарифного стимулирования.
Спасибо большое.

В.ПУТИН: Вы сказали, что этот СПГ пойдёт и на другие рынки. На какие?
И.СЕЧИН: Это, как я сказал, те рынки, которые сейчас развиваются, – это рынок Азиатско-Тихоокеанского региона.
В.ПУТИН: По каким маршрутам?
И.СЕЧИН: Это море.
В.ПУТИН: Какое море?
И.СЕЧИН: Мы имеем в виду, например, Сахалин. На Сахалин – это один из возможных регионов СПГ.
В.ПУТИН: На Сахалин, там понятно.
И.СЕЧИН: Прежде всего, конечно, мы имеем в виду, что Карское море тоже в перспективе будет производить.
В.ПУТИН: Но Карское море – по Северному морскому пути. Северный морской путь открыт 4–5 месяцев в году.
И.СЕЧИН: Это ледокольный флот.
В.ПУТИН: Нет, ледокольным флотом там не пройти. Точно, 3–4 месяца в году даже современным ледокольным флотом не пройти в районе островов. И этот объём пойдёт на спот в Европу.
Надо подумать. И первое, и второе – надо подумать об объёмах инвестиций в новый проект СПГ в мире и о темпах роста потребления газа. Все эти вещи нужно сопоставить и ещё с одним фактором – с фактором заключения контрактов на продажи этого СПГ.

И.СЕЧИН: Естественно.
В.ПУТИН: Это всё вместе. Нужно как минимум три элемента, которые мы должны иметь в виду.
И.СЕЧИН: Понятно.
В.ПУТИН: Спасибо.

А.СИЛУАНОВ: Разрешите, Владимир Владимирович?
По проекту протокольного решения хотел бы попросить Вашего решения ещё поработать над пунктом 3 вопроса 2 в части предоставления налоговых преференций, потому что здесь ряд вопросов касается региональных налогов в части налога на имущество организаций, предоставления дополнительных льгот, а также целый ряд предложений по освобождению от НДПИ для стимулирования производства сжиженного природного газа.
У нас уже есть определённые льготы для НДПИ, на Ямале, предположим, которые используются для газа, который используется для СПГ. Поэтому у нас есть предложение пока не принимать в той редакции поручение Правительству по налоговым льготам, а дать нам возможность ещё поработать.
В.ПУТИН: Хорошо, поработайте, потом представьте предложения.
http://news.kremlin.ru/news/17511

Цены на природный газ в начале 2013 года и прогнозы цен


http://www.ferc.gov/market-oversight/mkt-gas/overview/ngas-ovr-lng-wld-pr-est.pdf


http://www.aei-ideas.org/2013/03/we-already-export-a-lot-of-energy-so-why-restrict-nat-gas-exports-when-we-have-a-world-of-demand-at-our-fingertips/
— — — —

Цены на сжиженный газ в марте 2013 года

Данные по импорту EIA, 2010 г.

— — — —
США

http://finviz.com/futures_charts.ashx?t=NG&p=w1


http://www.fool.com/investing/general/2013/03/16/analysts-debate-whats-the-best-natural-gas-policy.aspx

Украина
13.03.2013
Национальная акционерная компания «Нафтогаз Украины» перечислила ОАО «Газпром» свыше 162 млн. дол. США за импортированный в феврале 2013 года природный газ.
Цена природного газа для компании в первом квартале 2013 года составляет более 406 долларов США за 1000 куб. м.
Согласно условиям дополнительного соглашения к базовому контракту, которое было заключено между Национальной акционерной компанией «Нафтогаз Украины» и ОАО «Газпром» 21 апреля 2010 года, цена природного газа определяется с учетом скидки в размере 100 дол. США за 1000 куб. м.

08.01.2013
4 января 2013 года Национальная акционерная компания «Нафтогаз Украины» перечислила ОАО «Газпром» около 618 млн. дол. США за импортированный в декабре 2012 года природный газ.
Цена природного газа для Компании в четвертом квартале 2012 года составляет около 430 долларов США.
Согласно условиям дополнительного соглашения к базовому контракту, которое было заключено между Национальной акционерной компанией «Нафтогаз Украины» и ОАО «Газпром» 21 апреля 2010 года, цена природного газа определяется с учетом скидки в размере 100 дол. США за 1000 куб. г.

Япония
Natural Gas, Indonesian Liquified Natural Gas in Japan, US Dollars per Cubic Meter
Jan 2013 368.62
Feb 2013 368.62

Россия
7 декабря 2012 г. М.Корчемкин. Станет ли экспорт газа убыточным? — Конференция ИМЭМО, Москва (о Газпроме)

Переориентация экспорта на Восток не сделает экспорт газа убыточным 🙂

Китай
13 марта.
Китай активизировал переговорный процесс с «Газпромом» на фоне роста цен на поставки сжиженного природного газа /СПГ/ в Азиатско-Тихоокеанский регион. Об этом ИТАР-ТАСС сообщил директор Института национальной энергетики Сергей Правосудов.
По его словам, Китай стремительно наращивает закупки СПГ. В 2012 году импорт СПГ в эту страну составил 14,68 млн тонн против 12,21 млн тонн годом ранее, таким образом, прирост поставок составил 20,3 проц. При этом в прошлом году цена закупки сжиженного газа для КНР увеличилась до 560 долларов за тонну с 472 долларов в 2011 году, что превышает уровень цен для европейских клиентов «Газпрома».
http://www.biztass.ru/news/id/61968
$560 за тонну это $412 за 1000 куб.м, при том, что газпром еще несколько лет назад предлагал $350 и трубу на 68 млрд кубов. Пока «мудрый» Китай ломается с ценой, города утопают в смоге, а промышленность переплачивает и за СПГ и за азиатский газ.
http://idesperado.livejournal.com/48604.html
В комментариях idesperado развернулось обсуждение о методике пересчета.
Согласно таблице BP statistical review of world energy
1 тонна СПГ = 1360 куб. метров,
$560/тонна = $560/1360 куб. метров = 411.8 $/1000 куб. метров

Другие ссылки по ценам на газ
http://www.bloomberg.com/news/2013-01-21/china-december-lng-imports-rise-21-to-a-record-on-heating-need.html
http://www.aph.gov.au/binaries/library/pubs/bn/eco/lng_exports.pdf

Группа «Энергострим»

25 фев 2013
Группа «Энергострим» возникла в результате распродажи имущества РАО «ЕЭС России». Во время аукционов российский бизнес и СМИ интересовали в первую очередь генерирующие компании, следом шли сервисные и обслуживающие энергетиков предприятия и, наконец, энергосбыты. Последние уходили с молотка без шума. Но, видимо, уже тогда начальник департамента экономического анализа и финансового контроля «Бизнес-единицы № 2» РАО ЕЭС Юрий Желябовский осознал перспективность этого бизнеса. Вместе со своими однокашниками из МГИМО Желябовский основал компанию «Энергострим». Контролировали ее партнеры Желябовского — владельцы IT-компании «Оптима» семья Шандаловых. Желябовский стал миноритарием и по совместительству управляющим.

На аукционах в 2007–2008 годах компания «Энергострим» скупила несколько энергосбытов в Центральной России. Но это было только начало. Скупленные «сбыты» тут же направляли деньги своим бенефициарам, а не энергетикам и сетям, как того требовало законодательство. На часть выведенных средств покупались новые сбытовые компании. В результате к 2011 году каждый десятый киловатт электроэнергии, проданный в России, проходил через группу компаний «Энергострим», которая контролировала сбыт электроэнергии в 16 регионах страны.

Однако деньги уходили не только на экспансию. Часть осела в офшорах. Тем более что некоторое время маржа в сбытовом бизнесе, по сути, никем не контролировалась, и сбытовые компании получали сверхприбыли. После принятия в 2011 году постановления «О совершенствовании отношений между поставщиками и потребителями электроэнергии» маржа энергосбытовиков была ограничена государством, и дефицит денег стал заметен. Возможно, откачка денег энергетиков в «сбытах» продолжалась бы до сих пор, если бы не проверки ЖКХ, проведенные Росфинмониторингом в 2010–2011 годах. После проверок, в декабре 2011 года, последовало заявление президента Владимира Путина, сделанное им на Саяно-Шушенской ГЭС: «Всего по сделкам о приобретении энергетических активов в адрес зарубежных офшоров по внешне легальным основаниям переведено свыше 25 миллиардов рублей. Организаторами схемы выступает ряд компаний, зарегистрированных на подставных лиц и принадлежащих лицу, одновременно входящему в состав руководства крупной генерирующей компании. Речь идет о компании “Энергострим”». Озвученная президентом сумма задолженности сбытовых компаний группы «Энергострим», возможно, занижена. В частности, 20–25 млрд рублей эти компании должны на оптовом рынке электроэнергии (ОРЭМ), то есть генераторам. Кроме того, сбытовые компании «Энергострим» должны сетям и банкам. По мнению ряда экспертов, консолидированный долг группы может достигать 47 млрд рублей. Эти деньги вряд ли вернутся в отрасль, так как «Энергострим» на момент написания статьи находилась в процедуре банкротства.
http://expert.ru/expert/2013/08/kak-zatopili-energostrim/

Подборка новостей

18.06.2012
Разнос, который Владимир Путин устроил энергетикам, имел неожиданные последствия: владельцы крупнейшего в России частного сбытового холдинга «Энергострим» обнаружили, что утратили контроль над своим бизнесом

Доктор для «Энергострима»
Энергострим«, контролирующий около 10% российского рынка электричества, удостоился внимания Путина, когда в декабре прошлого года тогдашний премьер устраивал разнос «оборзевшим» энергетикам. «В Центральном федеральном округе на протяжении ряда лет действует схема по аккумулированию и выводу средств энергетики в офшорные зоны», — сообщил Путин. Всего, по его данным, на приобретение энергетических активов «в адрес зарубежных офшоров по внешне легальным основаниям переведено свыше 25 млрд руб.». «Речь идет о компании “Энергострим”, генеральный директор — г-н ЖелябовскийЮ.А. который одновременно является фактическим совладельцем энергосбытовых компаний. В настоящее время правоохранительными органами по ряду фактов возбуждены и расследуются уголовные дела», — сказал он.

Дела возникли не на пустом месте — к «Энергостриму» были претензии. А на сегодня, по информации источника, близкого к «Совету рынка», «Энергострим» задолжал производителям энергии около 8 млрд руб. (это четверть долгов на всем оптовом рынке электроэнергии), а сетевым компаниям — 13 млрд руб., 9 млрд руб. из которых просрочено. Директор Фонда энергетического развития Сергей Пикин предупреждает, что в этой ситуации есть большой риск банкротства гарантирующих поставщиков электроэнергии, которые входят в группу «Энергострим».

«Деньги собирают, а потом начинают их гонять, и до поставщиков деньги из расчета не доходят» — так Путин описал деятельность одной из компаний «Энергострима» — «Тверьоблэнергосбыта». Эта фраза лежит в основе большинства уголовных дел, связанных с компаниями «Энергострима», в Смоленской, Брянской, Орловской, Тверской, Белгородской и других областях.

В Туле, например, прокуратура области изучает подозрительные денежные операции «Тулаэнергосбыта». В 2009-2011 гг. сбыт выдал офшорным компаниям семь займов на 2,8 млрд руб. и купил у них ценные бумаги еще на 4,9 млрд руб. Сама тульская компания получила 64 займа от «Энергострима» и нескольких связанных с ним компаний на 5,85 млрд руб. Тульские следователи сочли, что «выдача займов на систематической основе» подпадает под статью о незаконной банковской деятельности, и в сентябре 2011 г. возбудили уголовное дело.

В апреле 2012 г. уголовное дело возбудили в отношении неустановленных должностных лиц «Омскэнергосбыта». Компания также выдавала займы, одновременно получая в банках кредиты (а проценты по кредитам включаются в тариф, в итоге незаконный доход компании мог составить 15,9 млн руб.).

Заодно выяснилось, что «с августа 2010 г. по ноябрь 2011 г. неустановленными лицами ОАО “Омскэнергосбыт” путем заключения фиктивного договора с подставной фирмой были похищены денежные средства данной организации более 296 млн руб.».

В офисе самого «Энергострима» в Москве на прошлой неделе прошли обыски, изъяли документы, рассказывает Юрий Ивлев, миноритарий пяти сбытов, входящих в «Энергострим».

Как «Энергострим» дошел до такой беспокойной жизни?

Скупка в долг
История «Энергострима» началась в 2008 г., когда три друга — выпускника МГИМО Юрий Желябовский, Андрей Шандалов и Валерий Елисеев решили заработать на реформе энергетики и создать свой энергосбытовой холдинг. Желябовский к тому времени имел восьмилетний опыт работы в РАО «ЕЭС России», где возглавлял один из департаментов. Семья Шандаловых с партнерами владеет группой «Оптима» — одним из крупнейших технологических холдингов, основным клиентом которого являются компании энергетической отрасли. В 2008 г. группа выиграла тендеры энергетических компаний более чем на 2 млрд руб. А отец Валерия Елисеева Владимир — один из совладельцев страховой компании «Якорь» и крупного строительного холдинга «Автобан».

Желябовский собрал команду из людей, с которыми работал в РАО, и возглавил «Энергострим». Шандаловы проинвестировали первые покупки сбытов, говорит гендиректор одной из компаний, входящих в группу «Энергострим».

Желябовский с его командой, Елисеев с партнерами и Шандаловы с партнерами получили равные доли в новом бизнесе.

В 2008 г. партнеры за 1,23 млрд руб. купили на аукционе РАО ЕЭС первые сбыты в Ивановской, Пензенской, Орловской и Брянской областях. Следующие покупки происходили уже на средства приобретенных сбытов, утверждает Ивлев. Косвенные подтверждения этому можно найти в материалах компаний. Например, «Ивэнергосбыт» сразу же стал выдавать большие займы: 312 млн руб. — «Энергостриму», 190 млн руб. — Восточно-Европейскому центру правовых исследований (по СПАРК, принадлежал Шандаловым). Всего таких займов «Ивэнергосбыт» выдал на 700 млн руб.

В 2009 г. состоялась новая крупная покупка — сбытовые компании в Белгородской, Смоленской, Курской и Тверской областях. Среди покупателей оказались четыре предыдущих сбыта, а также компании, которым были выданы займы.

В 2010 г. партнеры купили у структур Михаила Абызова еще четыре сбыта в Сибири, а к 2012 г. холдинг контролировал уже 18 компаний, занимающих лидирующие позиции на рынках 16 регионов (см. карту). После каждой покупки история повторялась: сбытовая компания резко увеличивала выдачу займов и покупала акции других сбытов холдинга.

Источник, близкий к Шандаловым, говорит, что в 2008-2011 гг. на консолидацию активов было потрачено 26,5 млрд руб. — сумма, сопоставимая с долгами «Энергострима», названными выше.

В 2010 г. Елисеев вышел из проекта, его доля перешла Шандаловым. Ивлев говорит, что Елисеева не устроила политика развития и управления холдингом, но собеседник «Ведомостей», близкий к Шандаловым, про причину выхода Елисеева говорить не хочет. Можно даже предположить почему.

Расходы вместо прибыли
У компаний, которые покупал «Энергострим», резко падала прибыльность, в несколько раз вырастала кредиторская и дебиторская задолженность, отмечали в своих отчетах аналитики. Причина заключалась в том, что Желябовский выстроил систему выкачивания средств из энергосбытовых компаний, считает Сергей Смородин, называющий себя гендиректором «Энергострима» (как он им стал, см. ниже).

Экспресс-аудит, проведенный новым руководством, выявил многочисленные факты вывода денежных средств по различным консалтинговым договорам на условиях, не соответствующих рыночным, без соблюдения закупочных конкурсных процедур.

Вот что рассказал «Ведомостям» Юрий Симонов, возглавивший в январе этого года одну из компаний «Энергострима» — «Абрис». «Абрис» был создан в 2009 г.; по данным СПАРК, его учредил и возглавил Борис Стависский, бывший топ-менеджер одной из компаний «Оптимы» (его и сменил Симонов). В уставный капитал «Абриса» была передана недвижимость ивановской, орловской, курской, белгородской, брянской и смоленской сбытовых компаний, которую оценили в 100 млн руб. После чего сбыты взяли у «Абриса» недвижимость в аренду и эта недвижимость стала обходиться им в 10 раз дороже, рассказывает Симонов.

Но платежи сбытов не принесли «Абрису» прибыли. По СПАРК, в 2010 г. его выручка составила 116 млн руб., а убытки — 75,5 млн руб. Причина — в непомерных управленческих расходах: они достигли 83 млн руб., или более 70% выручки. Это не помешало «Абрису», как и всем остальным компаниям группы, активно брать и выдавать займы, в 2010 г. у него было 425 млн руб. долгов.

Еще один бывший сотрудник «Оптимы» — Сергей Павлюк (в «Оптиму» его привел бывший одноклассник и друг Желябовский, уточняет источник, близкий к Шандалову) стал учредителем и гендиректором «Энергострим сервиса». Эта компания занялась IT-обслуживанием сбытовых компаний, после чего их расходы на IT выросли в 4-5 раз; в целом по группе «Энергострим сервису» только в марте — мае 2012 г. могло быть заплачено около 300 млн руб., считает Симонов.

Источник в «Энергостриме» подтверждает, что IT действительно было централизовано, но расходы из-за этого не увеличились.

Сам «Энергострим» в 2009 г. заключил с ивановской, орловской, пензенской и брянской сбытовыми компаниями договор об управлении. «Ивэнергосбыт» платил «Энергостриму» за управление собой 25% от балансовой стоимости активов, говорится в отчетности сбыта. В 2011 г. — 207,6 млн руб., за I квартал 2012 г. — еще 85 млн руб. (потом совет директоров отказался от услуг «Энергострима»). Орловский сбыт выплатил за услуги по управлению в 2011 г. 164 млн руб. Остальные компании эти данные не раскрывали, но, применив экстраполяцию, можно предположить, что за два года «Энергострим» получил за управление не менее 1 млрд руб. При этом чистая прибыль энергостримовских сбытов редко превышала 10 млн руб.

Сбытовые компании могли оплачивать и неординарные услуги. Топ-менеджер «Энергострима» говорит, что в 2009-2010 гг. 11 сбытов заплатили компаниям «Финанстрейдинг» и «Легарт» «за услуги по снижению расходов при работе с оптовым рынком электроэнергии» 2,25 млрд руб. Из них 480 млн руб. было принято в расходах, т. е. заложено в тарифы для потребителей.

Директор департамента по связям с общественностью «Энергострима» Анастасия Изотова это не комментирует. А источник в «Энергостриме» утверждает, что займы выдавались исключительно компаниям, подконтрольным Шандаловым, за три года было выдано более 7 млрд руб., срок их возврата истекает в ближайшее время. А кому были выданы остальные 18 млрд руб., источник ответить не смог. Представители Шандалова это не комментируют.

Скачущие акции
Похожие чудеса происходили в «Энергостриме» и с акциями.

Ивлев рассказывает, что, когда группа покупала «Бурятэнергосбыт» (Ивлев — бывший член совета директоров этой компании), «Брянскэнергосбыт» выступил поручителем и гарантировал оплату по цене 2,68 руб. за акцию. А через несколько месяцев около 7% уставного капитала бурятской компании появилось на балансе «Брянскэнергосбыта» уже по 12,48 руб. за акцию. Продавцом акций выступил офшор, который мог неплохо заработать на пятикратной разнице в цене. А «Брянскэнергосбыт» позже переоценил купленный пакет по его реальной стоимости, после чего у компании возник убыток.

Эту историю можно проследить по отчетности «Брянскэнергосбыта». Компания сообщила, что в 2010 г. купила акции «Бурятэнергосбыта» на 256 млн руб., а к концу года была проведена уценка пакета до 47 млн руб. — в 5 с лишним раз.

Это, кстати, для «Брянскэнергосбыта» не предел. Акции омского сбыта, приобретенные за 41 млн руб., после корректировки подешевели к концу 2010 г. до 3 млн руб. — в 13 раз, читинского — с 474 млн до 33 млн руб., в 14 раз, томского — с 379 млн до 22 млн руб., в 17 раз.

Конечно, такие скачки не могут не отражаться на показателях компании. Ивлев говорит, что, например, по итогам I квартала 2011 г. «Бурятэнергосбыт» показал чистую прибыль в 248 млн руб., а по полугодию — убыток в 316 млн руб. При этом краткосрочные финансовые вложения компании достигли 850 млн руб. Ивлев считает, что это и есть прибыль, которая за вычетом убытка могла бы составить около 500 млн руб.

Пробудившийся акционер
Путин публично назвал фамилию Желябовского 19 декабря, а 27 декабря «Энергострим» объявил, что Желябовский написал заявление об уходе. Исполняющей обязанности гендиректора стала Татьяна Муромцева. По словам партнеров Желябовского, тогда же он перестал отвечать на телефонные звонки.

«Мы полностью доверили Желябовскому управление холдингом, — рассказывает Павел Киселев, один из акционеров энергосбытового холдинга. — Даже когда появилась информация об уголовных делах, поверили его объяснению, что это происки конкурентов. А после жесткого выступления Путина акционеры попытались сами понять, что происходит с приобретенными ими активами, и столкнулись с ситуацией, что информацию получить невозможно: советы директоров во всех компаниях состоят из людей Желябовского. Сейчас мы вынуждены изучать открытую отчетность».

Например, Желябовскому, возможно, удалось получить контроль в белгородской сбытовой компании: в мае компания сообщила, что у нее два новых владельца — офшоры Ripparo (24,95%) и Ercolano (24,82%); еще 24,94% давно принадлежит Kiper Management. Генеральный директор одной из компаний, входящих в группу «Энергострим», утверждает, что эти офшоры контролируется Желябовским или его людьми.

А в Новосибирске, напротив, акционерам холдинга удалось сэкономить для энергосбытовой компании 455 млн руб. Совет директоров «Новосибирскэнергосбыта» хотел потратить 255 млн руб. на покупку доли в «Тверьоблэлектро», а 200 млн руб. — передать в доверительное управление ИФК «Экономика». Но гендиректор выступил против, был уволен, сейчас идет суд, который заблокировал сделку.

6 июня Желябовский был уволен с поста гендиректора «Энергострима», на его место назначен Смородин — об этом «Ведомостям» рассказал сам Смородин. Он говорит, что сейчас проводится комплексная аудиторская проверка деятельности группы, чтобы определить размер ущерба, нанесенного Желябовским и его командой, после чего акционеры обратятся в правоохранительные органы. Советы директоров и гендиректора сбытов, утратившие доверие, будут заменены, обещает Смородин. Основная задача, заявляет он, — сохранение бизнеса и стабилизация ситуации в холдинге: «Акционеры и новое руководство не могут допустить, чтобы деятельность непорядочных и недобросовестных менеджеров отразилась на потребителях».

Возможно, так и будет. Но в ЕГРЮЛ еще в пятницу, 15 июня, гендиректором «Энергострима» значился не кто иной, как Желябовский. Партнер юридической фирмы «Герберт Смит» Дмитрий Курочкин говорит, что, пока в реестр не будут внесены изменения, гендиректором считается Желябовский.

Связаться с Желябовским не удалось, а Смородина представители самого «Энергострима» не признают. Изотова заявила «Ведомостям», что «никаких назначений нового гендиректора в компании не было, собраний участников ООО не проводилось, а исполняющая обязанности гендиректора “Энергострима” по-прежнему Татьяна Муромцева». По словам Изотовой, в последние два месяца «Энергострим» подвергается рейдерской атаке: «Офшоры требуют проведения внеочередных собраний акционеров, поступают угрозы в адрес гендиректоров сбытовых компаний». Факт обысков и аудиторских проверок в офисе «Энергострима» и сбытовых компаниях холдинга Изотова отрицает. По словам источника в этой компании, Шандаловы действительно являются бенефициарами некоторых офшоров, доля которых в сбытовых компаниях составляет до 25%. Остальные акционеры — Желябовский и ряд людей, интересы которых он представляет. Представители Шандалова это не комментируют.

Как стало известно «Ведомостям», в конфликте между совладельцами энергосбытового холдинга в мае появился и третий участник — Quorum debt management group По словам одного из бенефициаров этой компании Артема Зуева, Quorum в середине мая стал совладельцем холдинга, выкупив часть доли у акционеров, близких к Шандаловым. Quorum специализируется на управлении проблемными активами и бизнесом, среди его клиентов — «Транснефть», Сбербанк, «Ростехнологии» и «БТА банк».

Форум: Пресловутое ООО «Энергострим»

http://energyfuture.ru/piraty-xxi-veka-energostrim

История тянется как минимум с декабря 2011 г.

Заседание комиссия по вопросам стратегии развития ТЭК 13.02.2013. Об электроэнергии

Теперь по платежам в электроэнергетике, пожалуйста, Кравченко Вячеслав Михайлович.

В.КРАВЧЕНКО: Уважаемый Владимир Владимирович! Уважаемые члены Комиссии!

На третьем слайде доклада цифры, которые показывают: текущий уровень задолженности на розничном рынке составляет 19,6 миллиарда рублей, на оптовом рынке – 58,3 миллиарда рублей, и, соответственно, долги между сетями и гарантирующими поставщиками, если их отсальдировать, получится 9,5 миллиарда рублей. Все эти данные на 1 января 2013 года.

На четвёртом слайде видна динамика роста долгов на оптовом рынке. Причём нужно отметить то, что задолженность с 33,8 миллиарда рублей увеличилась до 58,3 миллиарда рублей, что составило фактически 70 процентов роста за 2012 год. Причём надо отметить, Владимир Владимирович, что, как Вы и сказали, эта задолженность в основном была обеспечена приростом долгов группы компаний «СТРИМ», которая составила опять же от этих 25 миллиардов рублей фактически 70 процентов, причём задолженность увеличилась в четыре раза.

В.ПУТИН: Есть какие-то объективные обстоятельства, чего они не платят? Там ведь в шесть раз, по-моему, увеличилось?

В.КРАВЧЕНКО: По нашему мнению, объективных обстоятельств нет.

В.ПУТИН: Секундочку, подождите. Против них уголовное дело возбуждено?

В.КОЛОКОЛЬЦЕВ: Так точно.

У нас возбуждён целый ряд уголовных дел, и схема всех этих махинаций складывается очень просто. Это руководитель данной организации вкладывает в тарифную стоимость те финансовые средства, которые он потом намеревается вывести на фирмы, состоящие из двух человек, переводит туда деньги, потом эти деньги обналичиваются в дорогостоящую недвижимость, принадлежащую родственникам этого руководителя. Соответственно, таким образом расхищаются деньги и очень большие.

Трудности для привлечения к ответственности, когда предлагается руководителю этой компании написать заявление, что с его, казалось бы, компании деньги ушли на подставные фирмы, он отказывается писать заявление, не считая себя потерпевшим. Но в конечном итоге, конечно, потерпевшим является конкретный потребитель, которому в тарифную стоимость эти средства были заложены, наше население.

В.ПУТИН: Но это значит, что у нас несовершенное законодательство, которое не позволяет эффективно реагировать, своевременно. Нам нужно подумать на тему о том, как эту ситуацию изменить, имея в виду защиту интересов потребителей и государства в целом. Министр что по этому поводу скажет? Вы почему так долго не реагировали на это соответствующим образом?

А.НОВАК: Владимир Владимирович, я хочу сказать, что, если проанализировать слайд № 4, буквально коротко, если позволите, Вы сказали, действительно, что на 60 с лишним процентов выросла задолженность. Если отнять задолженность по состоянию на 1 января 2012 года 34 миллиарда, отнять оттуда «Энергострим» и «Северный Кавказ», остаётся примерно 10 миллиардов рублей.

На конец года у нас, если отнять задолженность «Северного Кавказа» как отдельной группы, я о ней позже скажу, и «Энергострим» – 13 миллиардов, то есть у нас прирост составляет всего 3 миллиарда рублей без этих двух проблемных: одной территории и одной компании. То есть фактически 3 миллиарда рублей – это не такой большой прирост задолженности при общем оптовом рынке, который составляет сотни миллиардов рублей…

В.ПУТИН: Одна треть всё равно – 30 процентов.

А.НОВАК: Нет, прирост 3 миллиарда.

За весь год обороты сотни миллиардов рублей, это текущая работа, то есть здесь мы видим, что в принципе все остальные гарантирующие поставщики, а их 120 примерно, они более или менее нормально работают.

Вот сейчас, Владимир Владимирович, мы применили к «Энергостриму» новые правила лишения статуса гарантирующих поставщиков, внесли изменения в соответствующее постановление в конце прошлого года. Если раньше для этого нужно было 90 дней, в течение которых происходит лишение статуса, в течение которых могли опять гарантирующие поставщики не платить на рынок, сегодня фактически происходит смена гарантирующих поставщиков за один день.

В.ПУТИН: Вы ждали, пока они наворуют миллиарды, а потом начали принимать решения. А нельзя это было раньше сделать?

А.НОВАК: Мы разработали нормативно-правовую базу в прошлом году, и буквально в январе приняли соответствующее решение, и с 1 февраля лишили шесть территорий. Хочу обратить внимание, что всего в «Энергостриме» 18 регионов, по остальным 12 регионам, по статистике, уже после нашего принятия решения на один миллиард снизилась задолженность. То есть этот шаг позволил на самом деле всем остальным обратить внимание на то, что их будут лишать, и дисциплина улучшилась буквально за последний месяц.

В.ПУТИН: Раньше нельзя было это сделать? Владимир Александрович, эти деятели, они где, за границей, убежали, где-то сидят?

В.КОЛОКОЛЬЦЕВ: Нет, они здесь находятся, прекрасно себя чувствуют.

В.ПУТИН: Так Вы дела возбудили против них?

В.КОЛОКОЛЬЦЕВ: По ряду организаций мы возбудили, по тому же «Энергостриму» возбудили где-то шесть уголовных дел, а по ряду других организаций нам было отказано в возбуждении, потому что как бы отсутствует потерпевший, соответственно, мы чисто юридически не можем уголовное дело возбудить.

В.ПУТИН: Потерпевшие – это потребители?

В.КОЛОКОЛЬЦЕВ: Да, потерпевшие – потребители.

В.ПУТИН: Зайдите ко мне после заседания, мы найдём потерпевших.

А.ДВОРКОВИЧ: Если реально – я просто хотел сказать, Александр Валентинович не договорил, – примерно с июля по сентябрь Минэнерго вместе с коллегами с Советом рынка пытались методом убеждения и административного давления решить этот вопрос: встречались с представителями компании, работали с ними.

Общего языка за три месяца не нашли. После этого приняли решение разработать нормативную базу, которая позволяет в течение буквально дня отнимать право сбора платежей, потому что другого варианта уже не было. Но сначала мы пытались делать по-другому, по-мирному.

В.ПУТИН: Хорошо, но насчёт потерпевших – это отдельная тема. Зайдите ко мне.

Пожалуйста, завершайте.

В.КРАВЧЕНКО: Буквально ещё на эту тему пару слов.

Дело в том, что все наши действия – и Совета рынка, и Министерства энергетики – были блокированы действиями этой организации, поскольку мы до настоящего момента находимся под обеспечительными мерами. У нас идёт очень серьёзная, правовая борьба с ними, то есть на нас были наложены меры, которые запрещали нам принимать решения, направленные на отлучение данных организаций с рынка. То есть сейчас доборолись, по крайней мере часть выгнали. Тем не менее у меня порядка двух десятков исков и к нам, и к Министерству.

На шестом слайде диаграмма роста задолженности на рознице. К сожалению, цифры тоже не очень хорошие. У нас задолженность за 2012 год увеличилась с 77 миллиардов рублей до 119,6 миллиарда рублей, что составило 60 процентов. Причём надо отметить, что основными должниками, как Вы уже отметили, являются организации жилищно-коммунального хозяйства, перепродавцы, управляющие компании, а также потребители, которые пользуются своим особым статусом «неотключаемых».

Я приведу несколько примеров. У нас есть организация «Колэнерогосбыт», задолженность которой на 1 января составляет 13 миллиардов рублей. Причём её задолженность была сформирована за счёт решений органов местной власти, которая закладывала отрицательные финансовые результаты при регулировании тарифов на тепло. То есть органы власти заведомо делали сбыт убыточным. Поэтому есть такое, и такое бывает, к сожалению, достаточно часто.

Дальше. Есть отдельные клиенты, такие как Выборгская лесопромышленная корпорация: должна 650 миллионов рублей, пользуется своим особым статусом. Отключить её невозможно, поскольку у неё на сетях висит население, водоочистные сооружения и порт. Организация получает деньги, тем не менее, пользуясь своим особым статусом, не платит, собственно, ни копейки.

И отдельный вопиющий случай. Я прошу прощения, уже второй раз про это говорю, говорил про это в июле и сейчас говорю: есть такая организация под названием «Химпром». Должна 5 миллиардов рублей, причём в объёме потребления за прошлый год – миллиард 360 миллионов. Было оплачено всего 20 миллионов рублей, то есть чуть больше одного процента.

На организации висят исполнительные листы на сумму 2 миллиарда рублей от энергетиков, они не исполняются. То есть там, скажем так, все основные долги висят на «Химпроме». И из-за деятельности этой организации мы в прошлом году лишили статуса «субъекта оптового рынка» одну сбытовую компанию. Сейчас готовимся лишать гарантирующего поставщика первого уровня.

И как только мы его лишим, весь тот объём неплатежей упадёт на сети, и понятно, что там сети столкнутся с точно такой же ситуацией. Поэтому, Владимир Владимирович, я просил бы – какого-то, я не знаю, отдельного поручения или ещё что-то – разобраться с этим. Потому что 5 миллиардов рублей задолженность – это чуть меньше 5 процентов задолженности рынка. Ситуация, на мой взгляд, просто из ряда вон выходящая.

По мерам, которые направлены на укрепление платёжной дисциплины. Мы предложили Министерству энергетики ряд мер, в том числе достаточно жёстких. Это внесение изменений и дополнений в Кодекс об административных правонарушениях, в Уголовный кодекс, в Жилищный кодекс, в Закон о государственных муниципальных унитарных предприятиях. Меры действительно очень жёсткие, предусматривающие введение уголовной ответственности в том числе.

У меня единственная просьба, чтобы в процессе согласования, чтобы оно, во-первых, прошло достаточно быстро, и чтобы в процессе согласования все эти жёсткие меры, направленные на борьбу с неплательщиками, не потерялись. Просто у нас бывает такое, что происходит «усушка», «утряска» и так далее.

Дальше. Просил бы рассмотреть вопрос о том, чтобы пообсуждать тему о введении лицензирования в отношении управляющих компаний, которые должны не только энергетикам, они должны и другим ресурсоснабжающим организациям: газовикам, должны тепловикам, водоканалам и так далее. Там происходят очень большие нарушения, и, как мне кажется, один из способов борьбы с ними – это введение лицензирования подобного вида деятельности.

Также рассмотреть вопрос о введении лицензирования в деятельности сетевых компаний. Потому что сетевых компаний очень много, они нарушают не только платёжную дисциплину и создают долги, в том числе не выполняют основные технологические требования по эксплуатации объектов сетевого хозяйства, то есть тоже есть проблема.

Теперь то, что касается платёжной системы. Что было сделано? Советом рынка совместно с банками, такими как «Газпром», Сбербанк, «Альфа», ВБРР, Банк Москвы, было проработано их участие в этой системе. Соответственно, была создана система примерных договоров, которые позволяют им работать в этом, проговорена их работа на существующем программном обеспечении «банк – клиент». Провели переговоры с разработчиками программного обеспечения, которые также готовы к созданию типовых программ.

Мы договорились с холдингом МРСК об учреждении регистратора в тех регионах, где будут проводиться пилоты. Подготовили проекты соответствующих нормативных правовых актов, а именно: внесение изменений в закон об электроэнергетике и внесение изменений в основные положения функционирования розничного рынка, и представили их в Министерство энергетики.

Осенью прошлого года отправлены запросы Министерством энергетики в ряд регионов Центрального, Поволжского и Уральского федеральных округов, в 25 регионов. К сожалению, нужно отметить то, что мы положительные заключения получили только по двум регионам, а именно: по Пермскому краю и Волгоградской области, которые высказали заинтересованность в проведении данного эксперимента. На следующей неделе мы совместно с Министерством энергетики выезжаем в регионы, уже начинаем работу по внедрению пилотов.

Затяжка в работе с регионами на самом деле объясняется только одним, что подобного рода мера, которая предлагается по внедрению платёжной системы, основанной на спецсчетах, на самом деле является очень болезненной мерой для хозяйствующих субъектов, существенно ограничивает их права в распоряжении денежными средствами, и понятно, что не вызывает абсолютно никакого энтузиазма.

Поэтому я думаю, что на этих двух пилотах мы постараемся отработать данную систему и, соответственно, по итогам уже докрутим нормативно-правовую базу. По нашим расчётам, мы совместно с Министерством энергетики прикидывали, мы полагаем, что если не будет никаких сбоев, то к августу мы будем уже докладывать о результатах проведения пилотных проектов. Надеюсь, если всё будет нормально.

Доклад закончил. Спасибо.

В.ПУТИН: Спасибо.

Пожалуйста, Александр Валентинович.

А.НОВАК: Спасибо большое.

Уважаемый Владимир Владимирович! Уважаемые коллеги!

Действительно, те меры, которые Совет рынка выработал вместе с Министерством энергетики, они достаточно жёсткие и порой не очень популярные. Если взять, Владимир Владимирович, то, что мы сегодня со сменой гарантирующих поставщиков делаем, это затрагивает огромное количество трудящихся, которые работают в этих компаниях, которых мы лишаем статуса.

Здесь нужно за один день перевести, например, по одному региону, 600 человек на новые рабочие места и обеспечить, поскольку они находятся по всей территории в субъектах Российской Федерации, преемственность платежей, отработав это и с Почтой России, со Сбербанком, и обеспечив, чтобы не было двойных платёжек.

В этой части хочу поблагодарить ФСК и МРСК, которые в качестве подхватывающих организаций провели по шести регионам огромнейшую подготовительную организационную работу, и в результате буквально за один день подхватили, чтобы система продолжала работать, потому что здесь нельзя было нарушить. Мы будем продолжать здесь работать, это действительно дисциплинирующий факт произошёл, который сегодня, я думаю, достаточно повлияет на улучшение платёжной дисциплины.

Второе. Я затрону тему по Северо-Кавказскому федеральному округу. Если обратить внимание на этот же график, с 1 июля у нас задолженность уменьшилась, за второе полугодие, как только начали мы заниматься этой темой. Была создана при правительственной комиссии по Северо-Кавказскому федеральному округу рабочая группа с участием губернаторов, глав регионов, входящих в СКФО, с представителями сетевых компаний, энергетических компаний.

По каждому региону были проведены не одни совещания с выездами на место, с участием силовых структур – тоже хотел коллег поблагодарить, – и в итоге ситуация сдвинулась. Обратите внимание, если за первое полугодие на 4 миллиарда выросла задолженность, то за второе полугодие она снизилась на 0,5 миллиарда уже по сравнению с 1 июля. Это, конечно, не снижение, тем не менее положительный факт, губернаторы стали обращать внимание и работать с нами.

Были проведены определённые мероприятия, связанные с консолидацией территориальных сетевых организаций и ликвидацией посредников в платежах. Мы этой работой будем продолжать заниматься, и в этой части ставим перед собой задачу не только снижать, но и реструктурировать накопленную задолженность по состоянию на 1 июля.

Хочу похвалить в этой части Кабардино-Балкарскую и Карачаево-Черкесскую республики. Они, помимо ненакопления новой задолженности, снизили в два раза ту задолженность, которая была по состоянию на 1 июля, и практически скоро, мы договорились, по соответствующему графику она будет сведена к нулю. Это что касается крупного блока, который в общей задолженности составляет из 58 миллиардов 24 миллиарда рублей.

О тех мерах, о которых сказал Вячеслав Михайлович в своём выступлении. Здесь разработаны совместно с Советом рынка предложения, сегодня они в стадии согласования, направлены в федеральные органы исполнительной власти, по внесению изменений в Федеральный закон об электроэнергетике, в Кодекс об административных правонарушениях, в Уголовный кодекс, в Закон о концессионных соглашениях, в Закон о федеральных государственных унитарных предприятиях и муниципальных унитарных предприятиях. Я их коротко обозначу.

Это в первую очередь изменения закона об электроэнергетике, введение финансовых гарантий оплаты за электроэнергию по так называемым неотключаемым потребителям. Фактически это предприятия, которые сегодня мы не имеем права отключать. Тем не менее, если они не платят, ничего с ними не сделаешь. Такие гарантии нужно внедрять: это банковские гарантии, договоры поручительства и, возможно, это бюджетные гарантии муниципальных образований.

Второе. Установление пени за просрочку платежа, за просрочку поставки – примерно 18 процентов, что выше ставки рефинансирования на сегодня. Поскольку, если сегодняшняя пеня ниже ставки рефинансирования, она стимулирует потребителей электроэнергии фактически кредитоваться за счёт того, что они не платят поставщикам энергоресурсов.

Третье предложение – установить на уровне закона возможности подключения субабонентов только при условии обеспечения технической возможности раздельного ограничения режима потребления. То есть есть предприятия, которые сами если не оплачивают, но находятся в общей цепочке, а другие предприятия являются добросовестными плательщиками, фактически мы их отключить не можем. Изменения в Федеральный закон – о создании технической возможности таких отключений.

Следующее – это Кодекс административных правонарушений. Здесь я уже сказал о штрафах по неотключаемым потребителям. Также предлагается ввести штрафы за самовольное подключение к электрическим сетям и ответственность за нарушение ограничений режима потребления электрической энергии. Штрафы на юридическое лицо – до 500 тысяч рублей.

Пятое – установление ответственности за непредоставление обеспечения обязательств по оплате электроэнергии потребителями, включёнными в перечень потребителей, ограничение режима потребления которых может привести к экономическим и социальным последствиям. Такие штрафы также в Кодекс об административных правонарушениях подготовлены – примерно до 300 тысяч рублей. Об этом я говорил про 35‑й Федеральный закон.

И ещё два изменения. Вячеслав Михайлович говорил о проблемах, связанных с неплатежами управляющих компаний жилищных организаций. Предлагается внести изменения в Жилищный кодекс, направленные на закрепление права расторжения договора о ресурсоснабжении с управляющей компанией и заключении прямых договоров с гражданами в случае, если будет накапливаться задолженность свыше двух расчётных периодов, что, по нашему мнению и по мнению экспертов, будет стимулировать управляющие компании к осуществлению расчётов и принятию мер воздействия на потребителей-неплательщиков.

И, наконец, последнее – это возложить на собственников имущества, используемого муниципальными унитарными предприятиями жилищно-коммунального хозяйства и государственными унитарными предприятия, в случае изъятия такого имущества из ведения унитарного предприятия и передачи его другому лицу обязанность принимать меры по погашению задолженности перед ресурсоснабжающей организацией.

Фактически это позволит ликвидировать ситуацию, когда муниципалитеты – о чём председатель правления Совета рынка говорил – отдают, например, котельную в аренду юридическому лицу, те накапливают задолженность, потом фактически происходит банкротство при попустительстве муниципальных образований. Это имущество передаётся следующему, новому юрлицу, и так задолженность остаётся в виде уже просроченной и неликвидной. То есть эти предложения и эти изменения в законодательстве позволят эту ситуацию изменить.

Ещё раз повторю, что нормативно-правовые акты разработаны, внесены в федеральные органы исполнительной власти. Мы в ближайшее время их согласуем, внесём в Правительство и примем.

Спасибо.

В.ПУТИН: Да, пожалуйста.

И.АРТЕМЬЕВ: Уважаемый Владимир Владимирович! Среди мер, которые уважаемый Александр Валентинович перечислил, нет одной меры, которая нас сильно беспокоила и которая звучала как одна из самых действенных, которая предлагалась раньше. Исчезла ли она?

Речь шла о том, чтобы ввести в эту систему, когда они платят, некоего агента-контролёра, то есть некое юридическое лицо, которое займёт такое квазимонопольное положение на рынке и будет собирать деньги с потребителей, а дальше уже гарантирующим поставщикам или кому-либо давать по мере своего размышления, если те хорошо платят или нет.

И мы хотели бы сказать, что, видимо, этот агент-контролёр, если он по-прежнему фигурирует в базе, он, наверное, святой, он не может быть мошенником, потому что, ясное дело, что он будет сидеть между этими конечными потребителями и гарантирующими поставщиками, и тоже может быть мошенником, а пробег денег при этом по банковской системе увеличится.

И кто-то мог лоббировать и этот подход или какой-либо другой. Мне хотелось бы понимать, сегодня на этой Комиссии мы уже обсуждаем эту меру или от неё отказались в рабочем порядке, и она сейчас в пакет не входит, и Вы не предлагаете сегодня Комиссии её в каком-то виде поддержать?

В.КРАВЧЕНКО: Мы эту меру, конечно же, обсуждаем. Более того, на Комиссии, которая была 10 июля, Владимир Владимирович, Вы протокольным решением одобрили эту меру, и это был доклад опять же Совета рынка. Речь идёт как раз о введении платёжной системы и о разработке нормативно-правовой базы, о создании. И мы по двум регионам сейчас будем делать пилотные проекты: по Перми и по Волгограду.

В.ПУТИН: Я не понял, Антимонопольный комитет возражает против этого?

И.АРТЕМЬЕВ: Да, мы считаем, что эта мера по меньшей мере дискуссионна, потому что введение в систему ещё одного посредника, который не в определённых экстренных ситуациях будет появляться, а вообще говоря, как бы наличествует всегда, означает только что? Что он является каким-то совершенно великолепным, прекрасным, никогда не подверженным коррупционным схемам, и придётся завести на этого контролёра потом контролёра, потом контролёра на контролёра, путь он вообще известный и себя давно дискредитировавший.

Поэтому, мне кажется, не надо удлинять этот пробег, а нужно просто бороться с мошенниками, и те пять мер, которые Александр Валентинович предложил, они, по-моему, прекрасные. А вот это очень дискуссионно, над ней нужно хотя бы поработать. И, конечно, он будет монополистом на рынке, естественно, потому что он будет собирать все деньги.

В.ПУТИН: Да, пожалуйста.

А.НОВАК: Владимир Владимирович, мы согласны абсолютно с такими опасениями. Мы их обсуждали летом, 10 июля, на Комиссии, поэтому и было Вами принято решение, чтобы сделали пилотный проект и посмотрели, как это будет работать.

В.ПУТИН: Если Вы с этим согласны, зачем нам пилотный проект? Я понимаю, пилотные проекты могут быть тогда, когда есть какие-то споры. Здесь спора нет, что это опасное предприятие, и что там пилотировать?

А.НОВАК: Это было предложение Совета рынка и эксперта, с которым все согласились, для того чтобы посмотреть, как это будет работать. Фактически мы после этого сделаем выводы – будут ли такие проблемы.

В.ПУТИН: Если здесь есть сомнение в том, что могут быть системные проблемы. Где-то это будет работать нормально, а потом мы скажем, что всё хорошо, запустим это в серию, что называется, и там увидим системные сбои.

Пожалуйста.

В.КРАВЧЕНКО: Владимир Владимирович, дело в том, что та модель платёжной системы, о которой я Вам докладывал в июле, никоим образом не предусматривает создание подобного рода посредников. То есть деньги поступают на спецсчета, владельцами спецсчетов являются те же самые сбытовые организации, те же самые сетевые организации и так далее. Никаких промежуточных звеньев в этой ситуации не создаётся.

В.ПУТИН: Но тогда нужно изложить это так, чтобы было единообразно понимаемо всеми ведомствами, понимаете? В том числе Антимонопольным комитетом.

В.КРАВЧЕНКО: Есть. Мы ещё раз переговорим на эту тему с антимонопольным ведомством. Дело в том, что, надо отдать должное, Федеральная антимонопольная служба всегда системно выступала против той модели, которую мы озвучивали, тем не менее то, о чём говорит Игорь Юрьевич, этого там нет, там нет никаких посредников.

В.ПУТИН: Давайте с этим разберитесь.

Что ещё?

А.НОВАК: Я ещё буквально два слова. Игорь Юрьевич скорее всего имеет в виду не посредника – там действительно нет посредников, – а так называемого регистратора, который по схеме даёт акцепт на расщепление платежей. И этот регистратор является тем лицом, которое будет принимать решение, кому платить деньги. Но это не посредник действительно.

И.АРТЕМЬЕВ: Я думаю, что если появляется какой-то агент, какое-то юридическое лицо, которое может не в виде государственных регуляторов, которые умеют давать предписания, останавливать платежи, а обычный хозсубъект, который начинает распределять деньги от одних к другим, то это, вообще говоря, очень серьёзное основание говорить о коррупционном потенциале. Это первое.

Второе. Не важно, бегут деньги по счетам этого посредника или нет. Если он имеет контрассигнацию, то есть вторую подпись, он может делать там всё что угодно: вымогать, по-разному трактовать. И это опять же не государственный регулятор…

В.ПУТИН: Вы когда собираетесь начать это мероприятие?

А.НОВАК: Мы планировали к 1 июля начать.

В.ПУТИН: Не нужно этого делать, пока не согласуете с Антимонопольной службой.

А.НОВАК: Есть.

В.ПУТИН: А почему у нас складывается ситуация, при которой нет пострадавших и потерпевших при неплатежах? Что там происходит, Александр Валентинович?

А.НОВАК: У нас, Владимир Владимирович, пострадавшие, потерпевшие есть, они сидят в этом зале. Это наши поставщики…

В.ПУТИН: Нет, я имею в виду не поставщиков, а потребителей электроэнергии. Почему они не участвуют в судах как потерпевшие? Почему они отказываются от этого? Министр внутренних дел сейчас как раз об этом сказал. Что происходит? Они не потерпевшие, что ли, не пострадавшие? Они, значит, тогда просто соучастники, если они хотят деньги получать на свои организации. Значит, менеджмент этих компаний является соучастником неплатежей и в конечном счёте воровства, так или нет?

А.НОВАК: Потребители электроэнергии на сегодняшний день платят практически 97–98 процентов платежей, они свою часть средств вносят. Дальше пострадавшими являются те, кто ресурсы предоставил, но не получил полную оплату. Дебиторская задолженность растёт у ресурсоснабжающих организаций в первую очередь. Это наши генерирующие компании, тепловые электростанции.

В.ПУТИН: Заявление-то где? Вот смотрите, это не имеет отношения к потреблению электроэнергии, тем не менее ситуация аналогичная. Я уже говорил про ГАЭС-2, где на эту стройку было, по имеющимся у меня данным, 12 миллиардов направлено. Из них 6 миллиардов, как я уже сказал, на Гидрострой было перечислено как на генерального подрядчика. Потом Гидрострой заключил субподрядные договоры с рядом компаний, штатная численность которых не превышает двух человек, а рабочей силой, автотранспортом, оборудованием не располагает.

Евгений Вячеславович, это Ваша контора?

Е.ДОД: Владимир Владимирович, это старые договоры, заключённые ещё в 2005–2006 годах. Соответственно, по Гидрострою мы абсолютно прозрачны, вместе с Министерством внутренних дел сотрудничаем, и там будет полная и прозрачная картина.

В.ПУТИН: Министерство внутренних дел неоднократно направляло предложения «Русгидро» выступить в качестве потерпевшей стороны. До настоящего времени никакой реакции нет. Что это такое?

Е.ДОД: Владимир Владимирович, официальных запросов в «Русгидро» не приходило. Естественно, мы напишем это заявление немедленно.

В.ПУТИН: Вы понимаете, что Вы сейчас говорите или нет: официальных предложений Вам не приходило? Да Вы должны зубами вырывать все эти деньги…

Е.ДОД: Как только этот сигнал пришёл, мы разобрались и сейчас это заявление подаём.

В.ПУТИН: Что-то очень долго разбираетесь. Значит, миллиард у вас утащили, миллиард таким образом ушёл на подставные конторы, где по два человека работают, миллиард просто растворился, вы разбираетесь до сих пор и не считаете нужным защищать интересы компании? Пусть Министр как следует посмотрит на это, что там происходит.
http://news.kremlin.ru/news/17511