Всего новостей: 2034847, выбрано 1102 за 0.239 с.

Новости. Обзор СМИ  Рубрикатор поиска + личные списки

?
?
?  
главное   даты  № 

Добавлено за Сортировать по дате публикации  | источнику  | номеру 

отмечено 0 новостей:
Избранное
Списков нет
Великобритания. Польша. Евросоюз. Весь мир > Нефть, газ, уголь > forbes.ru, 15 марта 2017 > № 2110288

Профицитный рынок: почему мировые энергогиганты занялись торговлей СПГ

Александр Собко

Аналитик энергетического центра бизнес-школы Сколково

Рынок сжиженного природного газа все больше похож на нефтяной. Доля долгосрочных двадцатилетних контрактов на нем постепенно уменьшается

Сегодня продажами сжиженного природного газа (СПГ) стали заниматься практически все участники рынка. Крупные производители газа расширяют «портфель» за счет торговли СПГ сторонних компаний. Заметна так же активность традиционных нефтяных трейдеров, таких как Glencore, Trafigura и BB Energy. Все три недавно выиграли тендер на поставки СПГ в Египет. Из новостей только двух последних месяцев:

импортер газа — польская нефтегазовая компания PGNiG — открывает в Лондоне торговое подразделение по сжиженному природному газа;

трейдинговое подразделение азербайджанской SOCAR (по объективным географическим причинам компания у себя дома СПГ не производит — за пределы Каспийского моря товар не вывезешь) в январе осуществила первые поставки сжиженного природного газа на Мальту. Азербайджанская государственная компания планирует работать преимущественно в сегменте использования СПГ для электрогенерации;

осенью прошлого года Qatar Petroleum объявила о создании совместно с ExxonMobil компании Ocean LNG, занимающейся маркетингом сжиженного природного газа, причем проектами исключительно за пределами самого Катара.

Конечно, в развитии СПГ-трейдинга главную роль играет само расширение рынка сжиженного природного газа: рост доли спотовых и краткосрочных контрактов в общем объеме торгуемого газа. Рынок СПГ начинает напоминать нефтяной, что, разумеется, предполагает и новые формы торговли, взамен долгосрочных двадцатилетних контрактов, доля которых постепенно уменьшается.

Кроме того, энергетические прогнозы предполагают для СПГ «уверенное» будущее. Нефтегазовые компании рассчитывают закрепиться на перспективном рынке, получить на нем необходимые компетенции. Однако «спусковым крючком», вызвавшим нашествие СПГ-трейдеров на торговые площадки, стал выход на рынок американского сжиженного природного газа.

Американский СПГ и перспективы профицита

Именно американский сжиженный газ ответственен за те «лишние» объемы СПГ, которые, согласно ряду прогнозов, могут появиться на рынке в ближайшие годы. Несколько лет назад (на фоне нефти по $100 за баррель) привлекательная дешевизна американского сжиженного природного газа (с индексацией по Henry Hub) обеспечила поставкам из США интерес со стороны покупателей, которые уже, казалось, законтрактовали все необходимые объемы СПГ из других источников.

Разумеется, в условиях перепроизводства, когда и у продавцов, и у покупателей время от времени появляется «лишний» газ, трейдинг СПГ вызывает особую заинтересованность у игроков.

С другой стороны, у импортеров газа в условиях избытка могут оказаться лишние объемы СПГ, которые они, тем не менее, обязаны выкупать согласно условиям заключенных контрактов. Этот газ может быть перепродан на других рынках, для чего импортерам также нужны свои трейдеры. Например, еще два года назад китайская Sinopec объявляла о намерении заняться торговлей СПГ для перепродажи части своего газа по долгосрочному контракту с австралийским AP LNG.

Похожие проблемы стоят и перед импортерами сжиженного природного газа в Японии. Неопределенность будущего развития японской атомной энергетики вынуждает их иметь «запас прочности» на случай максимального спроса на газ. С другой стороны, в случае перезапуска части АЭС, остановленных после аварии на Фукусиме, им придется «пристраивать» лишний газ на других рынках.

На этом фоне импортеры-новички хотели бы с помощью собственного трейдера найти на профицитном рынке дополнительные порции дешевого газа.

Контракты без пункта назначения

Особенности американских договоров на продажу СПГ подразумевают условия продажи FOB (free-on-board), то есть отгрузку сжиженного природного газа покупателю непосредственно на американском берегу. Куда в дальнейшем пойдет груз, производителя СПГ не волнует (в отличие от условия с прямо указываемым пунктом назначения, остающегося в некоторых старых, «классических» контрактах). Разумеется, новые условия также привлекают трейдеров.

Не случайно крупнейшим покупателем СПГ первого строящегося (три линии уже запущены) американского завода по сжижению газа Sabine Pass LNG стала компания BG Group — крупный продавец (а также производитель) сжиженного природного газа. В прошлом году BG оказалась поглощена компанией Shell, ставшей после присоединения BG Group крупнейшим в мире трейдером сжиженного природного газа.

Японская JERA, совместное предприятие Tokyo Electric Power и Chubu Electric Power (закупает до 40 млн т СПГ в год!) уже объявила о новой стратегии, предполагающей создание глобального СПГ-трейдера. Ее реализации поможет и газ с американского строящегося завода Freeport LNG, с которым у компании есть толлинговое соглашение.

Кроме того, JERA пытается оказать давление на традиционных экспортеров, с тем, чтобы последние отменили условие, запрещающее перепродавать СПГ на других рынках (так называемое destination clauses).

Новые маршруты: количество танкеров может быть сокращено на 45%

Можно прогнозировать, что выход на полную мощность всех планируемых заводов по производству сжиженного природного газа в Соединенных Штатах приведет к разнообразию маршрутов поставок американского СПГ. На карте мира появился новый регион, экспортирующий сжиженный природный газ.

Географическое расположение США вкупе с расширением Панамского канала позволяет перенаправлять сжиженный природный газ на различные рынки (Европа, АТР, Ближний Восток, Южная Америка) с относительно небольшими изменениями в расходах на доставку.

Но даже после расширения Панамского канала, что позволило газовозам доставлять СПГ в Азию с меньшими издержками, транспортные расходы на поставки американского газа в Японию окажутся примерно в два раза выше по сравнению с европейским направлением.

Поэтому японским импортерам дешевле купить СПГ в Австралии, а «свои» законтрактованные объемы американского сжиженного природного газа направить на европейские или южноамериканские рынки. О намерении проводить такие своповые (обменные) операции уже заявляли некоторые японские компании.

В частности, прошлой осенью английская Centrica и Tokyo Gas подписали меморандум, согласно которому приобретаемый японской компанией американский СПГ будет обмениваться на принадлежащие Centrica грузы сжиженного природного газа в Азиатско-Тихоокеанском регионе.

Если же абстрагироваться от американского СПГ, то именно в области обменных операций следует искать еще одну важную причину особого интереса нефтегазовых компаний к созданию собственного «портфеля» поставок сжиженного природного газа. Географически сбалансированный портфель позволяет значительно сэкономить на доставке грузов.

Три года назад компания DNV посчитала все маршруты и поставки СПГ в 2013 году. Как выяснилось, если бы все возможные обменные операции были проведены, то суммарная длительность маршрутов сократилась бы на 29%, а необходимое число танкеров — на 45%.

Кроме того, уже зафиксированы и свопы «со сдвигом по времени». Как на днях стало известно, индийская Gail договорилась с трейдером Gunvor: последний поставляет в Индию 0,8 млн т СПГ в текущем году (с «нефтяной» ценовой привязкой). В обмен, Gail «уступает» Gunvor 0,6 млн т сжиженного природного газа в 2018 году из своих объемов с американского завода Sabine Pass LNG (с премией к своей цене, привязанной в свою очередь к Henry Hub).

Что делают российские компании?

Российские компании не являются исключением из общемировой тенденции. Все участники нашей «большой нефтегазовой тройки» также проявляют интерес к СПГ-трейдингу. У «Газпрома» этим сегментом занимается 100%-ная «дочка» — Gazprom Marketing & Trading. В 2015 году компания реализовала 4,8 млрд куб. м, что примерно соответствует 3,5 млн т СПГ.

Хотя у «Газпрома» есть завод СПГ на Сахалине, но большую часть газа с него закупают японские и корейские импортеры по прямым контрактам. На долю GM&T с российского завода приходится 1 млн т в год.

«Роснефть» запустила свой СПГ-трейдинг весной прошлого года, выполнив поставку первой партии СПГ в Египет. В феврале этого года был подписан новый контракт на поставку сжиженного природного газа в Египет. Своего СПГ в России у компании пока нет: планируемые ВИНК «Дальневосточный СПГ» и «Печора СПГ» пока так и остаются на бумаге. Однако «Роснефть» позиционирует себя сегодня как международная компания, активно планируя участие в проектах по производству сжиженного природного газа за рубежом. В декабре стало известно, что «Роснефть» намерена приобрести до 35% на газовом блоке Shorouk на шельфе Египта, где расположено недавно открытое месторождение Zohr.

«Новатэк», в лице своего трейдингового подразделения Novatek Gas&Power, осуществил летом прошлого года первую поставку СПГ, также пока «чужого»: груз был доставлен из Тринидада и Тобаго в Чили. С запуском «Ямал СПГ», первая линия завода должна начать работать уже в текущем году, у «НОВАТЭКа» появится и собственный сжиженный газ. Мощность трех линий завода составляет 16,5 млн т в год, но основная часть газа уже «расписана» между зарубежными акционерами и покупателями по долгосрочным контрактам.

Большей части российских компаний-поставщиков сжиженного природного газа на мировые рынки в ближайшие годы придется оперировать преимущественно «чужим» СПГ. Объемы поставок отечественного сжиженного природного газа в ближайшие годы вряд ли будут велики. Проекты строительства несколько российских СПГ-заводов оказались отложены в «долгий ящик».

Хотя между российскими газовыми производителями существует достаточно жесткая конкуренция, в текущих условиях было бы актуально развивать сотрудничество между российскими поставщиками СПГ на мировые рынки с целью оптимизации логистики поставок. Первые элементы такого сотрудничества уже есть. Так, «Ямал СПГ» несколько лет назад продал 2,9 млн т сжиженного природного газа компании Gazprom Marketing & Trading. Эти объемы потребовались «Газпрому» для закрытия его обязательств по поставкам в Индию на фоне отложенного строительства завода «Владивосток СПГ». Хотя позже стало известно, что эти объемы, возможно, так и не дойдут до Индии (а местная Gail захотела пересмотреть контракт с российским «Газпромом»), этот сюжет демонстрирует возможности кооперации между нашими компаниями в условиях небольшого по объемам портфеля сжиженного природного газа у каждой из них и пробуксовки строительства новых российских СПГ-производств.

На этом новом только создающемся рынке гибкость и сотрудничество станут залогом успешности и выживания компаний-трейдеров.

Великобритания. Польша. Евросоюз. Весь мир > Нефть, газ, уголь > forbes.ru, 15 марта 2017 > № 2110288


Великобритания. Канада. США > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 9 марта 2017 > № 2112398

Распродажа продолжается. Shell продает свою долю участия в проекте Atabaska Oil в Канаде.

Shell намерена продать свои неразработанные участки недр в Канаде за 8,5 млрд долл США.

Об этом 9 марта 2017 г сообщила пресс-служба компании.

Помимо продажи нефтегазовых активов, компания намерен снизить с 60 до 10% свою долю участия в проекте Atabaska Oil.

В рамках реструктуризации собственности компания заключила 2 соглашения.

В рамках 1го, Shell продаст Canadian Natural свой пакет акций 60% в проекте Atabaska, проект Peace River Complex, а также ряд неразработанных участков в канадской провинции Альберта.

От этой сделки компания намерена получить 8,5 млрд долл США.

В рамках 2го соглашения с той же Canadian Natural, компании договорились о приобретении Marathon Oil Canada Corp, которая владеет долей участия 20% в проекте Atabaska.

Доли компании разделят пополам.

Стоимость каждой составит 1,25 млрд долл США.

Напомним, Shell продает свои активы в рамках заявленного компанией плана по сокращению издержек и погашению долга в связи с покупкой BG Group за 43 млрд долл США.

До конца 2018 г компания планирует продать активы на сумму около 30 млрд долл США.

Shell обладает значительным количеством активов в Северной Америке и Аргентине, добывая в сланцах около 250 тыс бнэ/сутки.

В Канаде компании принадлежат проекты в провинции Альберта и Британской Колумбии, в США в бассейнах Пермиан (Permian), Марселлус и Утика (Marcellus/Utica) и Хейнсвилль (Haynesville), в Аргентине - в районе Вака Муэрта (Vaca Muerta).

Активы в Канаде уже в 2016 г стали 1ми в масштабной распродаже активов.

Всего Shell планирует продать 16 своих добывающих активов общей стоимостью более 500 млн долл США.

Великобритания. Канада. США > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 9 марта 2017 > № 2112398


Великобритания. Нидерланды. Канада > Нефть, газ, уголь > oilcapital.ru, 9 марта 2017 > № 2099214

Royal Dutch Shell продаст активы Канады на 8,5 млрд и приобретет - на 1,25 млрд.

В рамках первого соглашения Shell продаст свою 60-процентную долю в Athabasca Oil Sands Project (AOSP) «дочке» крупнейшего независимого производителя нефти Канады, Canadian Natural Resources. Кроме того, Shell продаст 100-процентную долю в активах Peace River Complex. Общая сумма продажи составляет примерно 8,5 миллиарда долларов. Из них 5,4 миллиарда долларов Shell получит в виде денежных средств, а 3,1 миллиарда долларов - в виде акций Canadian Natural, говорится в сообщении компании.

В то же время Shell и Canadian Natural совместно выкупят равные доли Marathon Oil Canada Corporation (MOCC) у аффилированной с ней компании. Каждая компания заплатит по 1,25 миллиарда долларов за свою долю. MOCC принадлежит 20% в AOSP.

Продажа активов включает в себя также соглашения по интеллектуальной собственности, оцененные в 285 миллионов долларов, и долгосрочное соглашение с нефтеперерабатывающим заводом Scotford. Данные сделки позволят снизить издержки и оптимизировать цепочку добавленной стоимости Shell, отмечается в релизе.

После завершения этих транзакций предполагается, что Canadian Natural будет управлять активами по геологоразведке и добыче AOSP. При этом Shell останется оператором установки по переработке Scotford, а также проекта Quest CCS. Закрытие сделок ожидается в середине 2017 года. Они должны получить одобрение регуляторов.

«Мы укрепляем мировую инвестиционную привлекательность Shell, фокусируясь на свободном денежном потоке и более высокой отдаче от капитала», - приводятся в релизе слова гендиректора Shell Бена ван Бердена.

Великобритания. Нидерланды. Канада > Нефть, газ, уголь > oilcapital.ru, 9 марта 2017 > № 2099214


Великобритания. Канада. Нидерланды > Нефть, газ, уголь > minprom.ua, 9 марта 2017 > № 2098772

Shell избавляется от канадских активов

Британо-нидерландский концерн Shell одобрил продажу большей части активов в проекте разработки битуминозных песков Канады энергетической компании Canadian Natural за 7,25 млрд долл., сообщила компания в четверг.

В рамках сделки Shell и Canadian Natural также договорились о совместном приобретении Marathon Oil Canada Corporation, "дочки" американской нефтегазовой компании Marathon Oil, за 2,5 млрд долл. (1,25 млрд долл. каждая).

Shell снизит свою долю в проекте разработки битуминозных песков Атабаски (AOSP) до 10%, но останется оператором проектов Quest по улавливанию и хранению углерода и Scotford Upgrader – по извлечению и переработке нефти из битуминозных песков.

Shell запустила программу распродажи активов, рассчитывая получить 30 млрд долл. за три года, чтобы сократить долг после приобретения в феврале прошлого года британской BG Group.

В конце января Shell одобрил продажу пакета нефтегазовых активов в Северном море непубличной нефтекомпании Chrysaor за 3,8 млрд долл.

Великобритания. Канада. Нидерланды > Нефть, газ, уголь > minprom.ua, 9 марта 2017 > № 2098772


Великобритания. Весь мир. СЗФО > Нефть, газ, уголь > oilcapital.ru, 8 марта 2017 > № 2098158

Shell «толкает» Россию на мировой рынок СПГ.

Концерн Shell презентовал в России доклад о развитии мировых рынков сжиженного природного газа (СПГ), согласно которому спрос на этот энергоресурс будет постоянно расти до 2030 года из расчета 4-5% в год. Сделав данный прогноз, компания настоятельно рекомендовала РФ активизировать свою деятельность по строительству новых СПГ-мощностей, а также анонсировала переговоры с правительством России о налоговых льготах для проекта «Балтийского СПГ».

В докладе «Прогноз развития рынков СПГ» глава Shell в РФ Оливье Лазар сообщил журналистам, что в 2016 году спрос на сжиженный природный газ в мире составил 265 млн тонн, причем показатели спроса включают увеличение чистого импорта СПГ на 17 млн тонн.

В документе особо отмечается, что темпы роста спроса и предложения СПГ были примерно на одном уровне.

«Спрос на СПГ в странах Азии и Ближнего Востока вырос больше, чем ожидалось, компенсируя тем самым растущие поставки из Австралии», – сообщается в докладе.

«В 2016 году глобальная торговля СПГ неоднократно демонстрировала свою гибкость, реагируя на дефицит поставок газа на национальном и региональном уровнях и растущий спрос… Египет, Иордания и Пакистан были среди наиболее быстро растущих импортеров СПГ в мире в 2016 году. Из-за локального дефицита поставок газа их суммарный импорт СПГ составил 13,9 млн тонн. Экспорт СПГ в 2016 году увеличился главным образом за счет того, что поставки из Австралии возросли на 15 млн тонн – до 44,3 млн тонн. Этот год стал примечательным и для США: с терминала Сабина Пасс в Луизиане было отгружено 2,9 млн тонн СПГ», – отмечается в документе.

Презентуя доклад, Оливье Лазар особо отметил, что США способны увеличить производство СПГ до 200 млн тонн в год, уже приняты инвестиционные решения по строительству мощностей для выпуска 70 млн тонн сжиженного газа. При этом он подчеркнул, что для развития отрасли в США активно используются различные налоговые льготы, поэтому и России стоит перенимать этот опыт для строительства новых заводов по сжижению газа.

Оливье Лазар уточнил, что планирует обсудить с властями РФ возможные налоговые льготы для «Балтийского СПГ», в котором участвует Shell.

«Да, мы намерены обсуждать такие возможности для «Балтийского СПГ», – заявил журналистам Лазар‎.

По его словам, правительство России уже пошло навстречу проекту «Ямал СПГ». Однако он отказался сообщить, на какие именно налоговые послабления хочет претендовать Shell, работая над проектом «Балтийского СПГ».

Рассказывая о проекте нового завода СПГ на Балтике, Лазар также сообщил, что Shell собирается активно привлекать к работе российских производителей и достигнуть 70% локализации производства. По его словам, третья линия завода проекта «Сахалин-2», в строительстве которой совместно с «Газпромом» собирается участвовать Shell, предполагает повторение технологической цепочки, апробированной на второй линии завода.

Вместе с тем глава Shell не стал указывать конкретные экономические показатели (стоимость продукции, предполагаемая окупаемость заводов), на которые рассчитывает компания. Поэтому с уверенностью можно сказать, что истинный интерес Shell в развитии российских СПГ-проектов в рамках данной презентации озвучен не был.

Великобритания. Весь мир. СЗФО > Нефть, газ, уголь > oilcapital.ru, 8 марта 2017 > № 2098158


Великобритания. США. СЗФО > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 7 марта 2017 > № 2112375

По пути Ямал СПГ. Shell хочет попросить власти РФ предоставить проекту Балтийский СПГ налоговые льготы.

Shell обсудит с правительством РФ возможность предоставления налоговых преференций для проекта по строительству завода по сжижению природного газа (СПГ) Балтийский СПГ.

Об этом 7 марта 2017 г сообщил журналистам глава Shell в России О. Лазар.

По словам О. Лазара, государство предоставило налоговые льготы для проекта Ямал СПГ и почему бы участникам проекта Балтийского СПГ не попытать счастья тоже.

Он отметил, что налоговые льготы нужны российским проектам по производству СПГ для того, чтобы выдержать конкуренцию с проектами США.

С учетом благоприятного налогового режима капитальные затраты на проекты в США меньше.

При этом суммарная мощность строящихся в США заводов составляет около 200 млн т.

При этом Shell cчитает, что в России большие возможности для выхода на новые рынки СПГ при условии, что российские проекты смогут конкурировать с аналогичными проектами в Северной Америке и других странах.

Балтийский СПГ является 1м из приоритетных проектов для Газпрома.

Проект предполагает строительство мощностей по производству СПГ в районе Усть-Луги.

Мощность СПГ-завода составит 10 млн т/год, однако этот показатель может увеличится до 20 млн т/год.

Проект предполагает использование газа до сжижения из единой системы газоснабжения, что существенно сокращает его стоимость.

Для завода потребуется газопровод длиной в 360 км от г Волхов в Ленинградской области.

Газпром рассчитывает, что проект Балтийский СПГ будет реализован в 2021 г.

Shell давно изучала суть вопроса и количество инвестиций для проекта, а Газпром искал партнера, который обладает собственными технологиями по сжижению газа.

В рамках ПМЭФ-2016 Газпром и Shell подписали меморандум о взаимопонимании (МОВ) по проекту Балтийский СПГ.

Компании договорились расширить сотрудничество в сфере СПГ и предусматривает изучение возможности и перспектив строительства СПГ-завода.

Сегодня судьба проекта пока не ясна.

Он фигурирует в инвестиционных планах Газпрома, однако никакой конкретики пока нет.

Вполне возможно, что российская компания ждет твердого и решительного ответа от Shell.

Великобритания. США. СЗФО > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 7 марта 2017 > № 2112375


Великобритания. Евросоюз. Россия > Нефть, газ, уголь > oilcapital.ru, 7 марта 2017 > № 2099166

Дадли: BP готова покупать газ у «Роснефти».

BP готова покупать газ у «Роснефти», как только у нее появится возможность его экспорта. Об этом заявил глава ВР Роберт Дадли в кулуарах нефтяной конференции CERAWeek.

«У нас заключен меморандум о взаимопонимании с «Роснефтью» о покупке газа в Европу, и мы будем рады делать это с того момента, как «Роснефть» сможет поставлять газ», - сказал он, отвечая на вопрос ТАСС, готова ли компания покупать газ только у «Роснефти» или у «Газпрома» тоже. Он также отметил, что компания «заинтересована в торговле российским газом в Европе».

Отвечая на вопрос о заинтересованности покупать газ по газопроводу Nord Stream 2, ответил, что «компания не является частью этого проекта».

Великобритания. Евросоюз. Россия > Нефть, газ, уголь > oilcapital.ru, 7 марта 2017 > № 2099166


Великобритания. Нидерланды. Весь мир > Нефть, газ, уголь > minprom.ua, 7 марта 2017 > № 2098784

Shell прогнозирует рост мирового спроса на СПГ

Спрос на сжиженный природный газ (СПГ) в мире будет увеличиваться на 4-5% ежегодно в период по 2030 год, говорится в докладе Shell "Прогноз по развитию рынков СПГ".

В 2016 году объемы производства СПГ в мире составили 265 млн тонн. При этом предложения оказалось недостаточно для того, чтобы обеспечить существующий спрос, говорится в докладе.

В том же году наиболее увеличили импорт СПГ Китай и Индия, также выросли поставки СПГ в Египет, Иорданию и Пакистан, говорится в сообщении компании.

Основной рост спроса на СПГ после 2020 года также будет приходиться на страны Азии, отмечается в докладе. В целом же спрос на газ в мире в период с 2015 по 2030 годы будет расти на 2% в год, также указывается в докладе Shell.

Великобритания. Нидерланды. Весь мир > Нефть, газ, уголь > minprom.ua, 7 марта 2017 > № 2098784


Россия. Великобритания > Нефть, газ, уголь > ria.ru, 7 марта 2017 > № 2097346

Британская нефтегазовая BP хотела бы расширить сотрудничество с Россией, заявил журналистам глава компании Роберт Дадли в кулуарах энергетической конференции CERAWeek в Хьюстоне.

"Мы бы хотели (расширить сотрудничество с РФ — ред.). Нам нужно многое сделать. Мы сейчас вместе работаем над расширением нашего сотрудничества, над технологиями, и есть много работы за пределами России", — сказал Дадли.

При этом глава BP затронул и состояние текущих проектов компании в России. Он отметил, что на них не оказали негативного влияния западные санкции.

"На проекты (в России — ред.), которые у нас сейчас есть, санкции не повлияли… Мы работаем в России давно, нам здесь легко", — заявил Дадли.

Россия. Великобритания > Нефть, газ, уголь > ria.ru, 7 марта 2017 > № 2097346


Великобритания. Болгария. Евросоюз > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 5 марта 2017 > № 2112312

Shell переходит к исследованию результатов сейсмики на блоке Силистар на черноморском шельфе Болгарии.

Shell завершила начатый в октябре 2016 г этап сейсморазведки нефти и газа в морском блоке Силистар, в зоне Болгарии на шельфе Черного моря.

Об этом Shell поведала 1 марта 2017 г.

Теперь Shell Exploration & Development будет анализировать результаты проведенных 2D и 3D сейсмические исследования, после чего будет принято решение о разведочном бурении на блоке.

На сейсмику Shell планировала потратить 18,6 млн евро, без НДС.

На расположенном неподалеку блоке в западной части Черного моря Shell и Turkish Petroleum (TPAO) уже выполнили успешное разведочное бурение в соответствии с соглашением о совместной деятельности, подписанным в 2013 г.

Поэтому Shell справедливо надеется на успех и на блоке Силистер.

Тендер на блоки Silistar и Teres, расположенные на континентальном шельфе у южного побережья, Болгария объявила в апреле 2015 г, и уже в октябре 2015 г выдала Shell разрешение на разведку нефтегазоносных участков недр на блоке Силистар.

В феврале 2016 г Shell подписала контракт на разведку нефти и газа на блоке Силистар.

Контракт на разведку на блоке Силистер (Silistar) площадью 6893 км2 подписан на 5 лет, с возможностью 2 продлений по 2 года каждое.

Оптимизма Shell придает и то, что в 2016 г Total удалось разведать месторождение нефти на соседнем блоке Хан Аспарух в румынских водах, где французская компания создала консорциум с OMV и Repsol.

Великобритания. Болгария. Евросоюз > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 5 марта 2017 > № 2112312


Нигерия. Великобритания. Весь мир > Нефть, газ, уголь > oilru.com, 4 марта 2017 > № 2107897

Нигерия вновь начала борьбу против "большой нефти".

Комиссия по экономическим и финансовым преступлениям (EFCC) Нигерии запустила судебные иски против нефтяных компаний Royal Dutch Shell, Eni и других из-за сделки по покупке в 2011 г. нефтяного блока OPL 245 за $1,3 млрд.

Новое правительство Нигерии намерено вернуть блок OPL 245, запасы нефти которого в глубоководной части гвинейского залива оцениваются в 9,23 млрд баррелей, или почти $1 трлн.

Ключевой фигурой в процессе принятия решений является министр юстиции и генеральный прокурор Нигерии Абубакара Малами, который передал блок компании Malabu Oil & Gas.

Власти считают, в 2011 г. нефтяные компании незаконным образом заплатили $801 млн Malabu Oil & Gas и другим лицам, чтобы получить лицензию на освоение этого блока. Согласно документам, представленным в британский суд, из $1,3 млрд, уплаченных Shell и Eni официально, $1,09 млрд получила Malabu Oil & Gas, остальную сумму — власти Нигерии.

Если иск будет удовлетворен, то Shell и Eni не только потеряют месторождение, но и столкнутся со штрафами в миллиарды долларов за подкупы чиновников и частных лиц.

Eni продолжает отрицать, что пользовалась услугами посредников для совершения данной сделки. Совет директоров Eni объявил о поддержке гендиректора компании Клаудио Дескальци и выразил уверенность в его невиновности. Shell отказывается комментировать информацию об исках.

В начале года нигерийский суд решил изъять месторождение у европейских операторов и вернуть его под управление правительства. На заседании 13 марта суд объявит решение по ходатайству Shell и Eni об отмене этого изъятия.

Нигерия является крупнейшей экономикой Африки, и 70% доходов этой страны зависят от экспорта нефти и около 90% валютных поступлений. В 2016 ВВП Нигерии сократился из-за проблем нефтяной отрасли на 1,51%, падение стало первым за 25 лет.

Самое коррумпированное государство

Власти Нигерии стараются улучшить свой имидж одной из самых коррумпированных стран в мире. Государственная Нигерийская национальная нефтяная компания уже стала целью этой борьбы. Ранее в 2016 г. правительство провело аудит NNPC, в результате которого выяснилось, что компания не заплатила государству около $16 млрд, а позже были обнаружены еще $2,3 млрд, подлежащие перечислению в бюджет.

Именно коррупция станет основным аспектом рассматриваемых дел. Процесс начнется уже на следующей неделе, а первой компанией станет Chevron.

Другим важным аспектом будут враждебные настроения местного населения по отношению к "большой нефти". Воинствующие группы, которые неустанно атакуют нефтяную инфраструктуру в дельте реки Нигер, что вредит всей нефтяной промышленности страны, являются продуктом этих настроений.

Местные жители критикуют "большую нефть" за загрязнение региона. Совсем недавно нигерийские СМИ сообщили, что рыбаки и фермеры, живущие в дельте, были вынуждены отказаться от работы и имущества из-за сильного загрязнения окружающей среды, которое только усугубляется нападением боевиков на трубопроводы. В дополнение к загрязнению многие в общинах обвиняют нефтяную отрасль в неспособности обеспечить рабочие места, которые компании обещали, и это способствует распространению бедности.

Наиболее активной группой боевиков являются "Мстители дельты реки Нигер". Они пытаются заставить правительство Нигерии делить доходы от нефти с местным населением. Другие группы боевиков также утверждают, что защищают право местных общин на долю в доходах.

В такой ситуации судебные процессы против нефтяных компаний могут вновь разжечь волну насилия или даже усилить ее. В этом случае мы вновь столкнемся с атаками и падением поставок из Нигерии, что приведет к кратковременному росту цен.

С другой стороны, намерения правительства судиться с "большой нефтью" могут удовлетворить боевиков. Но все будет зависеть от исхода судебных слушаний.

Нигерия. Великобритания. Весь мир > Нефть, газ, уголь > oilru.com, 4 марта 2017 > № 2107897


Великобритания. Евросоюз. Россия > Нефть, газ, уголь > oilru.com, 2 марта 2017 > № 2107543

У "Газпрома" нет мощностей для поставок газа "Роснефти" на экспорт.

"Газпром" не обладает мощностями для поставок газа "Роснефти" на экспорт, сообщил заместитель председателя правления "Газпрома" Александр Медведев.

"Северный поток" и "Северный поток-2" зарезервированы под экспортные поставки по действующим контрактам между "Газпром экспортом" и нашими покупателями. Мощностей для дополнительных поставок для "Роснефти" нет", — сказал Медведев в ходе Дня инвестора "Газпрома" в Гонконге.

Он отметил, что BP не обращалась к "Газпрому" с просьбой о дополнительных поставках газа. "Я ситуацию на рынке Великобритании знаю. С вопросами о возможности покупки дополнительных объемов газа BP к нам не обращалась в последнее время, если обратится, мы рассмотрим. Но для того чтобы продать газ BP, нам посредники не нужны, мы можем продать сами, — сказал Медведев.

Ранее в январе СМИ со ссылкой на письмо главы "Роснефти" Игоря Сечина, адресованное президенту РФ Владимиру Путину, сообщили, что крупнейшая российская нефтяная компания ведет переговоры с BP о заключении долгосрочного контракта на поставки газа "Роснефти" на экспорт через Германию. Подлинность письма изданию подтвердили источник в "Роснефти" и топ-менеджер "Газпрома". При этом, по данным СМИ, Путин 17 декабря 2016 года поручил главе Минэнерго Александру Новаку проработать обращение Сечина и доложить.

Великобритания. Евросоюз. Россия > Нефть, газ, уголь > oilru.com, 2 марта 2017 > № 2107543


Великобритания. Евросоюз. Россия > Нефть, газ, уголь > oilcapital.ru, 2 марта 2017 > № 2099163

Медведев: «Газпром» не обладает мощностями для поставок газа «Роснефти» на экспорт.

«Северный поток» и «Северный поток-2» зарезервированы под экспортные поставки по действующим контрактам между «Газпром экспортом» и нашими покупателями. Мощностей для дополнительных поставок для «Роснефти» нет», — заявил заместитель председателя правления «Газпрома» Александр Медведев в ходе Дня инвестора «Газпрома» в Гонконге.

Он отметил, что BP не обращалась к «Газпрому» с просьбой о дополнительных поставках газа. «Я ситуацию на рынке Великобритании знаю. С вопросами о возможности покупки дополнительных объемов газа BP к нам не обращалась в последнее время, если обратится, мы рассмотрим. Но для того чтобы продать газ BP, нам посредники не нужны, мы можем продать сами», — цитирует Медведева РИА «Новости».

Ранее в январе СМИ со ссылкой на письмо главы «Роснефти» Игоря Сечина, адресованное президенту РФ Владимиру Путину, сообщили, что крупнейшая российская нефтяная компания ведет переговоры с BP о заключении долгосрочного контракта на поставки газа «Роснефти» на экспорт через Германию. Подлинность письма изданию подтвердили источник в «Роснефти» и топ-менеджер «Газпрома». При этом, по данным СМИ, Путин 17 декабря 2016 года поручил главе Минэнерго Александру Новаку проработать обращение Сечина и доложить.

Великобритания. Евросоюз. Россия > Нефть, газ, уголь > oilcapital.ru, 2 марта 2017 > № 2099163


Великобритания. Гонконг. ДФО > Нефть, газ, уголь > oilcapital.ru, 2 марта 2017 > № 2099155

Окончательное решение по проекту «Сахалин-2» примут в 2018 году.

«Исходя из графика feed (проектной документации) планируем принять окончательное инвестиционное решение в будущем году», — сказал зампредседателя правления компании Александр Медведев в ходе Дня инвестора «Газпрома» в Гонконге, передает РИА «Новости».

Ранее член правления «Газпрома» Олег Аксютин отметил, что компания планирует завершить подготовку feed в третьем квартале 2017 года.

В октябре 2016 года «Газпром» сообщал, что подготовка проектных документов третьей очереди «Сахалина-2» находится в завершающей стадии. В июне 2015 года «Газпром» и Shell подписали меморандум по проекту строительства третьей линии на заводе СПГ-проекта «Сахалин-2». Строительство третьей линии позволит увеличить мощность завода‎ в 1,5 раза — до 15 миллионов тонн.

«Сахалин-2» является первым и пока единственным заводом СПГ в России. Оператор проекта — компания Sakhalin Energy, в которой «Газпрому» принадлежит 50% плюс одна акция, Shell — 27,5% минус одна акция, Mitsui & Co. Ltd — 12,5%, Mitsubishi Corporation — 10%.

Великобритания. Гонконг. ДФО > Нефть, газ, уголь > oilcapital.ru, 2 марта 2017 > № 2099155


Евросоюз. Великобритания. Россия > Нефть, газ, уголь > gazeta.ru, 2 марта 2017 > № 2091542

Российский газ: каннибалы среди нас

«Газпром» готовится утратить монополию на экспорт

Алексей Топалов

«Газпром» не намерен допускать «Роснефть» к продаже газа на экспорт, заявляя, что для этого нет свободных транспортных мощностей. По словам экспертов, «Газпром» опасается, что в ближайшем будущем его монополия на зарубежную торговлю трубопроводным газом будет отменена, и пытается подстраховаться. В то же время «Газпром» в Европе уже давно фактически конкурирует сам с собой, что эксперты называют «коммерческим каннибализмом».

«Газпром» не нуждается в посредниках в лице «Роснефти» при поставках газа. Об этом заявил в четверг зампред правления газовой монополии Александр Медведев в ходе Дня инвестора, проходящего в Гонконге. Речь в данном случае шла о поставках в адрес британской ВР.

«ВР к нам не обращалась, если обратится, мы рассмотрим такую возможность, — сказал Медведев. — Чтобы продать газ ВР, нам посредники не нужны».

«Роснефть» активно развивает свой газовый бизнес. На прошлой неделе вице-президент компании Влада Русакова говорила, что «Роснефть» намерена наращивать добычу газа на 11% в год (планы до 2020 года). По итогам 2016 года «Роснефть» оказалась крупнейшим независимым газопроизводителем, впервые обойдя НОВАТЭК и добыв 67,1 млрд кубометров (НОВАТЭК добыл 66,2 млрд кубов).

По данным «Газеты.Ru», «Роснефть» готова экспортировать до 7 млрд кубометров ежегодно на протяжении десяти лет. В «Роснефти» от комментариев отказались. Ранее СМИ сообщали, что «Роснефть» и ВР уже ведут переговоры о заключении долгосрочного контракта.

«Наша позиция заключается в том, что у компании есть потенциальный интерес к приобретению газа «Роснефти» на европейском рынке, — сказали «Газете.Ru» в ВР. — Но для этого необходимы определенные условия, которых пока нет».

«Газпром» заявляет, что возможность прямых поставок «Роснефтью» своего газа в адрес ВР нереалистична хотя бы потому, что, по словам Александра Медведева, все мощности газопроводов «Северный поток» и «Северный поток – 2» зарезервированы под поставки по действующим контрактам «Газпром экспорта».

«Мы ситуацию на рынке Великобритании знаем, ведущие компании обращаются к нам с вопросами о возможности покупки дополнительных объемов», — заявил Медведев. По его словам, ВР в последнее время с такими запросами не обращалась. По данным «Газпром экспорта», в Великобританию в прошлом году было поставлено 17,91 млрд кубометров, она стала четвертым по объемам клиентом «Газпрома», уступая Германии, Турции и Италии.

«Газпром» не смог оперативно прокомментировать слова Медведева, в «Газпром экспорте» от комментариев отказались. Но не стоит забывать, что 55 млрд кубометров мощности СП-1 сейчас задействованы не полностью. Хотя виноват в этом не «Газпром», а европейские регуляторы. Изначально «Газпрому» было разрешено использовать лишь 50% газопровода OPAL (сухопутное продолжение СП-1 мощностью 36 млрд кубометров), но в октябре прошлого года Еврокомиссия разрешила российской компании задействовать еще 40% мощности трубы. Однако почти сразу же протест подала Польша, и суд Европейского союза, начавший рассмотрение иска польской PGNiG, временно приостановил действие решения ЕК.

Проблема в том, что с самого начала 50% OPAL, которые фактически простаивали свободными, были зарезервированы ЕС под газ от других поставщиков, альтернативных «Газпрому».

И даже если в итоге Европа примет решение позволить российской монополии задействовать 90% OPAL, останется еще 3,6 млрд кубометров свободной мощности.

Что же касается «Северного потока – 2», судьба проекта вообще пока окончательно не ясна. Ситуация здесь схожа с СП-1, и даже сложнее. Для поставок газа из второго «Северного потока» придется прокладывать новую сухопутную инфраструктуру, для чего потребуется разрешение Еврокомиссии. Если ЕК его не даст (а такое вполне возможно, учитывая количество противников проекта, в числе которых не только страны Евросоюза, но и Украина и даже США), то строительство СП-2 потеряет всякий смысл.

«Дело, безусловно, не в отсутствии свободных мощностей, — комментирует директор «Инфотэк-Терминал» Рустам Танкаев. — Этот способ отсечения от трубы нежелательных партнеров «Газпром» отрабатывал десятилетиями на российской ГТС».

На данный момент основная проблема законодательная, так как по действующим законам «Газпром» является экспортным монополистом российского газа. «Роснефть» и НОВАТЭК, в свою очередь, на протяжении многих лет лоббируют отмену этой монополии. Но, будучи монополистом, «Газпрому» незачем ссылаться на отсутствие свободных газотранспортных мощностей.

«Учитывая, как активно «Роснефть» и другие компании добиваются отмены экспортной монополии «Газпрома», заявляя о нехватке мощностей, газовый холдинг пытается подстраховаться на будущее», – говорит партнер компании RusEnergy Михаил Крутихин.

Эксперт напомнил, что основным аргументом в пользу сохранения экспортной монополии в газовой отрасли являлись соображения конкуренции – предполагалось, что российский газ не должен конкурировать с российским же газом на зарубежных рынках, так конкурентная борьба может привести к снижению экспортных цен и нанести ущерб экономике России в целом.

Но эти соображения, по словам Крутихина, не соответствуют экономической реальности. Во-первых, уже разрешен экспорт сжиженного газа с проекта НОВАТЭК «Ямал-СПГ», что так или иначе приведет к конкуренции. Во-вторых, отмечает эксперт, «Газпром» продает в Европу газ как по долгосрочным контрактам, цена которых привязана к нефтяным котировкам, так и по спотовым (разовым), где цена уже зависит от конъюнктуры рынка и, как правило, хоть и не всегда, оказывается ниже «долгосрочной».

«То есть фактически в Европе «Газпром» конкурирует сам с собой, — указывает Крутихин. — Для этого есть специальный термин: «коммерческий каннибализм».

В целом, по словам партнера RusEnergy, отмена монополии пошла бы только на пользу России как государству, так как на мировой рынок вышли бы новые, более активные российские игроки, что в перспективе увеличило бы долю топлива из РФ на рынках той же Европы. «Позиция «Газпрома», который ожидает, когда к нему «обратятся», является очень негибкой, — отмечает Крутихин. — Сейчас мировой рынок газа — это рынок покупателя, а не продавца, выбирает именно покупатель, и продавец, если хочет продать свой товар, должен сам прилагать к этому усилия».

«Помешать России остаться крупнейшим поставщиком газа в Европу может только политика самой России, — говорит глава East European Gas Analysis Михаил Корчемкин. — Ликвидация экспортной монополии «Газпрома» поможет увеличить долю российского газа в энергобалансе Европы».

По итогам 2016 года эта доля (то есть фактически доля «Газпрома») составила 34%, что на 3 п.п. больше, чем в 2015 году.

Рустам Танкаев также уверен, что монополию «Газпрома» на зарубежные поставки рано или поздно отменят. Но, чтобы избежать сложностей и конфликтов в будущем, «Газпром» должен быть разделен на добывающую и транспортную компании.

«Иначе единый «Газпром» даже при отмене монополии будет все также ограничивать экспортные поставки независимых производителей, ссылаясь на недостаток мощностей», — поясняет эксперт.

Евросоюз. Великобритания. Россия > Нефть, газ, уголь > gazeta.ru, 2 марта 2017 > № 2091542


Великобритания. Россия. Весь мир > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 1 марта 2017 > № 2097720

BP за 4 года увеличит добычу нефти до 4 млн бнэ/сутки с учетом Роснефти.

BP в период до 2021 г планирует увеличивать добычу углеводородов в среднем на 5% в год.

Об этом говорится в обновленной стратегии BP на 2016-2021 гг, которая была опубликована 28 февраля 2017 г.

За последние 5 лет BP запустила 24 крупных добывающих проекта, в т.ч 6 в 2016 г.

На 2017 г запланирован запуск еще 7 проектов.

В совокупности они к концу 2017 г увеличат объем добычи BP на 500 тыс бнэ/сутки.

Еще 9 перспективных проектов, которые сейчас находятся в стадии обустройства, BP планирует ввести в эксплуатацию в 2018-2021 гг.

В результате к концу 2021 г добыча BP с учетом доли в Роснефти будет составлять около 4 млн бнэ/сутки.

В финансовом плане BP достаточно оптимистична, несмотря на печальные результаты 2016 г.

Напомним, что по итогам 2016 г BP сократила чистую прибыль более чем в 2 раза, до 2,585 млрд долл США против 5,905 млрд долл США в 2015 г.

Это стало минимальным уровнем как минимум за 10 лет.

Объем добычи углеводородов в 2016 г уменьшился до 2,208 млн бнэ/с по сравнению с 2,22 млн бнэ/с в 2015 г.

При этом на долю ВР в 2016 г пришлось 840 тыс бнэ/сутки из добычи Роснефти, что на 3,3% выше показателя 2015 г.

Согласно обновленной стратегии BP, к концу 2021 г компания сможет покрывать свои расходы и дивидендные выплаты при ценах на нефть в районе 35-40 долл США/барр.

В 2021 свободный денежный поток до выплаты налогов в сегменте геологоразведки и добычи у BP ожидается на уровне 13-14 млрд долл США.

В сегменте переработки и сбыта этот показатель составит 9-10 млрд долл США.

Органические капзатраты BP планирует на уровне 15-17 млрд долл США/год.

При этом за последние 6 лет инвестиции BP составили около 75 млрд долл США или 12,5 млрд долл США/год.

Великобритания. Россия. Весь мир > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 1 марта 2017 > № 2097720


Великобритания. Нидерланды. Аргентина > Нефть, газ, уголь > ria.ru, 24 февраля 2017 > № 2086276

Англо-голландская Shell и аргентинская YPF подписали соглашение об инвестициях в размере 300 миллионов долларов в сланцевое месторождение Вака Муэрта (Vaca Muerta), пишет издание Cronista.

Договоренности предполагают, что Shell будет осуществлять инвестиции в два этапа, в ближайшие месяцы стороны проведут переговоры об условиях окончательного соглашения при условии одобрения властей провинции Неукен. Компании должны получить по 50% в месторождении Бахада де Аньело (Bajada de Anelo) для реализации экспериментального проекта, в котором Shell будет оператором. Площадь Bajada de Anelo, относящейся к проекту Vaca Muerta, составляет 204 квадратных километра.

Ранее в январе Аргентина достигла соглашения с энергокомпаниями и профсоюзами об увеличении объемов добычи на месторождении Vaca Muerta, где сосредоточены одни из крупнейших в мире запасов нетрадиционных углеводородов.

Как заявил президент Аргентины Маурисио Макри, соглашение предполагает инвестиции нефтяников, в том числе государственной YPF, Chevron, Total, Royal Dutch Shell и подразделения BP Pan American Energy, в 2017 году в пять миллиардов долларов. В частности, YPF вложит 2,3 миллиарда долларов.

Месторождение Vaca Muerta, расположенное в провинции Неукен, было открыто в 2011 году, обладает одними из крупнейших в мире запасов сланцевых углеводородов. По данным Минэнерго США, его запасы составляют 308 триллионов кубических футов газа и 16,2 миллиарда баррелей нефти.

Великобритания. Нидерланды. Аргентина > Нефть, газ, уголь > ria.ru, 24 февраля 2017 > № 2086276


Азербайджан. Великобритания > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 21 февраля 2017 > № 2085036

Работы по реализации 2-й стадии разработки Шах-Дениз в Азербайджане выполнены на 89%.

Работы по реализации проекта по разработке 2й стадии месторождения Шах-Дениз выполнены на 89%.

Об этом 21 февраля 2017 г сообщили в BP-Azerbaijan, который выступает в проекте техническим оператором.

В рамках проекта на 89% выполнены работы по инженерному проектированию, строительству и снабжению.

К их осуществлению в Азербайджане привлечено более 24 ты. человек, из которых свыше 80% - граждане страны.

В рамках разработки 2й стадии Шах-Дениза работы ведутся на всех строительно-монтажных и производственных участках на море, так и на суше, включая Сангачальский терминал, площадку ATA (AMEK/Tekfen/Azfen), Бакинский завод глубоководных оснований, и вдоль маршрута Южно-Кавказского трубопровода (ЮКТ).

По информации BP-Azerbaijan, строительство обоих верхних модулей платформы Шах-Дениз-2 почти завершено.

Сегодня рабочие проводят их эксплуатационные испытания.

Отправка модулей в море и установка планируется во 2-3 квартале 2017 г.

Так же в рамках программы опережающего бурения пробурено 12 скважин.

Продолжаются работы и в рамках проекта расширения ЮКТ в Азербайджане и Грузии.

В Азербайджане в рамках проекта сварены 239 км труб для прокладки нового газопровода, 207 км труб уложено в траншеи и засыпано землей.

В Грузии сварен 61 км труб, продолжаются основные строительно-монтажные работы по сооружению двух компрессорных станций (КС).

При этом работы по сооружению 1й компрессорной станции (КС) выполнены на 90%, 2й КС – на 55%, контрольно-измерительной станции – на 90%.

Строительство 1й КС и контрольно-измерительной станции завершится в 2017 г.

Напомним, в рамках проекта Шах Дениз-2 предстоит построить 2 платформы, пробурить 26 подводных скважин, проложить 500 км подводных газобопроводов на глубине 550 м, расширить Сангачальский терминал, расширить пропускную способность ЮКТ, построить 4 тыс км газопроводов для доставки азербайджанского газа в Европу.

Стоимость 2й стадии разработки месторождения оценивается в 25 млрд долл США.

В рамках проекта Шах Дениз-2 добыча газа на месторождении увеличится на 16 млрд м3/год.

Газ будет экспортироваться в Турцию и на европейские рынки за счет расширения ЮКТ и строительства Трансанатолийского (TANAP) и Трансадриатического (ТАР) магистральных газопроводов (МГП).

В 2018 г планируется получить 1й газ, который станет станет основным источником для Южного газового коридора (ЮГК).

Азербайджан. Великобритания > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 21 февраля 2017 > № 2085036


Ирак. Великобритания. ПФО > Нефть, газ, уголь > oilcapital.ru, 20 февраля 2017 > № 2081134

«Роснефть» поддерживает выкуп «Башнефтью» доли Premier Oil в Блоке 12 в Ираке.

«Роснефть» поддерживает соглашение о выкупе «Башнефтью» (с осени 2016 г. входит в «Роснефть») доли британской Premier Oil в Блоке 12 в Ираке, сообщил директор департамента сопровождения зарубежных проектов разведки и добычи «Роснефти» Крис Инчкомб.

«Действительно, Premier Oil выразила желание выйти из проекта, продав свои 30%. Есть соответствующее соглашение с Premier Oil, которое «Роснефть» полностью поддерживает. Оно находится в ожидании ратификации правительством Ирака. Когда это состоится, не могу сказать», – цитирует «Интерфакс» Инчкомба.

После выкупа доли британской компании «Башнефть» будет владеть 100% в Блоке 12. Факт выхода партнера никак не отразится на динамике проекта, потому что оператором является компания группы «Роснефть», уточнил топ-менеджер.

«Блок 12 расположен в Западной пустыне, геологически слабоизученном районе Ирака, где специалисты рассчитывают на большой нефтяной потенциал. Бурить придется сложные, глубокие скважины. Но мы рассчитываем, что в случае успеха геологоразведочных работ проект достаточно быстро окупится за счет ранней добычи», – добавил он.

Ирак. Великобритания. ПФО > Нефть, газ, уголь > oilcapital.ru, 20 февраля 2017 > № 2081134


Великобритания. Сингапур. Азия > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 15 февраля 2017 > № 2075543

Совсем скоро. Shell начнет поставки сжиженного природного газа Сингапуру до конца 2017 г.

Shell и Pavilion Gas в 2017 г начнут поставки сжиженного природного газа (СПГ) в Сингапур.

Об этом министр торговли Сингапура С. Исваран сообщил 14 февраля 2017 г.

Shell и Pavilion Gas получили право на поставки СПГ в Сингапур в октябре 2016 г.

Компании будут иметь эксклюзивные права на поставку в течение 3 лет или до момента, когда их поставки достигнут 1 млн т/год (в зависимости от того, что наступит раньше).

Сингапур планирует импортировать больше СПГ, поскольку контракты на поставки трубопроводного газа из Малайзии и Индонезии истекают в начале 2020х гг.

Поставки СПГ Shell и Pavilion Gas позволят Сингапуру приблизится к созданию региональной биржи по торговле СПГ.

В октябре 2015 г С. Исваран говорил, что Сингапур планирует создать вторичный газовый рынок (SGTM) в Сингапуре, где трейдеры смогут продавать и покупать СПГ на краткосрочной основе внутри страны.

В перспективе такой рынок предоставит Сингапуру статус центра СПГ-торговли и проложит путь к учреждению газового фьючерсного рынка.

И Сингапуру следует поторопиться, поскольку на роль СПГ-лидера в АТР примеряет на себя Япония, стремящаяся стать международным СПГ-хабом.

Япония рассчитывает на то, что мировая биржа по торговле СПГ сможет начать работу до 2025 г.

У Японии есть окно возможностей в 3-4 года чтобы начать торговлю СПГ до того, как баланс спроса и предложения изменится.

Великобритания. Сингапур. Азия > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 15 февраля 2017 > № 2075543


Великобритания. Весь мир. ПФО > Нефть, газ, уголь. Транспорт > oilcapital.ru, 14 февраля 2017 > № 2076110

«Татнефть» выберет покупателей для авиатоплива Джет А-1 после запуска установки гидроочистки керосина.

«Татнефть», первой в России получившая разрешение на экспорт авиакеросина Джет А-1, выберет покупателей «исходя из экономической целесообразности», сообщили «Нефти и капиталу» сообщили в пресс-службе компании. Первую коммерческую партию в 2016 году приобрела Великобритания: авиатопливом, выпущенным на заводе ТАНЕКО, заправляли самолеты в лондонском аэропорту Heathrow (Хитроу).

«После запуска установки гидроочистки керосина, ПАО "Татнефть" будет рассматривать экспортные направления поставок исходя из экономической целесообразности», – сообщили «Нефти и капиталу» в пресс-службе компании.

В начале февраля 2016 года на коллегии Министерства строительства, архитектуры и ЖКХ Татарстана стало известно, что в 2017 году компания намерена завершить работы на пяти установках: изомеризации нафты, гидроочистки дизельного топлива и керосина, комплексе производства ароматики и второй ЭЛОУ-АВТ. Стоимость работ составит порядка 29 млрд руб. В 2016 году «ТАНЕКО» вложила в различные установки более 27 млрд руб.

В пресс-службе «Татнефти» сообщили, что в 2016 году предприятия компании произвели 44,3 тыс. тонн авиационного керосина.

Первая коммерческая партия топлива Джет А-1 в объеме 5 тыс. тонн была выработана на «ТАНЕКО» в августе 2016 года. Авиатопливо было отгружено в Великобританию, где произведенный на «ТАНЕКО» авиакеросин был использован для заправки самолетов в лондонском аэропорту «Хитроу».

Опытно-промышленные партии авиакеросинов марок РТ, ТС-1 и Джет А-1, рассказали в пресс-службе «Татнефти», были выработаны в августе-сентябре 2014 г. В ноябре того же года они получили допуски для использования в гражданской авиации. В апреле 2015-го авиакеросины ТС-1 и РТ получили разрешение на применение в военной авиации.

Первая коммерческая партия топлива для реактивных двигателей марки ТС-1 была выпущена в августе 2015 года и отгружена на установке автоналива в сентябре. Коммерческих партий топлива РТ до настоящего момента не выпускалось.

В апреле 2016 года, после проведения инспекции НПЗ, было получено положительное заключение экспертов компании Вritish Рetroleum о соответствии процедур выработки, хранения и транспортировки топлива Джет А-1 требованиям компании. В мае 2016 года в рамках проходившего в Праге форума Международной ассоциации воздушного транспорта (IATA) был представлен доклад о соответствии технологической схемы производства авиатоплива на «ТАНЕКО» требованиям зарубежных стандартов. Там же презентовали результаты инспекции британцев; Вritish Рetroleum является одним из членов IATA.

По итогам форума «Татнефть» получила документ, который позволяет беспрепятственно поставлять Джет А-1 любому международному аэропорту для использования в гражданской авиации.

По данным официального сайта ПАО «Татнефть», стоимость тонны авиакеросина этой марки составляет 34,3-34,6 тыс. руб. в зависимости от способа транспортировки. «Татнефть» первой в России получила разрешение на экспорт авиатоплива Джет А-1, которое выпускают почти все НПЗ России. Крупнейшими производителями считаются ЛУКОЙЛ, «Газпром нефть», «Роснефть» и «Сургутнефтегаз».

Великобритания. Весь мир. ПФО > Нефть, газ, уголь. Транспорт > oilcapital.ru, 14 февраля 2017 > № 2076110


США. Великобритания. Весь мир > Нефть, газ, уголь > oilru.com, 13 февраля 2017 > № 2078557

FT: число открытых месторождений нефти стало минимальным за 60 лет.

Прошедший 2016 год стал самым бедным по количеству открытых месторождений нефти и газа - всего 174 против в среднем 400-500 ежегодно в предыдущие шесть десятилетий, сообщается в новом отчете американской консалтинговой IHS Markit, на который ссылается Financial Times (FT).

Нефтегазовые компании сократили инвестиции в разведку. Кроме того, обнаружить крупные месторождения становится с каждым годом все сложнее, поясняют эксперты. Они оценивают совокупный объем обнаруженных в прошлом году запасов всего в 8,2 млрд баррелей в нефтяном эквиваленте.

От момента обнаружения до начала добычи на месторождении проходит в среднем пять - семь лет, отмечает FT. Поэтому кризис в нефтеразведке может привести к тому, что растущий спрос на энергоносители в ближайшие десятилетия будет обеспечивать американская сланцевая нефть.

Основное разведочное бурение сейчас сосредоточено на морском шельфе, где стоимость одной скважины может составлять до $150 млн, отмечает издание. При этом успешной, как правило, оказывается лишь одна из пяти скважин.

В то же время сланцевая вышка в среднем обходится в $4-10 млн и может начать добычу в течение нескольких недель (морская вышка - в среднем через пять лет). "Похоже, нефть проще достать из скалы", - заметил аналитик Боб Фрайкленд из IHS.

Вместе с тем аналитики другой консалтинговой компании - Wood Mackenzie - все же ожидают небольшой рост в геологоразведочной активности в этом году. По их подсчетам, всего в 2017 году будет пробурено более 500 вышек по всему миру. Разведочные вышки ExxonMobil в Гайане, Eni - в Италии, Statoil - в Баренцевом море и Kosmos Energy - в Мавритании в числе тех, которые с большой вероятностью могут обнаружить новые запасы, считают они.

Примечательно, что два крупнейших месторождения, открытых в прошлом году, оба были обнаружены в США, отмечает FT, имея ввиду открытие компании Caelus Energy на шельфе Аляски с запасами около 4 млрд баррелей извлекаемой нефти, и открытие ConocoPhillips на материковой части Аляски с запасами 300 млн баррелей.

США. Великобритания. Весь мир > Нефть, газ, уголь > oilru.com, 13 февраля 2017 > № 2078557


Германия. Великобритания. Россия > Нефть, газ, уголь > oilcapital.ru, 13 февраля 2017 > № 2075592

«Роснефть» может увеличить долю в немецких НПЗ.

«Роснефть» не исключает возможного расширения своей доли в немецких нефтеперерабатывающих заводах PCK Raffinerie GmbH, MiRO и Bayernoil при наличии соответствующих предложений и экономической эффективности, сообщил журналистам директор по активам «Роснефти» в центральной Европе Брайан Честерман.

«Мы будем смотреть, как будет развиваться ситуация, если другие партнеры будут склонны расставаться с какими-то активами, то возможно мы эти активы будем приобретать. Вообще в основе таких решений лежат соображения экономической эффективности, поэтому «Роснефть» будет наблюдать за ситуацией, развитием немецкого рынка и, исходя из этой совокупности факторов и экономической эффективности, принимать какое-либо решение», - цитирует Честермана ТАСС.

При этом Честерман не стал озвучивать экономические показатели деятельности немецких активов, отметив, что бизнес является рентабельным.

Напомним, что в конце декабря 2016 г. НК «Роснефть» и BP завершили сделку по расформированию нефтеперерабатывающего и нефтехимического совместного предприятия (СП) Ruhr Oel GmbH (ROG) в Германии. В результате реструктуризации данного СП «Роснефть» напрямую стала акционером и увеличила свои доли участия в НПЗ Bayernoil - до 25% (с 12,5%); НПЗ MiRO - до 24% (с 12%); НПЗ PCK (Шведт) - до 54,17% (с 35,42%).

По словам топ-менеджера, разделение СП произошло по обоюдным договоренностям на уровне руководства компаний. «Роснефть» и ВР решили, что и для того и для другого партнера выгоднее развивать собственный бизнес в Германии. Мы рассматриваем это (расформирование СП ROG) как естественную эволюцию наших отношений», - добавил он.

Честерман отметил, что процесс реорганизации СП не предусматривает никаких финансовых выплат в адрес «Роснефти» или ВР, а кредитных обязательств у бывшего СП ROG нет. «Все остальные обязательства Ruhr Oel GmbH будут распределены между "Роснефтью" и BP в равных долях», - сказал топ-менеджер.После разделения активов BP консолидировала 100% долей в НПЗ Gelsenkirchen и предприятии по производству растворителей DHC Solvent Chemie.

В продолжение соглашения о реструктуризации СП, «Роснефть» и BP договорились о постепенных изменениях в цепочке реализации нефтепродуктов, что позволит обеспечить своевременное и в полном объеме выполнение контрактов с клиентами НПЗ на переходном этапе. «Мы сейчас продолжаем опираться на поддержку ВР, которая оказывает содействие в реализации продукции на рынке. В краткосрочной перспективе это пока так и останется, однако у нас есть намерение в среднесрочной перспективе создать собственные маркетинговые структуры и самостоятельно заниматься сбытом продукции», - отметил Честерман.

Ранее сообщалось, что данный период завершится до конца 2018 г. В дальнейшем «Роснефть» намерена активно применять инструментарий долгосрочных поставочных контрактов. Начало собственной операционной деятельности в Германии позволит компании расширить свою сеть присутствия за рубежом в сегменте поставок специальных нефтепродуктов.

В частности, после завершения переходного этапа, «Роснефть» планирует начать реализацию авиатоплива, производимого на германских заводах компании, по прямым контрактам с авиакомпаниями в крупнейших аэропортах страны. По словам топ-менеджера, рынок авиатоплива в Германии ежегодно растет на 3-5% благодаря увеличению частотности рейсов. «Мы продолжаем активно работать на рынке авиатоплива. Как вы знаете, площадка Bayernoil находится недалеко от Мюнхена и поставляет значительный объем топлива для мюнхенского аэропорта. Что касается РСК (Шведт), то здесь рядом два аэропорта в Берлине, которые потребляют наш продукт. Здесь у нас нарастающий объем, так как авиасообщение становится более интенсивным. Потребность в топливе в Германии растет на 3-5% ежегодно», - сказал Честерман.

Германия. Великобритания. Россия > Нефть, газ, уголь > oilcapital.ru, 13 февраля 2017 > № 2075592


Великобритания. Весь мир > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 13 февраля 2017 > № 2074717

2016 г стал провальным по числу открытых месторождений нефти и газа - обновлен 60-летний минимум.

В 2016 г число открытых месторождений нефти и газа сократилось до минимума за последние 60 лет.

Такие данные содержатся в отчете IHS Markit, представленном 13 февраля 2017 г.

За 2016 г в мире было открыто 174 месторождения нефти и газа против в среднем 400-500 месторождений в год в предыдущие 60 лет.

Совокупные запасы обнаруженных месторождений оцениваются всего в 8,2 млрд бнэ.

Причин такого падения несколько.

В условиях падения цен на углеводороды, нефтегазовые компании сократили инвестиции в геологоразведочные работы (ГРР).

Кроме того, обнаружить крупные месторождения становится с каждым годом все сложнее.

В числе крупных открытий 2016 г IHS Markit называет 2 месторождения в США.

На шельфе Аляски Caelus Energy открыла месторождение с извлекаемыми запасами около 4 млрд барр нефти.

А на материковой части Аляски ConocoPhillips открыла месторождение с запасами 300 млн барр.

Основное разведочное бурение сейчас сосредоточено на шельфе, а это очень затратная процедура.

Стоимость 1 скважины может составлять до 150 млн долл США.

И это еще не гарантирует успеха - как правило успешной оказывается только 1 из 5 скважин.

Примеров тому масса, достаточно вспомнить, что в сентябре 2016 г Роснефть и Statoil при бурении разведочных скважин на участках недр Магадан-1 и Лисянский на шельфе Охотского моря потерпели неудачу.

Это дает существенную фору американской сланцевой нефти.

Установка по добыче сланцевой нефти в среднем обходится в 4-10 млн долл США, а добыча может быть начата в течение нескольких недель.

С другой стороны, Wood Mackenzie прогнозирует рост ГРР-активности в 2017 г, хоть и небольшой.

Но на фоне серьезного спада в предыдущие годы - это большой прогресс.

Затраты на ГРР упали со 100 млрд долл США в 2014 г до 40 млрд долл в 2016 г.

Количество пробуренных скважин сократилось до 430.

Всего в 2017 г будет пробурено более 500 разведочных скважин по всему миру.

Наиболее перспективно разведочное бурение, которое ведет ExxonMobil в Гайане, Eni в Италии, Statoil в Баренцевом море и Kosmos Energy в Мавритании.

Великобритания. Весь мир > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 13 февраля 2017 > № 2074717


Великобритания. СЗФО. ДФО > Нефть, газ, уголь > oilru.com, 10 февраля 2017 > № 2078522

"Газпром" просил отпустить цены на газ для экспорта СПГ.

"Газпром" просил правительство РФ частично освободить компанию от регулирования внутренних цен на газ ради двух проектов с Shell, сообщает в пятницу газета "Коммерсант".

Речь идет о "Балтийском СПГ" и третей очереди СПГ-завода на Сахалине. Поясняется, что "Газпром" и Shell планируют привязать стоимость сырья для них к мировым ценам на углеводороды. Использование практики, которая позволяет партнерам разделить риски, может активизировать дискуссию о либерализации газового рынка в РФ, ссылается газета на аналитиков. В такой ситуации цена сырья для СПГ может отличаться от регулируемой, поэтому необходимо изменение нормативной базы.

Минэнерго подготовило проект постановления правительства, согласно которому "Газпром" сможет продавать газ на внутреннем рынке не по регулируемой цене, если сырье поставляется для производства СПГ или газохимии на экспорт. Газета сообщает, что поводом стало письмо главы "Газпрома" Алексея Миллера премьер-министру Дмитрию Медведеву, которое было отправлено в августе 2016 года и копией которого располагает газета.

В письме Миллер сообщил, что у "Газпрома" и Shell есть планы строительства двух СПГ-проектов: "Балтийского СПГ" и третьей очереди СПГ-завода на Сахалине. Ресурсной базой станут месторождения "Газпрома". "Газпром" и Shell договорились заключить долгосрочные контракты на поставку газа для сжижения между монополией и проектными компаниями СПГ-заводов. По данным газеты, Медведев дал поручение по этому вопросу Минэнерго и ФАС. В "Газпроме" и Shell отказались от комментариев.

Согласование цены сырьевого газа является стандартной практикой в проектах, где не все акционеры в равной степени участвуют во всех стадиях создания стоимости, пояснили газете собеседники. В "Газпроме" газете не сказали, свидетельствует ли выбранная схема разделения рисков, о том, что Shell в рамках новых СПГ-проектов в РФ не будет участвовать в добыче.

Отмечается, что Shell заявляла об интересе к Южно-Киринскому месторождению "Газпрома", однако после введения санкций США в отношении него отказалась от этого варианта.

Великобритания. СЗФО. ДФО > Нефть, газ, уголь > oilru.com, 10 февраля 2017 > № 2078522


Азербайджан. Турция. Великобритания. Весь мир > Нефть, газ, уголь. Финансы, банки > interfax.az, 9 февраля 2017 > № 2077461

Работы по реализации проекта строительства Транс-Анатолийского газопровода (TANAP) осуществляются согласно графику, заявил президент Азербайджана Ильхам Алиев.

И.Алиев принял в четверг вице-президента Всемирного банка (ВБ) по Европе и Центральной Азии Сирила Маллера.

«Работы по реализации проекта TANAP осуществляются согласно графику, и завершатся в намеченные сроки», - сказал И.Алиев, отмечает официальный сайт главы государства.

Президент высоко оценил финансовую поддержку ВБ глобально важному проекту Южный газовый коридор.

Кроме того, И.Алиев отметил, что при поддержке ВБ в Азербайджане реализуется много важных проектов, подчеркнул их значимость с точки зрения модернизации инфраструктуры. «Развитие инфраструктуры в Азербайджане является важной составляющей нашей государственной политики»,- отметил глава государства.

С.Маллер, в свою очередь высоко оценил проводимые в Азербайджане экономические реформы.

В ходе встречи были обсуждены вопросы диверсификации экономики, увеличение экспортного потенциала Азербайджана в аграрном секторе, реформы в системе образования.

Газопровод TANAP протяженностью 1,85 тыс. км предназначен для транспортировки азербайджанского газа с месторождения Шах-Дениз в рамках Стадии-2 от грузино-турецкой границы до западных границ Турции.

Закладка фундамента газопровода TANAP состоялась 17 марта 2015 года в турецкой провинции Карс. Пропускная способность газопровода составит как минимум 16 млрд кубометров. В перспективе мощность трубы будет доведена до 24 млрд кубометров газа в год, а затем – до 31 млрд кубометров.

Газопровод спроектирован на 25 лет, но этот срок может быть увеличен до 49 лет при наличии дополнительных источников газа для трубопровода

В проекте TANAP 30% принадлежит турецкой BOTAS, 58% - SOCAR и 12% - британской BP.

Стоимость проекта в настоящее время оценивается в $8,5 млрд.

Турция начнет получать газ посредством TANAP с конца июня 2018 года. Причем в первый год объем поставок газа в Турцию составит 2 млрд кубометров, во второй год – 4 млрд кубометров, в третий год – 6 млрд кубометров

Как сообщалось ранее, С.Маллер в четверг находится в Баку с однодневным визитом. В рамках визита он проведет консультации с руководством Азербайджана по перспективам и направлениям дальнейшего сотрудничества.

Ф.Исазаде

Азербайджан. Турция. Великобритания. Весь мир > Нефть, газ, уголь. Финансы, банки > interfax.az, 9 февраля 2017 > № 2077461


Великобритания. Украина > Нефть, газ, уголь > oilru.com, 8 февраля 2017 > № 2076263

Лондонский суд обязал Украину выплатить нефтегазовой компании JKX до $12 млн.

Лондонский арбитраж отклонил основные требования нефтегазовой компании JKX Oil & Gas Plc по спору с Украиной и признал законным повышение рентных ставок на добычу нефти и газа в 2014 году, однако постановил компенсировать JKX убытки.

"Такая позиция суда является подтверждением того, что государство Украина действует правомерно, обеспечивая надлежащую плату за использование природных ресурсов. Времена копеечной платы за пользование недрами отошли в прошлое", - написал в своем фейсбуке министр юстиции Украины Павел Петренко. По его данным, сумма компенсации составляет $11,7 млн.

Компания в биржевом сообщении подтвердила получение 6 февраля решения суда, однако, по ее данным, выплата составит около $11,8 млн плюс $0,3 млн процентов и расходов по связанным претензиям.

Стороны также по-разному оценивают общую стоимость иска, который был подан в рамках соглашения о содействии и взаимной защите инвестиций между Украиной и Великобританией: Петренко заявил о $250 млн, тогда как JKX - о $168 млн.

JKX уточнила, что параллельно с претензиями, выдвинутыми против Украины в рамках соглашения о содействии и взаимной защите инвестиций, компания отстаивает свою позицию в украинских судах в отношении рентной платы за 2010 и 2015 годы на общую сумму около $32 млн.

Великобритания. Украина > Нефть, газ, уголь > oilru.com, 8 февраля 2017 > № 2076263


Великобритания. Австрия. Весь мир > Нефть, газ, уголь > oilru.com, 8 февраля 2017 > № 2076261

Эксперт: соглашение о сокращении добычи нефти значительно повлияло на цены.

Соглашение стран-членов ОПЕК и стран, не входящих в организацию, о сокращении объемов добычи нефти оказало значительное влияние на цену на это сырье, считает главный экономист BP Спенсер Дейл.

"Соглашение оказало значительное влияние на цены. Приверженность соглашению очень сильная", — сказал Дейл журналистам, отметив также, что ожидает сильного роста спроса на нефть в 2017 году‎ вне зависимости от успешности реализации соглашения.

ОПЕК 30 ноября договорилась о снижении своей добычи на 1,2 миллиона баррелей в день — до 32,5 миллиона баррелей. Не входящие в ОПЕК страны 10 декабря согласовали сокращение своей добычи суммарно на 558 тысяч баррелей в сутки, в том числе Россия — на 300 тысяч баррелей. Соглашение заключено на первое полугодие 2017 года с возможностью пролонгации.

Великобритания. Австрия. Весь мир > Нефть, газ, уголь > oilru.com, 8 февраля 2017 > № 2076261


Евросоюз. Великобритания. Россия > Нефть, газ, уголь > oilcapital.ru, 8 февраля 2017 > № 2075613

BP: к 2035 году импорт газа в Европу может вырасти на 75%.

Объем импорта газа странами Европы к 2035 году может вырасти на 75%, заявил главный экономист BP Спенсер Дейл в ходе презентации прогноза компании по энергетике до 2035 года.

«К 2035 году около 3/4 газа Европе будет необходимо импортировать, собственная добыча продолжит снижаться», - цитирует Дейла «Прайм». По данным Еврокомиссии, страны Евросоюза в 2015 году импортировали 66% потребляемого ими газа.

Дейл считает также, что усиление конкуренции на европейском рынке с увеличением поставок сжиженного природного газа (СПГ) должно оказать положительное влияние на рост поставок газа российской компании «Газпром» в Европу.

«Я бываю в Брюсселе, провожу презентации. ЕС импортирует много российской нефти, не только газа. Но никто там никогда не говорил: «Ой, как мы боимся зависимости от российской нефти». Потому что этот рынок конкурентный. Появление СПГ делает рынок газа в ЕС конкурентным», - сказал Дейл.

Экономист добавил, что это может положительно сказаться на поставках газа «Газпрома», поскольку претензии по конкуренции будут сняты, а поставки газа по трубопроводному транспорту экономически выгоднее поставок СПГ.

В то же время, по его мнению, спрос на СПГ в мире начнет расти в 2020-х годах. При этом основной рост мощностей по производству СПГ в мире произойдет в ближайшие пять лет.

Евросоюз. Великобритания. Россия > Нефть, газ, уголь > oilcapital.ru, 8 февраля 2017 > № 2075613


Евросоюз. Великобритания. Россия. Весь мир > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 8 февраля 2017 > № 2074572

Нужна конкуренция. Европа к 2035 г за счет падения добычи может увеличить импорт газа до 75%.

К 2035 г европейские страны могут увеличить экспорт газа на 75%.

Об этом 8 февраля 2017 г рассказал главный экономист BP С. Дейл в рамках презентации прогноза BP по энергетике до 2035 г.

Компания славится тем, что уже несколько лет подряд делает долгосрочные прогнозы по энергетике.

Сказать о том, что они правдивы, пока нельзя - все данные компания прогнозирует не раньше 2035 г.

Так, по мнению BP, к 2035 г около 3/4 природного газа странам ЕС будет необходимо импортировать.

Такая необходимость возникнет из-за снижения собственной добычи энергоресурса.

Известно, что в 2015 г ЕС экспортировал 66% от общего объема потребляемого газа.

К 2025 г потребность в дополнительных поставках природного газа из России в страны Евросоюза составит не менее 100 млрд м3/год.

По словам С. Дейла, Газпрому может создать хорошую конкуренцию поставки сжиженного природного газа (СПГ), в том числе и из США.

И привел пример того, что ЕС экспортирует у России не только газ, но и нефть, однако никто в европейских странах не говорит о том, что они боятся зависимости от российской нефти.

Если же в ЕС будет создана хорошая среда для поставок СПГ и трубопроводного газа, то у Газпрома будут развязаны руки, так как претензий у регуляторов не останется.

Да и поставки газа по газопроводам, несмотря на них изначальные затраты, будут экономически выгоднее поставок СПГ.

Однако возникновение такой конкуренции BP прогнозирует не раньше 2020 г, именно тогда в ЕС начнется массовый спрос на сжиженный газ.

При этом основной рост мощностей по производству СПГ в мире произойдет в ближайшие 5 лет.

По новому прогнозу BP, глобальное потребление энергии в мире к 2035 г возрастет на 30%, а доля возобновляемых источников энергии достигнет 10%.

Сейчас доля ВИЭ составляет в мире составляет всего 3%.

Газ и нефть будут лидировать еще долгое время как источники для получения энергии несмотря на развитие ВИЭ.

Евросоюз. Великобритания. Россия. Весь мир > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 8 февраля 2017 > № 2074572


Великобритания. Нидерланды. Дания > Нефть, газ, уголь > minprom.ua, 7 февраля 2017 > № 2076599

Shell может продать свой бизнес в Дании

Англо-голландская Royal Dutch Shell рассматривает возможность продажи доли в датском совместном предприятии Danish Underground Consortium (DUC), в этом случае компания прекратит свою работу в Дании, сообщает агентство Reutres со ссылкой на три знакомых с ситуацией банковских источника.

Danish Underground Consortium начало работу в 1972 году. В настоящее время оно управляет 16 месторождениями. Shell владеет в данном СП 36,8% акций. Еще 31,2% принадлежат A.P. Moller-Maersk, компания Chevron владеет 12% акций компании, а оставшиеся 20% находятся у датской государственной Nordsofonden, говорится в сообщении Reutres.

Доля Shell в СП оценивается на сумму до 1 млрд долл., сообщили два источника. Процессом продажи доли занимается Bank of America Merrill Lynch. Представители Shell отказались от комментариев агентству, Bank of America Merrill Lynch не был доступен для комментариев.

В июне прошлого года Shell сообщала, что планирует продать до 10% своих нефтегазодобывающих активов, чтобы сократить затраты после приобретения британской компании BG Group за 54 млрд долл. Продажа активов может привести к росту прибыли на чистые активы на 10% к концу десятилетия при цене на нефть в 60 долл./барр.

В конце января Shell сообщила, что договорилась о продаже нефтегазовых активов в Северном море британской нефтекомпании Chrysaor за 3,8 млрд долл. Активы включают доли участия Shell в месторождениях и блоках Buzzard, Beryl, Bressay, Elgin-Franklin, J-Block, Greater Armada, Everest, Lomond и Erskine, а также 10% в Schiehallion. Как ожидается, сделка с Chrysoar будет завершена во второй половине 2017 года при условии ее одобрения партнерами и регуляторами.

Кроме того, тогда же Shell сообщила о соглашении с Кувейтской государственной нефтегазовой компанией Kuwait Foreign Petroleum Exploration Co (KUFPEC) о продаже доли в крупном газовом месторождении Bongkot в Таиланде за 900 млн долл. Сделка будет завершена в первом квартале 2017 года. При этом Shell отметила, что данная сделка никак не отразится на других проектах компании в Таиланде.

Великобритания. Нидерланды. Дания > Нефть, газ, уголь > minprom.ua, 7 февраля 2017 > № 2076599


Великобритания. Дания. США > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 7 февраля 2017 > № 2063053

Shell грустно объявила о продаже своих датских активов за 1 млрд долл США.

В ближайшее время Shell намерена избавиться еще от 1го актива - доли участия в совместном предприятии (СП) Danish Underground Consortium (DUC).

Об этом 7 февраля 2017 г сообщают иностранные СМИ.

Известно, что организацией продажи датских активов Shell занимается банк Bank of America Merrill Lynch.

Сумма сделки может составить до 1 млрд долл США.

Кто выступает покупателем, пока не сообщается.

DUC - единственный актив Shell в Дании.

Доля участия компании в СП - 36,8%.

Остальные доли участия принадлежат Moller-Maersk — 31,2%, Chevron — 12% и датской госкомпании Nordsøfonden — 20%.

Дата основания DUC - 1972 г.

Компания занимается добычей нефти и газа.

Сегодня компания выступает оператором на 16 месторождениях.

В 2014 г СП добыло 51 млн барр нефти, а также 4 млрд м3 газа.

Напомним, Shell продает свои активы в рамках плана по сокращению издержек и погашению долга в связи с покупкой в феврале 2016 г BG Group.

До конца 2018 г компания планирует продать активы на сумму около 30 млрд долл США.

Великобритания. Дания. США > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 7 февраля 2017 > № 2063053


Азербайджан. Великобритания > Нефть, газ, уголь > aze.az, 6 февраля 2017 > № 2069766

Президент BP по Азербайджану, Грузии и Турции Гордон Биррелл сообщил, что компания ожидает заключения контракта о разработке до 2050 года азербайджанского блока нефтегазовых месторождений “Азери-Чираг-Гюнешли” (АЧГ). Контракт может быть заключен летом.

BP очень довольна тем, что в декабре было подписано письмо о намерениях с азербайджанской госкомпанией SOCAR по будущей разработке блока.

“Это важный шаг в подписании нового контракта PSA. Надеемся, что вскоре закончим переговоры с SOCAR. Приблизительно к середине года станет возможным подписание соглашения”.

Контракт на разработку блока АЧГ был подписан в 1994 году.

Долевое участие: BP – 35,78 процента, Chevron – 11,27 процента, Inpex – 10,96 процента, AzACG – 11,65 процента, Statoil – 8,55 процента, Exxon – восемь процентов, ТРАО – 6,75 процента, Itochu – 4,3 процента и ONGC – 2,72 процента.

Азербайджан. Великобритания > Нефть, газ, уголь > aze.az, 6 февраля 2017 > № 2069766


Великобритания. Ирак. Россия. ПФО > Нефть, газ, уголь > akm.ru, 3 февраля 2017 > № 2070115

Британская независимая компания Premier Oil продала ПАО АНК "Башнефть" свою 30% долю в иракском проекте Блок 12. Как сообщает интернет-портал Energy.Нефть&Газ, после этого российская компания стала единственным участником проекта.

Premier продолжает сокращать или отказываться от непрофильных разведочных площадей в Великобритании и на международном уровне. Так, 14 декабря 2015 года Premier подписал соглашение с Bashneft International B.V., согласно которому он уступил свою долю акций на Блоке 12 "Ирак Башнефти" - действующему оператору. Сумма сделки не раскрывается.

Башнефть являлась оператором проекта с 70-процентной долей, Premier Oil владела 30%. В рамках обязательств по проекту участники должны были провести сейсморазведку 3D в объёме 450 кв. км и пробурить поисковую скважину. Инвестиции в программу ГРР были предусмотрены в размере $120 млн в течение 5 лет. По состоянию на октябрь 2015 года была выполнена сейсморазведка 2D и 3D, обработка полученных сейсмоданных и выделены объекты, а также проведена оценка ресурсной базы.

Блок 12 площадью 7.68 тыс. кв. км - часть неразведанного региона с самым большим нефтяным потенциалом в Ираке - Западной пустыни. Блок расположен на территории иракских провинций Аль-Наджаф и Аль-Мутанна, приблизительно в 80 км юго-западнее города Эс-Самава и в 130 км западнее города Насирия.

Великобритания. Ирак. Россия. ПФО > Нефть, газ, уголь > akm.ru, 3 февраля 2017 > № 2070115


Польша. Великобритания. Россия > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 3 февраля 2017 > № 2063040

PGNiG идет в Лондон за дешевым газом. Компания открыла офис в столице Великобритании для операций на рынке СПГ.

Польская PGNiG открыла в Лондоне торговый офис для операций на рынке сжиженного природного газа (СПГ).

Об этом PGNiG сообщила 3 февраля 2017 г.

В полном объеме лондонский офис PGNiG начнет функционировать ближе к концу 1го квартала 2017 г.

Свой выбор PGNiG объясняет тем, что Лондон является европейским торговым центром торговли СПГ и присутствие компании в этом центре позволит покупать СПГ по более привлекательным ценам.

Мы также будем иметь возможность начать торговлю СПГ на мировых рынках, сказал глава PGNiG П. Возняк.

Польша стремится диверсифицировать поставки газа всеми возможными способами, подчас жертвуя соображениями экономической целесообразности.

Главное - снизить зависимость от российского газа.

Для этого Польша построила на своей территории СПГ-терминал в Свиноуйсьце.

1е коммерческие поставки газа в этот терминал начались в июне 2016 г, контракт с Катаром заключен на 1,5 млрд м3/год газа.

Также PGNiG покупает газ на спотовом рынке и думает продолжить такую практику.

С Газпромом Польша хочет разорвать отношения.

В мае 2016 г представитель правительства Польши по энергетическим вопросам П. Наимский заявил, что Польша не намерена продлевать долгосрочный контракт с Газпромом, истекающий в 2022 г.

Полностью отказываться от закупок российского газа Польша не планирует.

Если цена российского газа понравится Польше, то покупки могут продолжаться, но только не в рамках долгосрочного соглашения.

Вот только пока наблюдается обратная картина.

В 1м полугодии 2016 г доля Газпрома в закупках PGNiG выросла до 50% против 40% годом ранее, а холодная зима 2016-2017 гг заставила Польшу лишь нарастить закупки.

В период с 1 по 15 января 2017 г Польша увеличила закупки газа у Газпрома на 24,2%, до 11,1 млрд м3.

Польша. Великобритания. Россия > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 3 февраля 2017 > № 2063040


Великобритания. Нидерланды > Нефть, газ, уголь > minprom.ua, 2 февраля 2017 > № 2085518

Shell более чем вдвое увеличила чистую прибыль

Чистая прибыль англо-голландской компании Royal Dutch Shell, приходящаяся на акционеров компании, за 2016 год увеличилась в 2,34 раза по сравнению с 2015 г., до 4,575 млрд долл., следует из отчетности компании, передает OilNews.

В пересчете на одну обыкновенную акцию разводненная прибыль компании за отчетный период составила 0,58 долл. против 0,30 долл. годом ранее. Выручка Royal Dutch Shell в годовом выражении при этом сократилась на 11,84% — до 233,591 млрд долл.

Чистая прибыль компании за IV квартал выросла в 1,64 раза по сравнению с аналогичным периодом прошлого года, до 1,541 млрд долл. В пересчете на одну обыкновенную акцию разводненная прибыль составила 0,19 долл. против прибыли в 0,15 долл. за октябрь-декабрь 2015 г. Выручка по сравнению с IV кварталом 2015 г. выросла на 11,39% — до 64,767 млрд долл.

"Наша стратегия начинает окупаться, и в 2017 г. мы инвестируем около 25 млрд долл. в высококачественные и устойчивые проекты. Я уверен, что 2017 г. будет еще одним годом прогресса для Shell", — цитирует OilCapital слова главы компании Бена ван Бердена.

Великобритания. Нидерланды > Нефть, газ, уголь > minprom.ua, 2 февраля 2017 > № 2085518


Украина. Великобритания > Нефть, газ, уголь > interfax.com.ua, 2 февраля 2017 > № 2078411

Компании "Смарт Энерджи" в 2016 году увеличили добычу газа на 2,2% (на 4,5 млн куб. м) по сравнению с 2015 годом – до 208,4 млн куб. м, сообщила пресс-служба группы.

По ее данным, добыча конденсата в минувшем году сократилась на 4,3% (на 0,75 тыс. тонн) – до 16,8 тыс. тонн, производство сжиженного газа – на 6,3% (на 0,25 тыс. тонн), до 3,7 тыс. тонн.

В 2016 году в бюджеты разных уровней компании группы перечислили 738,53 млн грн, в том числе в государственный – 719,68 млн грн, в местные – 18,85 млн грн.

По словам генерального директора "Смарт Энерджи" Сергея Глазунова, в планах компании на 2017 год начать летом коммерческую добычу газа на новой скважине Мехедовского месторождения №109 глубиной 5250 метров, бурение на которой было начато летом прошлого года.

Также в 2017 году предприятия группы планируют провести ряд капитальных ремонтов скважин и будут ориентироваться на реализацию проектов с невысокой капиталоемкостью.

"Мы рассматриваем возможность бурения двух новых скважин, но окончательное решение будет зависеть от благоприятного инвестиционного климата и налогообложения на новые скважины в 2017 году", - сказал С.Глазунов.

В пресс-службе также напомнили, что с августа 2016 года начата реализация добываемых углеводородов через электронную торговую площадку, что гарантирует конкуренцию, а также четкость и прозрачность продаж.

Как сообщалось, "Смарт Энерджи" – управляющая компания в составе группы "Смарт-холдинг", отвечающая за развитие проектов в сфере добычи углеводородов и альтернативной энергетики.

В нефтегазовое направление холдинга входит британская компания с активами в Украине Regal Petroleum, а также газдобывающие компании ЧАО "Укргазвыдобуток" и ООО "Пром-Энерго Продукт".

Украина. Великобритания > Нефть, газ, уголь > interfax.com.ua, 2 февраля 2017 > № 2078411


Великобритания. Нидерланды > Нефть, газ, уголь > oilru.com, 2 февраля 2017 > № 2066431

Прибыль Shell в 2016 году снизилась на 8%.

Англо-голландская компания Royal Dutch Shell PLC в четверг сообщила о снижении прибыли на 8% в 2016 г. до самого низкого уровня более чем за 10 лет.

Shell заявила, что ее прибыль за 2016 г. на основе текущей стоимости расходов на поставку - показателя, аналогичного чистой прибыли в отчетах американских нефтяных компаний, - снизилась с $3,8 млрд годом ранее до $3,5 млрд. Прибыль компании за IV квартал упала на 44% до $1 млрд.

Данные отражают довольно тяжелый год, когда цены на нефть оставались под понижающим давлением, а компания совершила крупное приобретение своего конкурента - компании BG Group.

Объявление финансовых результатов Shell на данный момент является последним среди крупнейших нефтяных компаний. Chevron сообщила о второй подряд квартальной прибыли на прошлой неделе, но результаты разочаровывали инвесторов.

Exxon Mobil объявила о снижении чистой прибыли за IV квартал на 40% после списания стоимости активов в США более чем на $2 млрд.

Великобритания. Нидерланды > Нефть, газ, уголь > oilru.com, 2 февраля 2017 > № 2066431


Великобритания. Евросоюз. Россия > Нефть, газ, уголь > oilru.com, 2 февраля 2017 > № 2066430

В Shell заявили, что инвестиции в "Северный поток - 2" не являются стратегически важными.

Нефтегазовая компания Shell, являющаяся партнером "Газпрома" в проекте строительства газопровода "Северный поток - 2", готова инвестировать в проект при условии, что он послужит обеспечению газовой безопасности Европы. Об этом в ходе телефонной конференции сообщил финансовый директор компании Саймон Хенри.

"У нас хорошие отношения с "Газпромом". "Северный поток - 2" - это интересный крупный проект, мы поддерживаем связь с "Газпромом" на его счет. Как мы смотрим на это: инвестиции в "Северный поток - 2", очевидно, не являются стратегически важными для Shell. Мы рассмотрим возможность участия, если будет понимание, что этого будет требовать газовая безопасность Европы", - сказал он, отвечая на вопрос об участии в проекте.

Ранее в четверг, отвечая на вопрос об антироссийских санкциях, глава Shell Бен ван Берден отметил, что компания готова расширить свою деятельность в России в случае снятия санкций.

Как заявлял председатель правления "Газпрома" Александр Медведев, партнеры проекта (Shell, OMV, Engie, Uniper и Wintershall) продолжают переговоры по выбору модели финансирования "Северного потока - 2". Пока все склоняются к тому, что это будет долговое финансирование.

По информации СМИ, компании рассматривают схему, при которой "Газпром" может выпустить конвертируемые облигации, и первым инвестором в ценные бумаги станет OMV. Таким образом, западные партнеры "Газпрома" практически выступят в качестве кредиторов и со временем смогут обменять облигации на акции. Никто из участников проекта эту информацию не подтверждал.

В январе "Газпром" раскрыл планы по инвестициям в свои газопроводные проекты в 2017 году. В частности, компания намерена направить 110,67 млрд рублей на строительство "Северного потока - 2".

Ввод "Северного потока - 2" намечен на конец 2019 года. Трубопровод должен пройти по дну Балтийского моря от российского побережья до побережья Германии. Пропускная способность каждой из двух ниток - 27,5 млрд куб. м в год. Новый газопровод удвоит мощность первого "Северного потока", маршрут которого в основном и повторит.

Капитальные затраты в проект оцениваются в €8 млрд, а общая стоимость с учетом привлечения проектного финансирования - в €9,9 млрд.

Великобритания. Евросоюз. Россия > Нефть, газ, уголь > oilru.com, 2 февраля 2017 > № 2066430


Великобритания. Нидерланды > Нефть, газ, уголь > oilcapital.ru, 2 февраля 2017 > № 2063303

Royal Dutch Shell увеличила прибыль в 2,3 раза.

Чистая прибыль англо-голландской компании Royal Dutch Shell, приходящаяся на акционеров компании, за 2016 год увеличилась в 2,34 раза по сравнению с 2015 годом, до 4,575 миллиарда долларов, следует из отчетности компании.

В пересчете на одну обыкновенную акцию разводненная прибыль компании за отчетный период составила 0,58 доллара против 0,30 доллара годом ранее. Выручка Royal Dutch Shell в годовом выражении при этом сократилась на 11,84% - до 233,591 миллиарда долларов.

Чистая прибыль компании за четвертый квартал выросла в 1,64 раза по сравнению с аналогичным периодом прошлого года, до 1,541 миллиарда долларов. В пересчете на одну обыкновенную акцию разводненная прибыль составила 0,19 доллара против прибыли в 0,15 доллара за октябрь-декабрь 2015 года. Выручка по сравнению с четвертым кварталом 2015 года выросла на 11,39% - до 64,767 миллиарда долларов.

«Наша стратегия начинает окупаться, и в 2017 году мы проинвестируем около 25 миллиардов долларов в высококачественные и устойчивые проекты. Я уверен, что 2017 год будет еще одним годом прогресса для Shell», - приводятся в пресс-релизе слова главы компании Бена ван Бердена (Ben van Beurden).

Великобритания. Нидерланды > Нефть, газ, уголь > oilcapital.ru, 2 февраля 2017 > № 2063303


Украина. Великобритания. Евросоюз. Ближний Восток > Нефть, газ, уголь > interfax.com.ua, 1 февраля 2017 > № 2078441

Полтавский горно-обогатительный комбинат (ПГОК, Полтавской обл.), контролируемый британской Ferrexpo plc, по итогам 2016 года экспортировал 11,416 млн тонн окатышей в страны Европы и Ближнего Востока, а также в Японию, Южную Корею и Китай, сохранив первое место по экспорту этой продукции среди аналогичных предприятий стран СНГ.

Как сообщается в пресс-релизе компании во вторник, такие данные обнародовало госпредприятие "Укрпромвнешэкспертиза".

Согласно документу, за 2016 год, в частности, "Карельский окатыш" (РФ) экспортировал 4,941 млн тонн окатышей, Центральный ГОК (Украина) – 2,210 млн тонн, Михайловский ГОК (РФ) – 2,161 млн тонн, Лебединский ГОК (РФ) – 1,880 млн тонн.

"Полтавский ГОК по результатам 2016 года, как и в предыдущие годы, стал абсолютным лидером по экспорту железорудных окатышей среди предприятий республик бывшего СССР. При этом объем экспорта Полтавского ГОКа, входящего в группу Ferrexpo, превысил совокупный объем экспорта остальных производителей окатышей из первой пятерки лидеров", - подчеркивается в пресс-релизе.

ПГОК в 2016 году выпустил 11,201 млн тонн окатышей, увеличив производство окатышей с содержанием железа более 65% по сравнению с 2015 годом на 4,4%. Выпуск окатышей на Михайловском ГОКе составил 11,994 млн тонн, "Карельском окатыше" – 10,869 млн тонн, Северном ГОКе (Украина) – 8,882 млн тонн, Качканарском ГОКе (РФ) – 6,519 млн тонн.

ПГОК является основным активом котируемой на Лондонской фондовой бирже британской горнорудной компании Ferrеxpo plc: она владеет 100% акций Ferrexpo AG, которой, в свою очередь, принадлежит 99,02% акций Полтавского, 100% Еристовского ГОКов и 99,9% Белановского ГОКа.

Ferrexpo – швейцарская железорудная компания с активами в Украине. Основной деятельностью компании является производство и экспорт высококачественных железорудных окатышей, используемых в производстве стали.

Группа Ferrexpo является крупнейшим производителем и экспортером окатышей среди стран бывшего СССР. Текущие производственные активы – Полтавский и Еристовский ГОКи.

В 2016 году Ferrexpo произвела 11,2 млн тонн железорудных окатышей. Основными потребителями продукции являются сталелитейные предприятия из Австрии, Словакии, Чехии, Германии и других европейских стран, а также Китая, Индии, Японии, Тайваня и Южной Кореи.

Акции Ferrexpo котируются на основной площадке Лондонской фондовой биржи под тиккером FXPO.

Украина. Великобритания. Евросоюз. Ближний Восток > Нефть, газ, уголь > interfax.com.ua, 1 февраля 2017 > № 2078441


Великобритания. Ирак. ПФО > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 1 февраля 2017 > № 2062661

Башнефть тихо и непринужденно выкупила у Premier Oil долю участия 30% в иракском Блоке-12.

Британская Premier Oil решила отказаться от добычи углеводородов в Ираке и продала свою долю участия в проекте Блок-12 Башнефти.

Об этом 1 февраля 2017 г сообщили российские СМИ со ссылкой на представителей британской компании.

Известно, что в конце 2016 г Башнефть выкупила у своего партнера - Premier Oil долю участия 30% в проекте по разработке Блока-12 в юго-западной части Ирака.

Сумма сделки не разглашается, однако следует предположить, что речь идет о кругленькой сумме.

Между тем, работы на данном блоке застопорились.

Напомним, в ноябре 2012 г иракские власти подписали контракт на геологоразведку (ГРР), разработку и добычу на Блоке-12.

Заниматься разработкой и добычей углеводородов должен был консорциум в составе Башнефти с долей участия 70%, Premier Oil - 30% и South Oil Company.

Уже тогда Башнефть выступала в проекте в качестве оператора.

В 2015 г компания завершила полевые сейсморазведочные работы, которые были утверждены иракским Министерством нефти.

Однако новостей о Блоке-12 больше нет.

Вполне возможно, что став полноправным оператором на данном блоке, Башнефть развернется.

Тем более, что у Роснефти, материнской компании Башнефти, далеко идущие планы, связанные, в том числе и с Востоком.

Отметим, что обязательная программа ГРР на Блоке-12, которая была одобрена правительством Ирака рассчитана на 5 лет с возможным продлением 2 раза по 2 года.

В программу входит проведение 2D-сейсмики в объеме 2 тыс пог км и бурение 1й разведочной скважины.

При подтверждении коммерческих запасов срок действия контракта составит 20 лет.

Премия за добытую нефть составит 5 долл США/барр.

Блок-12 расположен в провинциях Наджаф (Najaf) и Мутанна (Muthanna), приблизительно в 80 км юго-западнее г Самава (Samawah) и в 130 км западнее г Насрия (Nasriya) и является частью неразведанного региона с самым большим нефтяным потенциалом в Ираке - Западной пустыни.

Площадь Блока-12 составляет примерно 8 тыс км2.

Великобритания. Ирак. ПФО > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 1 февраля 2017 > № 2062661


Великобритания. Таиланд. Кувейт > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 1 февраля 2017 > № 2062657

Сделка за сделкой. Shell продает часть активов в Таиланде кувейтской KUFPEC.

Shell достигла соглашения с KUFPEC Thailand Holdings Pte Ltd, дочкой Kuwait Foreign Petroleum Exploration Company (KUFPEC), о продаже ряда своих активов в Таиланде.

Об этом Shell сообщила 31 января 2017 г.

В рамках сделки Shell продает KUFPEC 2 свои дочерние компании - Shell Integrated Gas Thailand Pte Ltd и Thai Energy Co Ltd, которые совместно владеют 22,222% в проекте по разработке газового месторождения Bongkot (Лотос) и прилегающих участков недр на шельфе Таиланда на блоках 15, 16 и 17, а также на блоке G12/48.

Месторождение Bongkot (Лотос) на шельфе Таиланда

Месторождение Bongkot располагается в Сиамском заливе у берегов Таиланда, в 600 км на юг от Бангкока.

Месторождение является частью нефтегазоносной провинции Navamindra площадью 4231 км2.

Для Таиланда это месторождение имеет большое значение - оно обеспечивает около 20% от уровня потребления природного газа в стране.

Партнерами Shell в проекте по разработке месторождения Bongkot является PTT Exploration & Production (оператор проекта) с 44,445% и Total с 33,333%.

Но сейчас Shell решила выйти из проекта, получив от KUFPEC 900 млн долл США.

Закрыть сделку планируется в 1м квартале 2017 г.

Shell продает свои активы в рамках анонсированного плана по сокращению издержек и погашению долга в связи с покупкой BG Group.

До конца 2018 г Shell планирует продать активы на сумму около 30 млрд долл США.

31 января 2017 г было объявлено о другой, более крупной, сделке.

За 3,8 млрд долл США Shell продаст свои нефтегазовые активы в британской части Северного моря компании Chrysaor.

И сделка в Таиланде на 900 млн долл США на этом фоне выглядит достаточно скромно.

При этом Shell отмечает, что сделка с KUFPEC никак не отразится на других проектах компании в Таиланде.

А вот Chevron, также начавшая распродажу активов в связи с экономическими сложностями, напротив, намерена нарастить инвестиции в Таиланде.

В 2016 г компания анонсировала планы по инвестированию совместно с партнерами около 2,9 млрд долл США в газовые проекты в Сиамском заливе.

Ежегодно Chevron планирует бурить в среднем 300-400 скважин для поддержания уровня добычи в регионе.

Великобритания. Таиланд. Кувейт > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 1 февраля 2017 > № 2062657


Великобритания. Нидерланды > Нефть, газ, уголь > minprom.ua, 31 января 2017 > № 2085556

Shell продает скважины в Северном море

Англо-голландская Royal Dutch Shell Plc договорилась о продаже пакета нефтегазовых активов в британской части Северного моря компании Chrysaor за почти 3,8 млрд долл., говорится в сообщении Shell.

Сумма сделки включает первоначальное встречное предоставление в размере 3 млрд долл., выплаты в размере до 600 млн долл. в период с 2018 по 2021 год с учетом колебаний сырьевых цен, а также потенциальные доплаты в размере 180 млн долл., зависящие от будущих открытий на этих месторождениях.

Активы включают доли участия Shell в месторождениях и блоках Buzzard, Beryl, Bressay, Elgin-Franklin, J-Block, Greater Armada, Everest, Lomond и Erskine, а также 10% в Schiehallion. В 2016 году совокупная добыча углеводородов на этих участках составила около 115 тыс. баррелей нефтяного эквивалента в сутки (б.н.э./с). В общей сложности Shell добывала в Северном море около 211 тыс. б.н.э./с.

При этом Shell сохраняет фиксированные обязательства в размере 1 млрд долл. в связи с любыми затратами на вывод этих активов из эксплуатации.

Сделка с Chrysoar, как ожидается, будет завершена во второй половине 2017 года, при условии ее одобрения партнерами и регуляторами.

Во вторник также было объявлено о продаже доли в газовом месторождении на шельфе Таиланда за 900 млн долл. подразделению Kuwait Petroleum Corp. Ранее на этой неделе Shell продала долю в нефтехимическом СП в Саудовской Аравии компании Saudi Basic Industries Corp. за 820 млн долл.

До конца 2018 года Shell планирует продать активы на сумму около 30 млрд долл., чтобы профинансировать приобретение британской газовой компании BG Group за 54 млрд долл.

Великобритания. Нидерланды > Нефть, газ, уголь > minprom.ua, 31 января 2017 > № 2085556


Великобритания. Нидерланды > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 31 января 2017 > № 2060568

Shell печально продала Chrysaor свои нефтегазовые активы в Северном море за 3,8 млрд долл США.

Shell достигла договоренности о продаже своих нефтегазовых активов в британской части Северного моря компании Chrysaor.

Об этом 31 января 2017 г сообщает пресс-служба компании.

Как уточняет Shell, сумма сделки составит 3,8 млрд долл США.

В эту сумму входят: первоначальное встречное предоставление в размере 3 млрд долл США, выплаты в размере до 600 млн долл США с 2018 по 2021 гг с учетом колебаний сырьевых цен, а также потенциальные доплаты в размере 180 млн долл США, зависящие от будущих открытий на этих месторождениях.

В списке активов, которые продает Shell значатся доли участия компании в таких месторождениях, как: Buzzard, Beryl, Bressay, Elgin-Franklin, J-Block, Greater Armada, Everest, Lomond и Erskine, а также доля участия 10% в Schiehallion.

По итогам 2016 г совокупная добыча углеводородов на данных месторождениях составила около 115 тыс барр/сутки нефтяного эквивалента (бнэ).

Общей кучкой Shell добывала в Северном море около 211 тыс бнэ/сутки.

Предполагается, что сделка по продаже активов будет закрыта во 2м полугодии 2017 г после получения всех разрешений от регуляторов.

Отметим, что до конца 2018 г Shell планирует продать активы на сумму около 30 млрд долл США, чтобы профинансировать приобретение BG Group за 54 млрд долл США.

Великобритания. Нидерланды > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 31 января 2017 > № 2060568


Нидерланды. Великобритания > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 27 января 2017 > № 2051586

Shell продаст свои нефтегазовые активы в Северном море британской Chrysaor.

Shell в скором времени намерена продать большую часть нефтегазовых активов в Северном море на 3 млрд долл США.

Об этом 27 января 2017 г сообщают инстранные СМИ.

Известно, что активами в Северном море заинтересовалась нефтекомпания Chrysaor, которая занимается разработкой месторождений в акватории этого моря.

Сделка будет проведена через частную инвестиционную фирму EIG Partners.

Как отмечают иностранные коллеги, Shell продает свои активы в рамках заявленного компанией плана по сокращению издержек и погашению долга в связи с покупкой BG Group за 43 млрд долл США в феврале 2016 г.

В конце октября 2016 г Shell заключила соглашение о продаже нефтегазовых участков в Канаде компании Tourmaline Oil Corp за 1,037 млрд долл США.

Всего Shell планирует продать 16 своих добывающих активов общей стоимостью более 500 млн долл США, прекратив деятельность в 5-10 странах, в т.ч в США, Тринидаде и Тобаго и Индии.

Всего в рамках 3-летней программы компания рассчитывает получить 30 млрд долл США.

Вместо этого Shell сосредоточится на приносящих быструю прибыль глубоководных проектах в Бразилии и Мексиканском заливе, а также на химических проектах в США и Китае.

О том, что компания намерена распродать часть активов в Северном море стало известно в ноябре 2016 г.

В декабре 2016 г компания объявила о продаже бизнеса по производству авиационного топлива в Австралии за 250 млн долл США.

Нидерланды. Великобритания > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 27 января 2017 > № 2051586


Великобритания. Нидерланды > Нефть, газ, уголь > oilru.com, 27 января 2017 > № 2051562

Shell продаст в Северном море активы на $3 млрд.

Нефтегазовая компания Shell намерена продать крупную часть своих активов в Северном море на $3 млрд, передает Reuters со ссылкой на источники.

Активы британско-нидерландской компании выкупит нефтекомпания Chrysaor, занимающаяся разработкой месторождений в Северном море.

Chrysaor планирует провести покупку через частную инвестиционную фирму EIG Partners.

Уточняется, что Shell продает свои активы в рамках заявленного компанией плана по сокращению издержек и погашению долга в связи с покупкой BG Group за $43 млрд.

Великобритания. Нидерланды > Нефть, газ, уголь > oilru.com, 27 января 2017 > № 2051562


Великобритания. Весь мир > Нефть, газ, уголь. Электроэнергетика > oilcapital.ru, 27 января 2017 > № 2050624

Развивающиеся страны увеличат потребление энергии к 2035 году на 30%.

«Глобальный спрос на энергию увеличится примерно на 30% до 2035 года, что обусловлено увеличением благосостояния в развивающихся странах, что частично компенсируется быстрым повышение эффективности использования энергии», — говорится в энергетическом прогнозе компании ВР.

Также компания считает, что доля возобновляемых источников энергии (ВИЭ) достигнет 10% к 2035 году. Об этом сообщил главный экономист компании ВР Спенсер Дейл в ходе презентации глобального энергетического прогноза ВР. «Доля возобновляемых источников энергии достигнет порядка 10% к 2035 году. Сейчас их доля составляет около 3%», — объяснил он.

Великобритания. Весь мир > Нефть, газ, уголь. Электроэнергетика > oilcapital.ru, 27 января 2017 > № 2050624


Азербайджан. Великобритания > Нефть, газ, уголь > aze.az, 26 января 2017 > № 2069726

ВР готова сокращать нефтедобычу по требованию Азербайджана

Компания ВР готова сокращать производство нефти в странах, участвующих в венском соглашении ОПЕК.

Об этом заявил руководитель британской ВР Роберт Дадли.

По его словам, компания сделает это в случае требования регуляторов, передает AZE.az. Этот вопрос, находится в компетенции регуляторов конкретных стран, где BP осуществляет добычу, сказал он.

“Есть у компании производство в Абу-Даби, на нем это может отразиться. Азербайджан объявил, что сделает некоторые сокращения. Мы сами, в качестве компании, не решаем. Это дело регулятора”, — пояснил Дадли.

Ранее президент Ильхам Алиев заявил РИА Новости, что Азербайджан выполняет обязательства в рамках достигнутого в Вене соглашения ОПЕК по сокращению добычи нефти.

Азербайджан. Великобритания > Нефть, газ, уголь > aze.az, 26 января 2017 > № 2069726


Великобритания. Весь мир > Нефть, газ, уголь. Электроэнергетика > neftegaz.ru, 26 января 2017 > № 2050240

ВР прогнозирует увеличение доли возобновляемых источников энергии в мире к 2035 г до 10%.

Глобальное потребление энергии в мире к 2035 г возрастет на 30%, а доля возобновляемых источников энергии (ВИЭ) достигнет 10%.

Об этом 26 января 2017 г рассказал главный экономист BP С. Дейл на презентации глобального энергетического прогноза ВР.

Как следует из документа, глобальный спрос на энергию увеличится примерно на 30% до 2035 г, что обусловлено увеличением благосостояния в развивающихся странах, что частично компенсируется быстрым повышение эффективности использования энергии.

По мнению BP, доля ВИЭ в мире достигнет 10% к 2035 г.

Сейчас их доля составляет около 3%.

ВР предполагает, что доля использования ВИЭ в Европе к 2035 г составит почти 40%, в США и Китае – около 20%.

Между тем, по прогнозу МЭА, к концу 2021 г суммарная установленная мощность ВИЭ в мире вырастет в 1,4 раза или на 825 ГВт и составит 2795 ГВт.

Производство э/энергии ВИЭ вырастет на 35,5% с 5660 ТВт*ч в 2015 г до 7672 ТВт*ч в 2021 г.

К 2021 г ВИЭ займут 42% от мирового потребления электроэнергии.

BP ожидает, что доля газа в мировом потреблении достигнет доли нефти в конце 2030х гг.

При этом доля нефти, согласно прогнозу компании, будет падать.

Сегодня доля нефти в мировом энергобалансе превышает долю газа более в 2 раза.

А вот доля угля в мировом потреблении к концу 2030х гг снизится почти в 2 раза, а доля гидроэнергетики останется примерно на том же уровне.

Согласно материалам презентации, доля потребления газа возрастет приблизительно до 25%, превысив потребление угля.

Тем не менее предполагается, что лидером на рынке останется нефть, хотя ее доля и снизится менее чем до 30%.

Великобритания. Весь мир > Нефть, газ, уголь. Электроэнергетика > neftegaz.ru, 26 января 2017 > № 2050240


Нашли ошибку? Выделите фрагмент и нажмите Ctrl+Enter