К дискуссии вокруг RAB-регулирования. Много высказывается мнений, в диапазоне от «зрада» до «перемога». При этом мало кто из комментирующих реально разбирается в теме, а не просто «диванный эксперт».

Об этом в ЛИГА.Блоги пишет президент Ассоциации операторов распределительных электрических сетей Украины Виталий Григоровский.

Конечно, каждый не может и не должен иметь экономическое образование и стаж работы в энергетике десятки лет. Но в этом случае тогда лучше делать выводы не на основании заявлений политиков, а читая доступные исследования, пишет В. Григоровский.

Одно из немногих и, на мой взгляд, достаточно сбалансированных – это отчет авторитетной американской консалтинговой компании IHS. Он был подготовлен на старте внедрения RAB в Украине, в конце 2016 г.

Многое с тех пор поменялась, в том числе, в подходе НКРЭКУ к этому вопросу. Однако в отчете можно найти однозначные ответы на наиболее распространенные вопросы, которые сегодня муссируются в СМИ и соцсетях. Итак:

1. Насчет методики оценки активов энергокомпаний. IHS однозначно говорит, что для Европы типично использовать методологию расчета стоимости замещения, которая и использовалась в случае украинских облэнерго. И не корректно – сравнивать ее с ценой приватизации этих предприятий:

«Предложенный подход к оценке, основанной на методологии расчета стоимости замещения, является типичным для европейских стран. Другой подход, который применяется в Великобритании, основанный на использовании рыночной стоимости дистрибьюторских компаний, акции которых торгуются на бирже, является разумной альтернативой, но его сложно было бы использовать на практике в украинских условиях. Некоторые страны использовали оценки стоимости для целей приватизации (с добавлением капитальных затрат), но, принимая во внимание, что приватизационные цены часто существенно отличаются от более поздних оценок (как правило, в сторону уменьшения стоимости), этот подход несет риски получения неверных или неточных оценок».

2. Насчет величины нормы доходности. Из следующего абзаца ясно видно, что норма доходности должна быть привязана к WACC, а также должна учитывать реальные ставки по долгосрочному кредитованию в гривне.

«Механизм, который применяется для установления разрешенной нормы доходности (которая в понимании IHS предназначена для замены нормы доходности, установленной в текущем проекте постановления) и базируется на оценке средневзвешенной стоимости капитала (WACC) в промышленности, является типичным и отображает лучшие мировые практики».

3. Насчет наиболее дискуссионного вопроса – должна ли быть норма доходности на старые и новые активы одинаковой или разной. Европейская практика однозначна – одинаковой:

«Для целей определения нормы доходности стимулирующее RAB-регулирование в ЕС не имеет тенденции различать существующие и новые активы и отражает тот факт, что такая разница не влияет как на коммерческие риски, так и на выгоды от обслуживания, связанные с эксплуатацией актива. Таким образом, одна и та же норма доходности применяется как к новым, так и существующим активов в регулятивной системе ЕС, за одним исключением (муниципальные предприятия в Германии)».

Под конец приведу слова старшего вице-президента IHS Energy экс-посла США в Украине Карлос Паскуаля из его интервью агентству «Интерфакс» при презентации отчета: «Цель RAB – создать систему баланса взаимоотношений потребителя и поставщика. Потребители (как бытовые, так и промышленные), с одной стороны, должны получить качественный, надежный сервис и низкие цены, а поставщик, с другой, – условия для привлечения инвестиций в отрасль».

Уверен, это должна быть наша общая цель – и государства, и энергетиков, и людей. И важно не свернуть с пути к ней в бесконечных словесных баталиях.

Конечно, у каждого есть право на свое мнение. Но изучение матчасти, прежде чем высказывать поспешные суждения, в любом случае будет не лишним.

По этой ссылке можно прочитать отчет IHS полностью.

Роман Сторожев, президент Ассоциации «Недропользователи Украины»
ukrnedra@icloud.com

Как защитить инвестиции в отечественную нефтегазодобычу при дальнейшем падении цен на нефть и газ?

Украина ищет возможности для наращивания собственной добычи газа, однако налоговый режим нефтегазодобывающей отрасли в стране является регрессивным и сложным. Сегодня отечественная налоговая система в этой сфере служит исключительно источником пополнения бюджета и совершенно не стимулирует привлечение технологий в застаревшую технологическую базу отрасли, а размер рентного налога является неконкурентным для привлечения капитала в новые проекты.

За первые шесть месяцев 2016 г. Украина увеличила добычу газа на 1,9%, сократив при этом потребление на 12,5%.

По данным Министерства энергетики и угольной промышленности Украины, в первом полугодии 2016 г. добыча природного газа увеличилась на 186,2 млн м³ по сравнению с аналогичным периодом 2015 г., и составила 10,282 млрд м³.

В июне 2016 г. добыча газа составила 1,637 млрд м³, что на 2,2% больше показателя июня прошлого года. Так, в июне нынешнего года уровень добычи газа ПАО «Укргаздобыча» составил 1,189 млрд м³, ПАО «Укрнефть» – 104,8 млн м³, других компаний – 343,6 млн м³. Частные компании показывают хорошую динамику. Например, добыча газа предприятиями группы ДТЭК за первое полугодие 2016-го выросла на 40,1% – до 776,6 млн м³.

Украина ищет возможности для наращивания собственной добычи газа. Но, несмотря на положительную динамику, особые успехи отметить сложно: слабый рост добычи газа отмечается на фоне серьезного сокращения потребления и инвестиций в отрасль. Министерство экологии и природных ресурсов Украины приступило к поиску возможных газовых месторождений, а, по заявлениям правительства, к 2020 г. Украина планирует добывать 27…30 млрд м³/год газа, максимально сократив его импорт. За 6 месяцев 2016 г. Украина импортировала 3 044 млн м³.При этом параллельно с отбором перспективных месторождений необходимо привлечение инвестора и создание условий, стимулирующих вкладывать деньги в добычу украинского газа и обеспечивающих защиту инвестиций.

Энергетическая независимость должна стать национальным приоритетом, а практическая реализация этой цели требует привлечения внутренних и внешних инвестиций, а также широкого трансфера современных технологий. Главное условие поступления инвестиций – умеренное налогообложение, прозрачность взаимоотношений государства и инвестора, стабильность правил работы в газодобывающей отрасли, о чем неоднократно заявляли представители добывающих компаний. Последние несколько лет ставки налогообложения для добывающих компаний менялись несколько раз и зачастую такие изменения не были продиктованы изменяющимися условиями на рынке, а лишь необходимостью наполнения госбюджета, и имели негативные последствия для отрасли, в числе которых:

• приостановление или отмена ранее принятых решений по инвестированию в развитие украинской газодобычи;
• выход из отечественного рынка ведущих мировых нефтегазовых компаний;
• снижение объемов геологоразведочных работ, эксплуатационного бурения, что приводит к истощению запасов и ресурсов природного газа в процессе его добычи, а в дальнейшем – уменьшению объемов самой добычи;
• снижение доходов бюджета от рентных платежей;
• стагнация в работе сервисных компаний и на смежных рынках.

По состоянию на сегодняшний день расходы на разведку и добычу украинского газа колеблются в пределах $ 118…190 за 1 тыс. м³. Так, согласно данным отчета компании IHS за 2015 г., при цене на природный газ в районе $180, капитальные расходы для месторождений с глубиной залегания углеводородов до 3500 м составляют порядка $90…105, операционные – порядка $30…40 и рента при этом колеблется на уровне $52. Для месторождений с глубиной залегания до 5000 м это показатели составляют $110…130, $40…49 и $52 соответственно. И для наиболее глубинных месторождений капитальные расходы составляют около $150, операционные — порядка $40 и рента — около $25.

Как видим, действующие налоговые обязательства при текущих расходах компаний на добычу природного газа не позволяют инвестировать в новые проекты, так как большинство из них находятся на грани рентабельности. Соответственно, инвестиции в отрасль сократились и положительной динамики в привлечении капитала в нефте- и газодобывающие проекты нет. Новые месторождения имеют сложные геологические условия добычи, и себестоимость ресурса будет высокой, а значит, рентабельность при сохраняющейся цене на природный газ или в случае ее снижения будет низкой.

Полностью прочитать статью Вы сможете в №32 журнала «Терминал» от 15 августа 2016 года.

Министерство финансов Украины должно опубликовать независимый расчет себестоимости добычи газа в Украине, который был осуществлен консалтинговой компания IHS.

Об этом сообщил председатель правления НАК «Нефтегаз Украины» Андрей Коболев, передает «ЛигаБизнес».

«Мы считаем, что ренту нужно корректировать. Более того, мы были одними из тех, кто помог частным добытчикам в цивилизованном и грамотном, с нашей точки зрения, продвижении этой идеи. Была нанята независимая консалтинговая компания IHS, которая провела независимый расчет себестоимости добычи. Мы бы очень хотели, чтобы Минфин опубликовал этот отчет» — подчеркнул А. Коболев.

Кроме того, по его словам, именно этот отчет даст ответ на вопрос о реальной себестоимости добычи газа в Украине.

Исследование компании IHS в США подтверждает экономические выгоды от развития нефтегазовой деятельности.

«Революция, связанная с добычей нетрадиционных нефти и газа, это не только энергетическая история, но и масштабная экономическая история, которая только теперь явно разворачивается в экономике США», — сказал вице-президент IHS Даниэль Ергин, передает Mysanantonio.

Стремительное развитие отрасли бурения в США, которое превратило участки Северной Дакоты, Арканзаса и Пенсильвании в современные «бум-тауны» (город, возникший в результате экономического подъема), оказывает волновой эффект на всю экономику США.

Проведенное исследование называет нефтегазовый бум причиной увеличения капиталовложений в американские заводы по производству удобрений, сборочных линий и оборудования для обработки природного газа.

IHS прогнозирует, что с 2012 по 2025 год компании инвестируют порядка 346 млрд. долл. США в трубопроводы, перерабатывающие предприятия и другие объекты инфраструктуры для преобразования природного газа и газоконденсатных жидкостей в олефины, метанол, аммиак и ряд других химических веществ, связанных с энергетикой.

Аналитики предполагают, что к 2025 году, как минимум 100 млрд. долл. США будет вложено в новое производственное оборудование и производственные помещения в США для выпуска химических веществ, пластмассы и других веществ, связанных с производством.

По словам главы департамента политики энергоресурсов Национальной ассоциации промышленников Грега Бертельсена, та ситуация, которая наблюдается в экономике США сейчас – далеко не предел развития.

«Учитывая, что даже на сегодняшний день получены значительные преимущества, отчет по проведенному исследованию показывает, что для производства самые большие выгоды еще впереди», — сказал он.