Всего новостей: 2069673, выбрано 1126 за 0.243 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 > Электроэнергетика. Нефть, газ, уголь > bbc.com, 22 апреля 2017 > № 2150985

Впервые с XIX века Британия прожила день без угля

Впервые с конца XIX столетия Великобритания в течение одного рабочего дня не использовала электрическую энергию, для производства которой использовался бы каменный уголь.

По данным британского оператора линий электропередачи (Национальной сетевой компании), день 21 апреля стал поворотным моментом в программе поэтапного отказа от использования угля к 2025 году.

Уголь является одним из самых сильных источников загрязнения среди ископаемых видов топлива.

Налог на выбросы вредных веществ уже привел к тому, что угольные электростанции стали экономически невыгодными.

Постепенно Великобритания переходит на возобновляемые источники энергии - ветер и солнечный свет.

На продолжении использования угля настаивает промышленность - именно поэтому полностью отказаться от угля планируется лишь к 2025 году.

В декабре 2015 года в Великобритании закрылась последняя глубокая угольная шахта Келлингли, которая располагалась в Йоркшире на севере Англии. В ней на 800-метровой глубине работали 450 человек.

Пока в Британии все еще продолжают работать несколько угольных карьеров.

В июле 2016 года специалисты Всемирного фонда дикой природы и других организаций подготовили доклад, согласно которому ущерб от работы угольных электростанций в Европе оценивается в 23 тыс. преждевременных смертей в год.

В докладе говорится, что загрязненный угольными электростанциями воздух может распространяться на сотни километров, в том числе и через границы. Таким образом, фактически вредные выбросы вдыхают не только жители государств, где находятся эти станции, но и жители соседних стран.

На конец 2015 года в ЕС работали 280 угольных электростанций. На уголь в 2015 году пришлось 24% электроэнергии, вырабатываемой в ЕС. Доля угля в энергетике Европы сокращается, но пока некоторые страны, включая Польшу и Чехию, не планируют полностью отказаться от этого вида электроэнергии.

Великобритания > Электроэнергетика. Нефть, газ, уголь > bbc.com, 22 апреля 2017 > № 2150985


Украина. Великобритания. ПФО > Нефть, газ, уголь > oilcapital.ru, 14 апреля 2017 > № 2143700

«Татнефть» требует принудить Киев к выплате $144 млн.

Пресс-служба «Татнефти» 13 апреля сообщила о подаче двух ходатайств против Украины в Высокий суд Лондона и в московский арбитраж. Российская компания требует принудить Киев выплатить ей $144 млн по ранее вынесенным судебным решениям. Разбирательство с украинскими властями связано с давней историей о силовом лишении «Татнефти» доли в совместном предприятии – АО «Укртатнафта», которому принадлежит Кременчугский НПЗ.

В ноябре прошлого года Апелляционный суд Парижа принял сторону «Татнефти», обязав Украину выплатить ей $112 млн плюс проценты.

«Суд пришел к выводу, что захват НПЗ и последовавшие за ним действия были совершены при содействии государственных чиновников Украины, включая судебных приставов, прокуроров и украинские суды», – говорится во вчерашнем сообщении «Татнефти».

Однако Киев отказывается исполнять арбитражное решение, «несмотря на неоднократные требования ПАО "Татнефть" и на публичные заявления "Укртатнафты", что она возместит Украине расходы».

«Укртатнафта» была учреждена в 1994 году совместным решением бывших президентов Украины и Татарстана Леонида Кучмы и Минтимера Шаймиева. Украинские власти внесли в капитал СП крупнейший в стране Кременчугский нефтеперерабатывающий завод, а Татарстан – право собственности на сырье с нескольких нефтяных месторождений. Первоначально доля Киева в капитале «Укртатнафты» равнялась 43%, а Татарстан (частично через «Татнефть») владел 57%.

В середине 2000-х годов власти Украины решили оспорить распределение долей в СП, что в конечном счете привело к отчуждению доли Татарстана. В 2006 году руководство Украины поручило Генпрокуратуре страны расследовать, справедливо ли при создании «Укртатнафты» были поделены доли между партнерами.

В октябре 2007 года татарстанские власти официально заявили о вооруженном захвате «Укртатнафты» украинской стороной. На территорию компании ворвались 50 вооруженных людей, которые избили охрану, завладев документами и печатью предприятия.

«Члены правления АО "Укртатнафта", в числе которых были и российские граждане, были принудительно собраны и закрыты в одном из кабинетов», – говорилось в сообщении на сайте правительства Татарстана.

В последовавшие за этим два года украинские суды приняли несколько решений, в результате которых Татарстан полностью потерял долю в СП. Со временем контроль над Кременчугским заводом перешел к структурам украинского олигарха Игоря Коломойского.

Украина. Великобритания. ПФО > Нефть, газ, уголь > oilcapital.ru, 14 апреля 2017 > № 2143700


Великобритания. СКФО > Нефть, газ, уголь > oilcapital.ru, 12 апреля 2017 > № 2143638

Руководители «Роснефти» и Чечни выступили с совместным заявлением.

«Роснефть» и руководство Чечни решили внести ясность «в связи с появлением в газете Financial Times публикации, содержащей лживые измышления относительно взаимоотношений между компанией «Роснефть» и руководством Чеченской Республики, немедленно растиражированные ресурсами, финансируемыми структурами Ходорковского».

«Тем более что предмет этих измышлений затрагивает чувствительные моменты личных отношений Игоря Ивановича Сечина и Рамзана Ахмадовича Кадырова, оскорбляет светлую память Ахмад-Хаджи Кадырова, с которым Игорь Сечин был близко знаком с 1999 года», – подчеркивается в пресс-релизе компании.

Заявления о «чеченском следе», на который некто, якобы, пытается навести в ходе расследования терактов в Петербурге, является, «как минимум, разжиганием межнациональной розни, то есть уголовно наказуемым деянием», говорится в документе.

«Удивляет участие одного из ведущих мировых бизнес-изданий, коим является FT, в обслуживании провокаций криминальных элементов так называемой «оппозиции», пытающихся проецировать свой хорошо нам известный бандитский опыт на взаимоотношения между Республикой и крупнейшей российской Корпорацией, – отмечается в сообщении. – Заявляем, что нас связывает многолетние и многосторонние уважительные деловые и человеческие отношения. Мы конструктивно решаем все возникающие в процессе совместной работы вопросы. Публикуемые и тиражируемые домыслы являются заведомо бездоказательной и сознательной ложью, в связи с чем, мы вынуждены рассмотреть перспективы обращения в суды различных юрисдикций», – указывается в совместном заявлении, подписанном Игорем Сечиным и Рамзаном Кадыровым.

Великобритания. СКФО > Нефть, газ, уголь > oilcapital.ru, 12 апреля 2017 > № 2143638


Великобритания. Нигерия > Нефть, газ, уголь > oilcapital.ru, 12 апреля 2017 > № 2143404

Shell признался в связях с нигерийскими коррупционерами.

Нефтегазовый концерн Shell признался в связях с коррумпированным чиновником с целью получить право разработки месторождения углеводородов в Нигерии, сообщила BBC. О связях холдинга с уличенным в отмывании денег министром стало известно после того, как были обнародованы подробности переговоров с Даном Этете, когда тот занимал пост министра нефти республики.

До этого Этете был признан судом виновным в отмывании денег по делу о приобретении итальянской ENI и англо-голландской Royal Dutch Shell прав на месторождение OPL245, которое считается самым перспективным на шельфе близ устья реки Нигер. По данным итальянских следователей, из $1,3 млрд, заплаченных в 2011 году корпорациями за право вести добычу нефти в Нигерии, около $1,1 млрд оказались на счетах подконтрольной Этете компании. Из них $466 млн затем были «отмыты» с помощью фирмы по обмену валюты и поступили в распоряжение Гудлака Джонатана, занимавшего тогда пост президента, и членов его правительства.

Представитель Shell впервые официально признал, что холдинг был связан с подставной компанией Malabu Oil and Gas Дана Этете еще до судебного спора, по итогам которого и были выплачены деньги нигерийскому правительству.

Против ENI и Shell ведется расследование в Италии и Великобритании. Дела касаются спорного приобретения нефтяного блока OPL245 в Гвинейском заливе, запасы которого оцениваются в девять млрд баррелей сырой нефти.

Великобритания. Нигерия > Нефть, газ, уголь > oilcapital.ru, 12 апреля 2017 > № 2143404


Норвегия. Нидерланды. Великобритания > Нефть, газ, уголь. Экология > energyland.infо, 7 апреля 2017 > № 2132349

Gassnova, Statoil, Shell и Total заключили соглашение о ТСМ до 2020 года

"TCM является краеугольным камнем в стратегии правительства Норвегии по управлению выбросами CO2. Теперь мы заложили хорошую основу для дальнейших операций. Я хотел бы поздравить Shell, Statoil и Gassnova с хорошо выполненной работой и пожелать Total welcome как новому владельцу", - говорит министр нефти и энергетики Норвегии Терье Сёвикнес.

Обновленное сотрудничество обеспечивает работу Технологического центра Mongstad (TCM) до 2020 года.Министр нефти и энергетики Норвегии Терье Сёвикнес участвует сегодня в мероприятии TCM, где три владельца международных компаний подписывают соглашение о продолжении работы TCM еще на три года, а Total подписывает меморандум о взаимопонимании для вступления в партнерство.

Gassnova, Statoil, Shell и Total объявили о своем желании принять участие в продолжении тестовых операций по TCM до 2020 года. Длительные операции и тот факт, что Total подписали меморандум о взаимопонимании для вступления в партнерство, подтверждает, что TCM стал международным Центром компетенции по разработке улавливания углерода (УХУ) для ршения вопросов по изменению климата.

МГЭИК выделяет улавливание и хранение углерода (УХУ) в качестве одного из ключевых инструментов смягчения последствий изменения климата, и их доклады свидетельствуют о том, что очень трудно достичь целевых показателей климата, принятых в Парижском соглашении в 2015 году, без принятия УХУ. TCM работает над тем, чтобы сделать CCS более эффективным и более доступным климатическим решением.

-"TCM с момента своего открытия в 2012 году подготовил почву для полномасштабных проектов УХУ, предоставив важные результаты, которые могут обеспечить более безопасное и более дешевое развитие улавливания СО2 в Норвегии и во всем мире. Мы рады, что Statoil и Shell хотят продолжить свое участие, чтобы эта важная работа могла продолжаться", - говорит генеральный директор Gassnova Trude Sundset.

Испытательная деятельность в промышленном масштабе в TCM позволила нескольким компаниям участвовать в полномасштабных проектах CCS в Норвегии и на международном уровне. Alstom (в настоящее время GE), Aker Solutions, Cansolv и Carbon Clean Solutions (CCSL) провели обширные тестовые кампании в TCM. TCM также установила тесное сотрудничество с Министерством энергетики США (DOE), а в 2016 году американская компания ION Engineering начала тестирование своей технологии в TCM при поддержке DOE.

-"Statoil в настоящее время ведет текущую деятельность в рамках CCS, и в целом мы хотим тесного сотрудничества с государственными и промышленными партнерами для того, чтобы квалифицировать CCS в качестве важных климатических инструментов. Дальнейшее функционирование TCM является важным местом, где мы вносим свой вклад с нашим опытом и большим опытом", -говорит, в свою очередь, исполнительный директор Irene Rummelhoff в Statoil.

"Shell подчеркивает, что строительные и тестовые операции TCM сыграли очень важную роль в раскрытии областей для совершенствования технологий, которые помогли снизить стоимость CCS, и мы видим, что такое обучение происходит в каждой тестовой кампании. Мы полагаем, что это также будет иметь место в ближайшие годы, и поэтому продолжение является важным вкладом в достижение целей стратегии Shell в рамках CCS. Shell хочет играть ключевую роль в продолжении деятельности TCM", - говорит Tor Arnesen, управляющий директор A / S Norwegian Shell.

"Total предпринимает шаги для поддержки сценария 2 ° C МЭА, в частности, через CCUS *. Мы - пионеры в CCUS, и мы хотим сделать это еще дальше. Это стратегическая инвестиция в Total, потому что она отвечает нашим обязательствам по борьбе с изменением климата двумя способами: путем накопления опыта в технологиях CCUS * и сокращения выбросов углекислого газа на производственных объектах. Поэтому мы считаем важным участие в проекте, единственном промышленном масштабе в Европе »- объясняет Филипп Батист, главный технический директор Total. «В этом году TCM будет сотрудничать с компаниями SINTEF и другими отраслевыми игроками в тестовых кампаниях для разработки лучших решений, связанных с улавливанием CO2 с использованием аминных технологий.

TCM продолжает свои усилия по тестированию новых и потенциально более эффективных технологий захвата для их подготовки к будущим разработкам проектов УХУ. TCM может также предложить уникальные уроки, полученные с точки зрения измерения выбросов, процессов утверждения для природоохранных органов, а также обучения эксплуатационного персонала, который будет работать на полномасштабных установках.

Действующий договор участника действителен до августа этого года. Продолжение до 2020 года, как это было согласовано сейчас, зависит, помимо прочего, от согласия Норвежского парламента и Органа надзора ЕАСТ (ЕКА) в отношении продолжения участия норвежского государства

Норвегия. Нидерланды. Великобритания > Нефть, газ, уголь. Экология > energyland.infо, 7 апреля 2017 > № 2132349


Великобритания. Евросоюз. Россия > Нефть, газ, уголь > oilcapital.ru, 6 апреля 2017 > № 2143181

Газпром рассматривает вопрос, сохранять ли в Лондоне трейдинг в условиях Brexit.

«Газпром» рассматривает возможности перевода из Лондона своего трейдингового и маркетингового подразделения из-за предстоящего выхода Великобритании из ЕС, пишет Financial Times.

По словам газеты, российская компания обеспокоена, что в результате Brexit ее возможности вести торговые операции в Европе из Лондона окажутся ограничены или станут дороже. Трейдинговое подразделение «Газпрома» работает в Лондоне с 1999 года.

Тем не менее зампред правления «Газпрома» Александр Медведев считает, что «Brexit не затрагивает деятельность лондонской дочерней компании "Газпрома" Gazprom Marketing & Trading».

«GM&T работает по всему миру и специализируется на трейдинге, СПГ и розничной торговле в Великобритании, тогда как европейским бизнесом на основе долгосрочных контрактов занимается преимущественно российская компания "Газпром экспорт". Анонсированный Brexit не повлиял на нашу деятельность ни на газовом рынке Великобритании, ни тем более на наш портфель СПГ», – сказал Медведев.

Великобритания. Евросоюз. Россия > Нефть, газ, уголь > oilcapital.ru, 6 апреля 2017 > № 2143181


Великобритания. Россия. Весь мир > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 6 апреля 2017 > № 2139490

Санкции Запада против России и падение цен на нефть привели некогда процветающую Seadrill к банкротству.

До введения санкций Запада против России Seadrill Limited была жемчужиной бизнес-империи миллиардера Д. Фредриксена.

4 апреля 2017 г Seadrill вяло предупредила акционеров и инвесторов облигаций, что будут огромные потери при любой реструктуризации.

Seadrill продлила срок кредитования по банковским кредитам на 2,9 млрд долл США, что позволит ей вновь отложить на 3 мес крайний срок реструктуризации.

Между тем, акции Seadrill стали довольно волатильны на фоне приближающегося банкротства.

На фоне отсутствия интереса к ним крупных игроков, акции Seadrill активно используют в спекулятивных целях.

Акции Seadrill упали на 28 % до 6,275 крон в среду, 5 апреля 2017 г , после падения 38 % накануне.

Падение цен на нефть в 2014 г вынудило нефтегазовые компании сократить расходы, что сделало компании морского бурения довольно уязвимыми.

После введения санкций Запада против РФ, Seadrill под жесточайшим прессингом была вынуждена прекратить сотрудничество с Роснефтью.

Сначала все казалось не так печально:

- в апреле 2014 г в г Лондоне И. Сечин и Д. Фредриксен безмятежно обсуждали перспективы сотрудничества.

- на ПМЭФ-2014 Роснефть подписала соглашение с North Atlantic Drilling (NADL) и материнской Seadrill об инвестициях и сотрудничестве до 2022 г, которое могло помочь Seadrill в стабильности при освоении шельфовых месторождений и независимости от рыночной конъюнктуры.

- за 1 день до введения санкций 29 июля 2014 г компании успели подписать соглашения по аренде 6 морских буровых платформ для бурения на шельфе, а в конце 2014 г Роснефть планировала закрыть сделку по покупке 30 % доли участи в NADL.

- а 9 августа 2014 г В. Путин в режиме видеоконференции напутствовал буровиков на разведочному бурению на ППБУ West Alpha (владелец Seadrill) - на скважине Университетская-1 в Карском море.

ППБУ West Alpha помогла открыть месторождение Победа в Карском море, но потом стремительно ушла восвояси.

Заглохла и сделка Seadrill с Роснефтью.

Санкции Запада против РФ на фоне падения цен на нефть привели Seadrill к банкротству.

Seadrill с начала 2016 г пытается реструктурировать крупнейшую среди компаний морского бурения долговую нагрузку.

Долг компании составил 8,9 млрд долл США на конец 2016 г.

С середины 2014 г Seadrill потеряла 97 % своей стоимости, что на 40 % снизило стоимость Fredriksen, оцениваемую ныне в 9,7 млрд долл США.

В 2016 г акции Seadrill продали Barclays Plc, JPMorgan Chase & Co, Goldman Sachs и Deutsche Bank.

Великобритания. Россия. Весь мир > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 6 апреля 2017 > № 2139490


Нидерланды. Великобритания. Евросоюз. СЗФО > Нефть, газ, уголь. Транспорт > energyland.infо, 5 апреля 2017 > № 2129246

Компания Shell обеспечит газомоторным топливом новое поколение танкеров типоразмера «Афрамакс», которые начнут пополнять флот «Совкомфлота» с июня 2018 года. Эти суда станут первыми в мире танкерами подобного типоразмера, специально спроектированными для работы на СПГ и будут заняты в транспортировке нефти и нефтепродуктов – прежде всего, на Балтике и в Северной Европе.

Группа компаний «Совкомфлот» и компания Shell Western LNG B.V. (Shell) подписали соглашение о поставках сжиженного природного газа (СПГ) в качестве топлива для серии первых в мире танкеров типоразмера «Афрамакс», которые будут работать на газомоторном топливе. Сергей Франк, генеральный директор и председатель правления ПАО «Совкомфлот», и Маартен Ветселаар, директор по комплексным газовым проектам и новым источникам энергии концерна Shell, объявили о заключении соглашения в преддверии международного форума Gastech 2017.

Поставка СПГ-топлива на танкеры будет производиться у терминала GATE (Gas Access to Europe) в Роттердаме со специализированного бункерного судна, а также на других пунктах заправки судов в акватории Балтийского моря. Дедвейт каждого из новых танкеров составит 114 тыс. тонн, они будут иметь ледовый класс 1А, что позволит им в режиме круглогодичной навигации безопасно осуществлять экспортные перевозки из районов с ледовыми условиями, включая субарктические моря.

«История взаимовыгодного и успешного сотрудничества группы компаний «Совкомфлот» и концерна Royal Dutch Shell насчитываете не один десяток лет. Наши компании систематически проводят огромную работу по поиску наиболее эффективных, качественных и безопасных технических решений в области морской транспортировки энергоносителей. Сегодня мы подписали соглашение, которое, по сути, инициирует процесс перевода танкеров типоразмера «Афрамакс», своеобразной «рабочей лошадки» рынка морской транспортировки жидких углеводородов, на использование газомоторного топлива. «Совкомфлот» и Shell стремятся сделать морское судоходство все более безопасным для окружающей среды и стать лидерами этой трансформации», – сказал Сергей Франк.

«Это событие – важный шаг в повышении роли природного газа в глобальной энергетической структуре. Мы рады работать совместно с ПАО «Совкомфлот» над заправкой первых в мире танкеров «Афрамакс» на природном газе. Преимущества СПГ будут использоваться в еще одном направлении судоходства, что говорит о том, что СПГ будет играть ключевую роль в этой отрасли, перед которой стоит задача удовлетворять новым нормативным требованиям в отношении атмосферных выбросов», – сказал Маартен Ветселаар.

Подписание знакового для отрасли бункерного соглашения позволило реализовать соглашение о намерениях, заключенное между группой «Совкомфлот» и концерном Shell в сентябре 2015 года, целью которого являлся поиск эффективных решений по переводу крупнотоннажных танкеров на использование газомоторного топлива.

Использование газомоторного топлива при эксплуатации танкеров значительно повышает экологическую безопасность судов и отвечает ожиданиям, как судовладельцев, так и фрахтователей, которые стремятся сделать транспортировку грузов все более безопасной для окружающей среды. Двигатель на СПГ выделяет в атмосферу на 90% меньше оксидов серы (SOx), на 80% меньше оксидов азота (NOx) и на 15% меньше углекислого газа (CO2), чем двигатель на стандартном тяжелом топливе. Помимо этого, для нового поколения «Афрамаксов» были выбраны двухтопливные двигатели низкого давления X-DF, которые обеспечат минимальный выброс низкодисперсных частиц. В судовых энергетических установках будет также использована технология выборочного каталитического восстановления (Selective Catalytic Reduction, SCR), которая позволяет регулировать объем выбросов оксидов азота для соответствия новых танкеров категории Tier III, установленной Приложением VI к Международной конвенции по предотвращению загрязнения с судов (Конвенция МАРПОЛ).

Выбранные компанией «Совкомфлот» инновационные технические решения позволяют ее флоту не просто соответствовать международным нормам выбросов, но и превосходить их. Тем самым, рынку задается новый стандарт безопасности и качества судоходства, что особенно важно для экологически уязвимых регионов мирового океана.

Концептуальный проект новых танкеров был разработан техническими специалистами «Совкомфлота» при активном участии ОАО «Дальневосточный центр судостроения и судоремонта» (ДЦСС), которое совместно с технологическим партнером судостроительного комплекса «Звезда» – компанией Hyundai Heavy Industries (Республика Корея) – намерено локализовать строительство этих крупнотоннажных судов нового поколения в России и начать их производство в Большом Камне (Приморский край) уже в 2020 году.

Нидерланды. Великобритания. Евросоюз. СЗФО > Нефть, газ, уголь. Транспорт > energyland.infо, 5 апреля 2017 > № 2129246


Великобритания. США. Весь мир > Нефть, газ, уголь > oilru.com, 4 апреля 2017 > № 2141098

Argus рассказало о ценах на нефть в ближайшие пять лет.

Агентство Argus ухудшило свой прогноз по ценам на нефть на ближайшие пять лет на фоне более стабильной, чем ожидалось ранее, добычи сланцевой нефти в США, заявил вице-президент нефтехимического подразделения агентства Argus Dewitt Дэйв Маккасвилл.

Эксперты агентства считают, что за этот период стоимость нефти сможет восстановиться лишь до уровня около 60 долларов за баррель. При этом согласно их предыдущему прогнозу цены на "черное золото" через пять лет могли бы достигнуть отметки в 75 долларов за баррель или выше.

"В нашем прошлогоднем прогнозе мы полагали, что в ближайшие пять лет цены на нефть могут восстановиться до 75 долларов за баррель или немного больше. Сейчас мы придерживаемся более консервативного взгляда. Стоимость нефти, возможно, на пути к достижению уровня в приблизительно 60 долларов за баррель в следующие пять лет", — сказал Маккасвилл в ходе своего выступления на конференции "Монетизация газа России и СНГ", проходящей в Москве.

По словам вице-президента Argus Dewitte, ухудшение прогноза связано с более стабильной, чем ожидалось ранее, добычей сланцевой нефти в США. В то же время рост спроса на нефть в мире оказался более медленным, чем прогнозировалось ранее.

"Американские производители научились добывать нефть по цене в 35-40 долларов за баррель. И даже сейчас в сложных условиях на рынке нефти добыча в США продолжает расти, причем значительно", — заявил Маккасвилл.

Argus Media — независимое международное ценовое агентство, специализирующееся на оценке и анализе конъюнктуры рынков нефти и нефтепродуктов, сжиженного и природного газа, электричества, угля, выбросов, биотоплива, удобрений, а также морских, речных и сухопутных перевозок. Штаб-квартира Argus находится в Лондоне.

Великобритания. США. Весь мир > Нефть, газ, уголь > oilru.com, 4 апреля 2017 > № 2141098


Италия. Великобритания. ПФО > Нефть, газ, уголь. Авиапром, автопром > oilcapital.ru, 3 апреля 2017 > № 2143200

В Казани планируют начать собирать вертолеты для «Роснефти».

Казанский вертолетный завод планирует начать собирать вертолеты для «Роснефти». На базе предприятия будет организована отверточная сборка машин итало-британского производства.

Информация о том, что КВЗ планирует начать собирать вертолеты для «Роснефти» появилась в бухгалтерской отчетности предприятия за 2016 год. Сообщается, что до 2025 года планируется запустить отверточную сборку вертолетов AgustaWestland AW189. В год будут собирать по 10 машин. Отверточная сборка используется для того, чтобы обойти высокие импортные пошлины и акцизные сборы. Транспортное средство разбирают на несколько узлов, ввозят в страну, а затем собирают. Вертолеты AgustaWestland производит британско-итальянское предприятие.

ИА «Оружие России» летом 2016 года сообщало, что «Роснефть» и Leonardo-Finmeccanica (бывшее AgustaWestland) подписали трехстороннее соглашение с холдингом «Вертолеты России», куда входит Казанский вертолетный завод. «Роснефть» должна получить 30 вертолетов. В подмосковном Томилино должно также появиться совместное предприятие. На нем выпустят 17 машин, еще 13 – в Италии. Уровень локализации производства AW189 в России стороны планируют поэтапно довести до 70% и завершить к 2025 году.

AW189 – это гражданский многоцелевой вертолет средней грузоподъемности. На борту может одновременно находиться до 21 человека. Дальность полета варьируется от 370 до 907 километров. Машина была разработана в 2011 году.

В отчетности Казанского вертолетного завода сообщается, что на 2019 год запланированы проектные работы. В 2020-2021 годах состоится покупка оборудования и изготовление оснастки, опытно-промышленная эксплуатация начнется в 2021 году, в 2022-м площадка выйдет на проектную мощность. В отчете отмечено, что собирать вертолеты будут на площадях окончательной сборки. Они уже зарезервированы.

Помощник президента Татарстана по авиакомплексу, председатель совета директоров КВЗ Равиль Зарипов рассказал «Нефти и капиталу», что проект организации отверточной сборки вертолетов для «Роснефти» пока находится на стадии обсуждения.

«Мы пока не можем по нему сказать, пойдет или нет. Идут расчеты по технико-экономическим показателям. Если их взаимоотношение будет положительным, то этот вопрос будет рассматриваться дальше. С другой стороны, мы ведем модернизацию Ми-8, своих вертолетов, чтобы они соответствовали требованиям заказчиков, в том числе "Роснефти"», – сказал Зарипов.

Эксперт-аналитик АО «Финам» Алексей Калачев считает, что в ближайшей перспективе проект по сборке иностранных вертолетов не скажется на экономике предприятия. Потом, до начала промышленной сборки, будет приносить лишь издержки. Такова уж специфика машиностроительного производства, сказал эксперт. Но польза все равно будет, если проект будет реализован.

«Конкуренция на международном рынке велика, и в этом плане такие проекты, как сборка вертолетов AgustaWestland AW189 для ПАО "Роснефть", важны для устойчивости предприятия в перспективе. Однако стоит учесть, что этот проект долгосрочный и пока еще отдаленный: проектные работы начнутся только в 2019 году, а на проектную мощность он выйдет только к 2022 году», – сказал Алексей Калачев.

Казанский вертолетный завод в течение последних нескольких лет переживает трудные времена. По итогам 2016 года его чистая прибыль сократилась почти в 100 раз – с 12,4 млрд руб. в 2015 году до 129,9 млн руб. в прошлом. Выручка тоже упала почти в 2 раза – с 49,1 млрд руб. до 25,3 млрд руб. Предприятию удалось реализовать 54 вертолета против 77 в 2015 году.

Италия. Великобритания. ПФО > Нефть, газ, уголь. Авиапром, автопром > oilcapital.ru, 3 апреля 2017 > № 2143200


Великобритания. Япония. ДФО > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 31 марта 2017 > № 2138969

Sakhalin Energy в 2016 г снизила прибыль по МСФО на 56%, до 869 млн долл США.

Выручка Sakhalin Energy по итогам 2016 г по МСФО составила 4,554 млрд долл США, чистая прибыль - 869 млн долл США.

Эти данные следуют из отчета об устойчивом развитии компании за 2016 г, представленные 31 марта 2017 г.

По итогам 2015 г выручка компании составляла 6,192 млрд долл США, таким образом в 2016 г компании зафиксировала снижение выручки на 26%.

Чистая прибыль компании снизилась еще более ощутимо - на 56%.

В 2015 г чистая прибыль компании составила 1,962 млрд долл США.

Компания Sakhalin Energy является оператором проекта Сахалин-2, в рамках которого осваиваются Пильтун-Астохское и Лунское месторождения на шельфе Сахалина.

Акционерами Sakhalin Energy являются Газпром (50%+1 акция), Shell (27,5%-1 акция), Mitsui & Co. Ltd (12,5%), Mitsubishi Corporation (10%).

В рамках проекта Сахалин-2 построен единственный на данный момент в России завод по производству сжиженного природного газа (СПГ).

В настоящее время оба комплекса по сжижению на проекте Сахалин-2 работают на полную мощность, производя в общей сложности 10 млн т/год СПГ.

Строительство 3й линии завода позволит увеличить его мощности еще на 5 млн т.

Запуск 3й линии СПГ-завода Сахалин-2 Газпром отложил с 2021 г на 2023-2024 г.

Великобритания. Япония. ДФО > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 31 марта 2017 > № 2138969


Великобритания. Япония. ДФО > Нефть, газ, уголь > oilcapital.ru, 30 марта 2017 > № 2139992

Sakhalin Energy возобновила производство СПГ, приостановленное из-за аварии.

Компания Sakhalin Energy, оператор проекта «Сахалин-2», возобновила производство СПГ и вывела его на полную мощность, сообщил журналистам зампредседателя правления «Газпрома» Виталий Маркелов в кулуарах Международного арктического форума в Архангельске.

Завод по производству сжиженного природного газа был остановлен после аварии на платформе «Лунская-А». Производство СПГ было возобновлено 29 марта утром, доложили Маркелову диспетчеры предприятия. В компании были опасения, что ЧП повлияет на график отгрузки СПГ. В целом отраслевые эксперты заявили, что на экспорт газа инцидент на Лунской-А не повлияет.

26 марта на платформе «Лунская-А» сработали датчики утечки газа. С платформы были эвакуированы 92 человека, не задействованные в устранении утечки. 28 марта компания возобновила добычу газа на платформе.

Платформа «Лунская-А» – первая в России морская газодобывающая платформа – была введена в эксплуатацию в декабре 2008 года. Она спроектирована для круглогодичной эксплуатации в условиях суровых климатических, волновых, ледовых и сейсмических нагрузок. Платформа установлена в море на глубине 48 м в 15 км от северо-восточного побережья острова Сахалин. На «Лунской-А» добываются основные объемы газа проекта «Сахалин-2».

Великобритания. Япония. ДФО > Нефть, газ, уголь > oilcapital.ru, 30 марта 2017 > № 2139992


Россия. Великобритания > Нефть, газ, уголь. Финансы, банки > finanz.ru, 30 марта 2017 > № 2135283

ПАО "Газпром" сделало ставку на слабый фунт, разместив в день официального старта Brexit евробонды в британской валюте на рекордную для российского эмитента сумму.

Cырьевой экспортер продал семилетние еврооблигации на 850 миллионов фунтов стерлингов ($1,06 миллиарда) со ставкой 4,25 процента, свидетельствуют данные в терминале Блумберг. Премия к гособлигациям Великобритании составила 342,3 базисного пункта по сравнению с 315 базисными пунктами при размещении в сентябре 2013 года.

"Им, вероятно, нравится идея воспользоваться преимуществами финансирования в более слабом фунте, - сказал Анджело Роcетто, трейдер GMSA Investments Ltd. в Лондоне. - Они должны были предложить визуально привлекательную премию за выход на рынок в фунтах стерлингов, так как это не их обычная валюта. К тому же я не вижу локальных инвесторов, желающих купить фунт".

Фунт за последние 12 месяцев подешевел к доллару почти на 14 процентов, показав худший результат среди 10 ведущих мировых валют на фоне решения Великобритании выйти из Евросоюза

Аналитики, опрошенные Блумберг, прогнозируют, что британская валюта начнет постепенно укрепляться и в 2021 году курс вырастет до $1,41 за фунт по сравнению с $1,2432 на 9:25 мск

Разместив бонды в фунтах после сделки на $750 миллионов в середине марта, Газпром выполнил более трети программы заимствований на год

Спрос при размещении составил 1,7 миллиарда фунтов, 61 процент бумаг приобрели инвесторы из Великобритании, сообщил руководитель управления рынков долгового капитала ВТБ Капитал Андрей Соловьев

(Bloomberg)

Россия. Великобритания > Нефть, газ, уголь. Финансы, банки > finanz.ru, 30 марта 2017 > № 2135283


Люксембург. Великобритания. Россия > Нефть, газ, уголь > oilru.com, 28 марта 2017 > № 2140332

Европейский суд признал санкции против "Роснефти" обоснованными.

Европейский суд правосудия в Люксембурге признал законными санкции ЕС против крупнейшей нефтяной российской компании "Роснефть".

Решение стало ответом на обращение британского суда. В феврале 2015 года Лондон запросил позицию европейского судебного органа после того, как "Роснефть" обжаловала секторальные ограничения в Великобритании.

В европейском суде заявили, что "нет никаких элементов", которые могли бы поставить под сомнение законность введенных ограничений. В решении также отмечается, что соглашение о партнерстве и сотрудничестве между Евросоюзом и Россией не противоречит введению санкций.

"Совет ЕС располагал основаниями для этих действий", — говорится в коммюнике суда.

Введенные ограничения запрещают, в частности, выпуск международных сертификатов документов, что фактически наносит ущерб акционерам и партнерам "Роснефти".

В нефтяной компании считают, что Евросоюз ввел ограничения, чтобы вытеснить Россию с рынков и создать дополнительные препятствия для работы. Представитель "Роснефти" Михаил Леонтьев ранее заявил, что Совет Евросоюза, который утвердил секторальные санкции, не имел на это полномочий.

Люксембург. Великобритания. Россия > Нефть, газ, уголь > oilru.com, 28 марта 2017 > № 2140332


Азербайджан. Великобритания > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 28 марта 2017 > № 2138903

BP продлила контракт с подрядчиком по управлению нефтяной платформой Чираг в Азербайджане.

BP продлила контракт с компанией Elite Control System на услуги по автоматизированному управлению и поддержки нефтяной платформы Чираг в азербайджанском секторе Каспийского моря.

Об этом Elite Control Systems сообщила 28 марта 2017 г.

Сумма и срок действия обновленного контракта не уточняются.

Elite Control Systems уже почти 20 лет предоставляет полностью функционирующее, настроенное под нужды BP ПО для автоматизированного управления процессом и постоянную техническую поддержку платформы Чираг на блоке месторождений Азери-Чираг-Гюнешли (АЧГ) на шельфе Каспийского моря.

Компания имеет удаленный доступ к противопожарной системе и системе газового контроля платформы удаленно из ее штаб-квартиры в Ливингстоне в Шотландии.

Автоматизированные системы управления, используемые для контроля Чираг, работают гладко и позволяют вести добычу беспрерывно.

Elite Control Systems также предоставляла техническое руководство в отношении модернизации систем и корректировки платформы для повышения безопасности и эффективности.

BP является крупнейшим иностранным инвестором в нефтегазовую сферу Азербайджана и оператором разработки блока морских нефтегазовых месторождений АЧГ и газоконденсатного месторождения Шах Дениз.

Также компания является участником трубопроводных проектов, таких как нефтепровод Баку-Тбилиси-Джейхан и Южнокавказский газопровод.

Платформа Чираг была введена в эксплуатацию в 1997 г.

Платформа установлена в азербайджанском секторе Каспийского моря в 120 км к востоку от Баку и 160 км от Сангачальского терминала на глубине моря 120 м.

Бурение эксплуатационных скважин было начато в августе 1997 г, а 1я нефть была получена 7 ноября 1997 г.

В 2014 г BP ввела в эксплуатацию новую платформу Западный Чираг.

Платформа установлена на глубине моря 170 м между уже работающими добывающими платформами на месторождениях Чираг и Гюнешли добывающими платформами.

Азербайджан. Великобритания > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 28 марта 2017 > № 2138903


Россия. Евросоюз. Великобритания > Нефть, газ, уголь. Внешэкономсвязи, политика > gazeta.ru, 28 марта 2017 > № 2123688

«Роснефть» проверила санкции на прочность

«Роснефть» считает решение Европейского суда незаконным и политизированным

Алексей Топалов

Суд ЕС признал введение санкций против «Роснефти» обоснованным, хотя и счел, что они не затрагивают платежи. «Роснефть» заявляет, что решение суда незаконно и суд фактически проигнорировал всю аргументацию, предоставленную компанией.

Европейский суд правосудия в Люксембурге признал обоснованными санкции, введенные Евросоюзом в отношении «Роснефти». Такое решение было вынесено во вторник. Ранее «Роснефть» обжаловала применение ограничительных мер в Великобритании, подав иск против британского минфина. В середине февраля Британский суд обратился в суд ЕС с просьбой выдать заключение о законности действий в отношении «Роснефти» на основании санкций.

«Мы не можем подавать апелляцию, во всяком случае не здесь. Здесь нет более возможностей для дальнейших апелляций», — цитирует ТАСС партнера компании Herbert Smith Freehills Лонде Вандер Хенде, представляющего интересы «Роснефти».

«Роснефть» в своем релизе, выпущенном после появления решения суда ЕС, называет это решение «незаконным, необоснованным и политизированным», доказывающим, что в Европе «на смену верховенства права приходит верховенство политической конъюнктуры».

«Роснефть» указывает, что суд не смог объяснить, почему санкции, вызванные присоединением Крыма к РФ, затрагивают такие аспекты, как доступ компании на международные финансовые рынки, добыча на арктическом шельфе, разработка трудноизвлекаемых запасов, глубоководных и сланцевых месторождений. Компания продолжает настаивать на том, что не совершала никаких противоправных действий ни в одной юрисдикции, где она ведет свою деятельность, включая Украину, и не имеет отношения к кризису на Украине.

Компания считает, что санкции, которые были введены против нее странами ЕС, в первую очередь нацелены на то, чтобы увеличить риски ведения бизнеса, помешать реализации значимых проектов и создать таким образом преференции для других компаний на нефтяном рынке.

При этом есть прецеденты, когда этот же суд пересматривал решение о санкциях: например, в случае с банками Ирана, которые сумели доказать, что не имеют отношения к иранской ядерной программе, из-за которой и были введены ограничения.

Кроме того, отмечает «Роснефть», суд не принял во внимание, что санкции наносят ущерб и европейским партнерам компании — производителям оборудования, банкам и инвестфондам, а также иностранным акционерам «Роснефти» (крупнейшими являются ВР, Glencore и суверенный фонд Катара).

«Роснефть» заявляет, что, несмотря на игнорирование судом аргументации о незаконности санкций, она продолжит защищать интересы своих акционеров (в том числе и от влияния неправомерных ограничений), используя все имеющиеся в ее распоряжении правовые инструменты.

Впрочем, в решении суда ЕС есть один нюанс: по нему санкции не распространяются на платежи. В решении указывается, что в санкциях использован термин «финансовая помощь» (financial assistance), тогда как если бы целью было ограничение всех банковских транзакций, использовался бы другой термин.

Юристы полагают, что поиск подобных лазеек и может являться целью «Роснефти». Екатерина Ващилко из адвокатского бюро А2 говорит, что, учитывая невозможность оспаривания решения Европейского суда, у компании остается единственный вариант — попытаться изменить толкование принятого ранее решения о санкциях путем оспаривания в судах стран – участниц ЕС (как это было сделано в Высоком суде Лондона), чтобы эти суды согласовывали свою позицию с Европейским на предмет противоречий.

«Полученный ответ может содержать пояснение или толкование принятого ранее решения, как это случилось в этот раз с платежами, — указывает Ващилко. — Таким образом, «Роснефть» ищет слабые места в режиме санкций, которые в конечном итоге могут позволить ей обходить установленные ограничения, не нарушая при этом решения суда высшей инстанции».

Юрист полагает, что это далеко не последний случай, когда Европейский суд поясняет свою позицию в отношении «Роснефти».

А вот политологи полагают, что реальных изменений через суд добиться не удастся.

«Основной идеей санкций было не позволить России получать финансовые средства в прежних объемах, а «Роснефть» — одна из крупнейших госкомпаний и налогоплательщиков, крупный источник этих средств», — комментирует профессор Высшей школы экономики, политолог Николай Петров.

Поэтому добиться отмены санкций в отношении «Роснефти» через суд, по мнению политолога, нереально. «Судебные разбирательства — это «арьергардные бои», попытка сохранить лицо, — поясняет Петров. — А для изменения позиции ЕС в отношении санкций нужны реальные политические сдвиги».

Россия. Евросоюз. Великобритания > Нефть, газ, уголь. Внешэкономсвязи, политика > gazeta.ru, 28 марта 2017 > № 2123688


Великобритания. Украина > Нефть, газ, уголь > minprom.ua, 21 марта 2017 > № 2121906

Минюст обжаловал решение на выплату компенсации JKX Oil&Gas

Министерство юстиции подало апелляцию на решение международного арбитража от 6 февраля, которым он обязал Украину возместить компании JKX Oil&Gas (Великобритания), владеющей в Украине нефтегазовыми активами, 11,7 млн долл. убытков, которые та понесла из-за нарушения Украиной межправительственного договора с Великобританией об обоюдной защите инвестиций. Об этом говорится в сообщении на сайте JKX Oil&Gas.

"Вчера днем компания получила уведомление Министерства юстиции Украины в Высокий суд Лондона о вызове JKX в качестве ответчика в ходатайстве, направленном на отмену недавнего арбитражного решения против Украины и в пользу JKX", – говорится в сообщении.

Отмечается, что основанием для подачи апелляции является то, что арбитражный суд, по мнению украинского Минюста, совершил серьезную ошибку при проведении арбитражного разбирательства.

Напомним, Международный арбитраж обязал Украину возместить 12 млн долл. убытков британской JKX Oil&Gas.

JKX Oil&Gas владеет в Украине Полтавской газонефтяной компанией.

Крупнейшими акционерами компании являются Eclairs Group Игоря Коломойского и Геннадия Боголюбова — 27,54% акций, Glengary Overseas Limited Александра Жукова — 11,45% акций. Кроме того, российская Proxima Capital Group владеет 19,92% акций компании.

Великобритания. Украина > Нефть, газ, уголь > minprom.ua, 21 марта 2017 > № 2121906


Израиль. Великобритания. Египет > Нефть, газ, уголь > newsru.co.il, 20 марта 2017 > № 2128074

Группа израильских и британских инженеров, представляющих газодобывающий консорциум "Тамар", посетила Каир с целью обсуждения технологии поставки газа из израильского месторождения в Египет, сообщает палестинское информационное агентство MAAN.

Согласно источникам, на которые ссылается агентство, консорциум планирует проложить газопровод от месторождения к египетскому побережью, вложив в его прокладку полмиллиарда долларов.

Напомним, что в 2014 году Египет подписал договор о закупке газа из "Тамар" на общую сумму 20 миллиардов долларов.

Израиль. Великобритания. Египет > Нефть, газ, уголь > newsru.co.il, 20 марта 2017 > № 2128074


Великобритания. Россия > Нефть, газ, уголь > oilru.com, 20 марта 2017 > № 2120811

Shell верит в российский СПГ.

Англо-голландская Royal Dutch Shell верит в большое будущее российского сжиженного природного газа (СПГ), но на этом рынке России предстоит серьезная конкуренция, рассказал в интервью РИА Новости руководитель направления по реализации новых проектов Shell Стюарт Брэдфорд.

Сейчас в России работает только один завод по производству СПГ — "Сахалин-2" (в операторе проекта Sakhalin Energy "Газпрому" принадлежит 50% плюс одна акция, у Shell — 27,5% минус одна акция). "Газпром" планирует расширить его производство в России, построив завод "Балтийский СПГ" в порту Усть-Луга Ленинградской области, а также реализовав третью очередь на действующем "Сахалине-2"; меморандумы по этим проектам подписаны Shell и "Газпромом".

Однако, как стало известно в марте из проспекта выпуска еврооблигаций "Газпрома", "Газпром" решил перенести запуск этих объектов на более поздние сроки, и теперь планирует ввести в эксплуатацию третью очередь "Сахалина-2" в 2023-2024 годах (вместо 2021 года), а завод "Балтийский СПГ" — в 2022-2023 годы (вместо декабря 2021 года — в 2022 года) с возможностью дальнейшего пересмотра даты.

Интерес к проектам сохраняется

Как рассказал Брэдфорд, Shell удовлетворен сотрудничеством с "Газпромом" не только по существующему, но и по запланированным СПГ-проектам. "К сожалению, мы не даем оценку такому решению "Газпрома" (о переносе сроков реализации "Балтийского СПГ" — ред.), но Shell вполне доволен прогрессом, достигнутым по коммерческим и техническим аспектам проекта", — сказал Брэдфорд на интервью в рамках IV ежегодного конгресса и выставки "СПГ-конгресс Россия 2017".

По словам Брэдфорда, компания видит значительные потенциальные выгоды как инвестор в этом проекте, а также выгоды для России в целом. По мнению Shell, проект внесет вклад в улучшение общего инвестиционного климата, даст возможность развития для российских поставщиков и локальных производителей оборудования, сделает доступными для России множество наиболее привлекательных рынков газа в мире.

"Проект может столкнуться с вызовами, энергетические проекты такого размера всегда имеют не только возможности, но и вызовы. На этом этапе сложно сказать, какие это будут вызовы и возможности. До сих пор мы удовлетворены достигнутым прогрессом и другими вещами, которые мы сделали в сотрудничестве с "Газпромом" по этому проекту", — отметил Брэдфорд.

Он также отметил, что компания сохраняет интерес к реализации третьей очереди завода "Сахалин-2" и в целом позитивно оценивает инициативу создания четвертой очереди.

"Четвертая очередь завода на Сахалине технически возможна, и это дает пространство для принятия решения. Четвертая очередь будет иметь такие же преимущества, как и третья – подготовленную инфраструктуру, а также отличную репутацию компании Sakhalin Energy, оператора проекта "Сахалин-2". Однако сейчас приоритетом для нас является реализация третьей очереди завода СПГ на Сахалине", — подчеркнул он.

Будущее российского СПГ

Shell также прогнозирует значительный рост рынка СПГ, что открывает потенциал для инвестиций в эту сферу, которые могут быть невероятно выгодными, подчеркнул собеседник агентства.

"Shell прогнозирует огромные рыночные возможности для СПГ — спрос на СПГ будет расти на 4-5% в год до 2030 года, вдвое быстрее, чем спрос на природный газ. То есть это один из самых быстрорастущих секторов в энергетике, и конечно, для России, как главного держателя ресурсов газа, это фантастическая возможность войти на новые рынки", — отметил он.

Впрочем, Брэдфорд подчеркнул, что за этот новый спрос есть конкуренция. "Например, в 1990-2000 были построены большие мощности в Катаре, позже на рынок вышли австралийские проекты, следующей волной, возможно, станут проекты в США, которые имеют ряд конкурентных преимуществ: зачастую они построены с очень хорошей возможностью развития, низкой стоимостью инфраструктуры и облегченным налоговым режимом", — отметил он.

Тем не менее, по словам Брэдфорда, у российских проектов есть хороший потенциал, и они могут стать конкурентами американским и катарским проектам. Чтобы быть конкурентоспособными, российским проектам необходимо несколько условий.

"Это небольшая общая стоимость, условия налогообложения, стоимость транспортировки, цена поставок газа должна быть ниже, чем в США. Shell убежден, что российские проекты могут быть конкурентоспособными, вот почему мы так активно занимаемся развитием двух многообещающих проектов совместно с "Газпромом", — заключил он.

Генеральным медиа-партнером конгресса выступало агентство "РИА Новости" медиагруппы "Россия сегодня".

Великобритания. Россия > Нефть, газ, уголь > oilru.com, 20 марта 2017 > № 2120811


Великобритания. Норвегия. Весь мир > Нефть, газ, уголь. Судостроение, машиностроение > oilcapital.ru, 15 марта 2017 > № 2119640

СМИ: Роторные паруса помогут перевозить нефть.

Royal Dutch Shell и Maersk решили выяснить, можно ли с помощью ветряной энергетики значительно сократить потребление топлива нефтяными танкерами. Для этого они вместе оборудуют танкер двумя роторными парусами и испытают его, об этом сообщается в материале Financial Times.

Роторные паруса, или турбопаруса, были разработаны немецким инженером Антоном Флеттнером почти 100 лет назад, они используют энергию ветра на основе эффекта Магнуса. Он заключается в том, что при обтекании вращающегося тела - в данном случае гигантских цилиндров, вращающихся с помощью двигателей, – воздушным потоком образуется сила, перпендикулярная направлению потока и воздействующая на тело. При этом благодаря конструктивным особенностям роторных парусов всегда можно получить движущую силу в нужном направлении, а управлять ими можно с помощью компьютеров.

В прошлом роторные паруса уже успешно использовались на менее крупных судах, в том числе Жаком-Ивом Кусто, который активно их совершенствовал. В 2008 г. в Германии было построено грузовое судно E-Ship 1 компании Enercon, использующее турбопаруса в качестве вспомогательных движителей, длиной 130 м и дедвейтом 10 200 т.

Однако никто еще не пытался установить такие паруса на 245-метровый танкер дедвейтом почти 110 000 т, перевозящий нефтепродукты, отмечает технический директор Maersk Tankers Томми Томассен. По оценкам компании, они позволят экономить в среднем до 10% топлива на стандартных маршрутах. Если эти ожидания оправдаются, Maersk Tankers сможет использовать роторные паруса и на более крупных танкерах, перевозящих сырую нефть. В свою очередь, интерес Shell вызван тем, что ей принадлежит 10 нефтяных танкеров и около 40 кораблей для транспортировки сжиженного природного газа.

Грузоперевозчики уже давно рассматривают различные способы использования возобновляемой энергии для экономии на топливе. Например, немецкая SkySails использует для буксировки судов систему, напоминающую воздушного змея. Но сейчас интерес к ним вырос, так как в 2020 г. вступят в силу правила Международной морской организации ООН, обязывающие компании использовать более экологичное, но дорогое топливо. По словам гендиректора финской Norsepower Туомаса Риски, чья компания строит роторные паруса для Maersk, еще пять лет назад потенциальные клиенты считали это «довольно безумной идеей», но перспектива увеличения расходов на топливо изменила их отношение.

Первые роторные паруса были слишком тяжелыми и потому неэффективными, отмечает Риски. Его компания производит для Maersk паруса высотой 30 м и диаметром 5 м из легких композитных материалов из углеродного волокна. Стоимость проекта 3,5 млн фунтов ($4,3 млн), большую часть средств на него выделил британский Институт энергетических технологий (ETI). Предполагается, что роторные паруса будут установлены в первой половине 2018 г. и протестированы до конца 2019 г.

Великобритания. Норвегия. Весь мир > Нефть, газ, уголь. Судостроение, машиностроение > oilcapital.ru, 15 марта 2017 > № 2119640


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. США. Весь мир > Нефть, газ, уголь > oilru.com, 11 марта 2017 > № 2120685

Акции BP подорожали на 3,7% слухах о возможном слиянии с Exxon.

Цена акций BP Plc в ходе торгов в пятницу поднималась до максимума за один месяц после того, как Evening Standard сообщила о том, что американский нефтепроизводитель Exxon Mobil Corp. изучает возможность покупки британского конкурента.

Котировки бумаг BP к закрытию сессии выросли на 3,7%, до 470,70 пенса, по сравнению с повышением британского фондового индекса FTSE 100 на 0,4%. В ходе торгов курс акций поднимался до 474,55 пенса.

Evening Standard пишет, что Exxon обратился к основным акционерам BP, чтобы оценить их интерес к потенциальной покупке. У нефтяных компаний есть общие акционеры, включая инвестиционные фирмы BlackRock и Vanguard.

Считается, что BP может оказаться уязвимым в случае, если Exxon предложит такую высокую цену, как 600 пенсов за акцию, отмечается в статье. Тогда целиком британский нефтепроизводитель будет оценен примерно в 120 млрд фунтов стерлингов.

Также в числе возможных претендентов на покупку BP появляется название другой американской компании - Chevron.

При этом Evening Standard не раскрывает источник информации, а представители BP отказались давать комментарии изданию TheStreet.

Если сделка будет заключена, она станет крупнейшим поглощением в нефтяной отрасли за всю историю. Однако она, вероятно, столкнется с возражениями со стороны правительства Великобритании.

Великобритания. США. Весь мир > Нефть, газ, уголь > oilru.com, 11 марта 2017 > № 2120685


Мексика. Великобритания > Нефть, газ, уголь. Транспорт > oilru.com, 10 марта 2017 > № 2120701

Британская BP открывает полторы тысячи заправок в Мексике

Британская компания BP объявила в четверг об открытии сразу 1,5 тысячи АЗС в Мексике, став, таким образом, первой крупной иностранной компанией, пришедшей на розничный рынок латиноамериканской страны после начала реформы энергетической отрасли.

Реформа идет с конца 2013 года, и впервые после почти 80 лет монополизма госкомпании Pemex в энергетическую сферу были допущены частные, в том числе иностранные, инвестиции. В стране планируется постепенный отход от торговой марки Pemex, под которой работали все бензоколонки, и открытие заправок других компаний. Предполагается, что в 2018 году цены на бензин будут полностью либерализованы.

"Инвестиции могут варьироваться в зависимости от станции, но даже если суммировать только вложения в инфраструктуру, это будет цифра в миллиарды долларов", — заявил в четверг на презентации первой АЗС в районе Сьюдад-Сателите около Мехико глава подразделения по продаже конечной продукции представительства BP в Мексике Альваро Гранада.

По словам представителей BP, на открытие всех заявленных полутора тысяч заправочных станций в Мексике компании потребуются около пяти лет.

Мексика. Великобритания > Нефть, газ, уголь. Транспорт > oilru.com, 10 марта 2017 > № 2120701


Великобритания. Нидерланды. Канада > Нефть, газ, уголь > oilru.com, 9 марта 2017 > № 2120590

Shell продает активы в Канаде за $7,25 млрд.

Royal Dutch Shell продаст почти все свои производственные активы в канадских нефтеносных песках, а сумма сделки составит $7,25 млрд. Таким образом компания снизит долги и сократит свое участие в одной из наиболее экологически вредных форм добычи ископаемого топлива, пишет Bloomberg.

Компания будет продавать все свои активы в области добычи нефти из нефтеносных песков, кроме 10%-й доли в проекте по добыче нефтеносных песков Атабаски, сообщила в четверг в Гааге компания Shell. Компания также останется оператором проекта по переработке нефти Scotford.

Англо-нидерландский производитель находится в процессе распродажи активов, за счет чего намерен получить $30 млрд, чтобы сократить задолженность, которая выросла в результате приобретения BG Group Plc за $54 млрд в прошлом году.

В 2016 г. компания продала активы на $5 млрд. Как писали ранее "Вести. Экономика", компания также получит $2,2 млрд за выход из совместного проекта с Saudi Aramco.

Процесс добычи тяжелой нефти из нефтяных песков стал чрезвычайно затратным после падения нефтяных цен в 2014 г. Помимо этого подобные проекты стали объектом нападок со стороны экологических активистов из-за высокого уровня выброса парниковых газов, которые образуются в результате производства и переработки, что необходимо для производства синтетической нефти.

Великобритания. Нидерланды. Канада > Нефть, газ, уголь > oilru.com, 9 марта 2017 > № 2120590


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


США. Канада. Великобритания > Металлургия, горнодобыча. Нефть, газ, уголь. Внешэкономсвязи, политика > metalinfo.ru, 6 марта 2017 > № 2148841

Канадское подразделение Евраза сможет поставить трубы для нефтепровода Keystone XL в США

Пресс-служба Белого Дома выступила с сообщением, в котором была откорректирована позиция президента США Дональда Трампа, в конце января текущего года заявившего, что для строительства новых нефтепроводов на территории страны должна быть использована американская сталь. Как теперь отметила представительница президентской администрации Сара Сандерс, это положение относится лишь к новым проектам трубопроводов, тогда как для уже начатых строек данное требование снимается.

Магистральный нефтепровод Keystone XL, который должен был соединить нефтяные месторождения в канадской провинции Альберта с хабом в штате Небраска, считался одним из наиболее противоречивых проектов в американской нефтегазовой отрасли в последние годы. Канадская компания TransCanada в 2013 г. ввела в строй южную ветку Keystone, но ее продолжение (тот самый проект Keystone XL) было заблокировано по решению тогдашнего президента США Барака Обамы, который заявил, что поставки канадской «тяжелой» нефти на Средний Запад США не принесут выгоды американским потребителям и могут способствовать увеличению выбросов «парникового» углекислого газа.

Дональд Трамп дал разрешение на строительство Keystone XL 24 января, почти сразу же после инаугурации, но потребовал, чтобы при реализации проекта максимально широко использовалась американская сталь. Между тем, у TransCanada уже были заключены контракты на поставку 745 тыс. т труб диаметром 36 дюймов для прокладки нефтепровода. При этом 50% из них должны были поставить американские заводы, 24% - канадское предприятие российской группы Evraz, а оставшиеся 26% - итальянские и индийские трубники.

Как отмечали некоторые комментаторы, применение принципа «покупай американское» к проекту Keystone XL могло замедлить его реализацию, так как производители в США могли оказаться не готовыми к исполнению такого заказа, а их продукция — недостаточно качественной, чтобы соответствовать требованиям заказчика. Однако теперь уже ничего не мешает Evraz Canada выполнить свою часть контракта.

Премьер-министр Канады Джастин Трюдо выразил свое удовлетворение решением Белого Дома в отношении проекта Keystone XL, а правительство страны выступило с комментарием, в котором подчеркивалась его важность для канадской промышленности. Поддержку этому решению высказали и ряд американских потребителей стальной продукции. Как они рассчитывают, новые власти США все-таки будут проводить менее протекционистскую политику на национальном рынке стали, от чего безусловно выиграют ее покупатели.

США. Канада. Великобритания > Металлургия, горнодобыча. Нефть, газ, уголь. Внешэкономсвязи, политика > metalinfo.ru, 6 марта 2017 > № 2148841


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


Нашли ошибку? Выделите фрагмент и нажмите Ctrl+Enter