Всего новостей: 2401929, выбрано 78278 за 0.199 с.

Новости. Обзор СМИ  Рубрикатор поиска + личные списки

?
?
?  
главное   даты  № 

Добавлено за Сортировать по дате публикации  | источнику  | номеру 

отмечено 0 новостей:
Избранное
Списков нет

Россия. Белоруссия > Нефть, газ, уголь > metalinfo.ru, 13 февраля 2018 > № 2497211

Белоруссия планирует увеличить добычу нефти в России

Белоруснефть планирует в 2018 г. увеличить добычу нефти на территории России на 20% по сравнению с показателем прошлого года - до более чем 180 тыс. т, сообщил главный инженер - заместитель генерального директора компании Владимир Гошкис.

Он добавил, что в прошлом году компания добыла более 150 тыс. т нефти на территории РФ.

Компания планирует до 2023 г. постепенно наращивать объемы добычи, поэтому серьезно занимаемся вопросами геологоразведочных работ в Сибири. Кроме того, Белоруснефть с целью покупки отслеживает лицензионные участки, которые выставляются в России на торги.

Относительно добычи нефти в Белоруссии в 2018 г. Белоруснефть прогнозирует объем добычи в 1,67 млн т, что на 20 тыс. т больше показателя 2017 г. (+1,2%).

Россия. Белоруссия > Нефть, газ, уголь > metalinfo.ru, 13 февраля 2018 > № 2497211


Казахстан > Госбюджет, налоги, цены. Нефть, газ, уголь > inform.kz, 13 февраля 2018 > № 2496793

За 2017 год на Тенгизе добыли 28,7 млн тонн нефти

Добыча нефти на Тенгизском месторождении, разрабатываемом в Атырауской области, в 2017 году составила 28,7 миллиона тонн, сообщает корреспондент МИА «Казинформ».

«В 2017 году объемы добычи сырой нефти на месторождении Тенгиз составили 28,7 миллиона тонн, или 229 миллионов баррелей. В 2008 году ТШО завершил проект закачки сырого газа и ввода завода второго поколения (ЗСГ/ЗВП), в результате которого суточная добыча нефти достигла приблизительно 75 тысяч тонн, или 600 тысяч баррелей, и суточное производство природного газа - 22 миллиона кубических метров (750 миллионов кубических футов)», - сообщили в пресс-службе ТОО «Тенгизшевройл».

Напомним, в 2016 году на месторождении было добыто 27 миллионов 560 тысяч тонн. В настоящее время на Тенгизе началось строительство нового завода, после завершения работ добыча на месторождении достигнет 39 миллионов тонн в год.

Общие разведанные запасы Тенгизского коллектора составляют 3,2 миллиарда тонн (25,5 миллиарда баррелей) и 200 миллионов тонн (1,6 миллиарда баррелей) в Королевском месторождении. Извлекаемые запасы нефти Тенгизского и Королевского месторождений составляют от 890 миллионов до 1,37 миллиарда тонн (7,1 - 10,9 миллиарда баррелей).

Казахстан > Госбюджет, налоги, цены. Нефть, газ, уголь > inform.kz, 13 февраля 2018 > № 2496793


Казахстан > Госбюджет, налоги, цены. Нефть, газ, уголь > inform.kz, 13 февраля 2018 > № 2496786

Выпуск мазута в Казахстане в январе увеличился на 17,8%

В Казахстане выпуск бензина в январе 2018 года составил 288,2 тысячи тонн, что на 4,6% меньше, чем в соответствующем месяце 2017 года, передает корреспондент МИА «Казинформ» со ссылкой на Комитет по статистике Министерства национальной экономики РК. 

В отчетном периоде было произведено: керосина в объеме 23,6 тысячи тонн (увеличение производства по сравнению с январем прошлого года на 19,8%), сжиженного пропана и бутана - 206,3 тысячи тонн (+3,4%), газойля - 357,8 тысячи тонн (-7,8%), мазута - 343,2 тысячи тонн (+17,8%), ферросплавов - 171,2 тысячи тонн (+2,3%), плоского проката - 252,7 тысячи тонн (+38,3%), рафинированного свинца - 13,2 тысячи тонн (+1,1%), цинка - 28,4 тысячи тонны (+2,6%), рафинированной меди - 35,7 тысячи тонн (+11,1%).

Казахстан > Госбюджет, налоги, цены. Нефть, газ, уголь > inform.kz, 13 февраля 2018 > № 2496786


Украина > Нефть, газ, уголь > minprom.ua, 13 февраля 2018 > № 2496648

В 2017 году ДТЭК сократил добычу угля на 11,3%

По итогам 2017 года ДТЭК сократил добычу рядового угля на 11,3%, до 27,706 млн тонн. Об этом говорится в сообщении энергохолдинга на Ирландской фондовой бирже.

Снижение объемов производства в 2017 году вызвано потерей контроля над шахтами на неподконтрольных территориях в марте прошлого года. В результате добыча антрацита предприятиями ДТЭК сократилась на 52,5%, до 4,791 млн тонн.

В то же время добыча газового угля в прошлом году увеличилась на 8,2%, до 22,914 млн тонн.

В 2017 году компания сократила экспорт угля на 43,9%, до 0,748 млн тонн. При этом импорт угля увеличился в 11,6 раз, до 2,571 млн тонн. Компания импортировала угольную продукцию из Южно-Африканской Республики, Польши и США.

Украина > Нефть, газ, уголь > minprom.ua, 13 февраля 2018 > № 2496648


Украина > Нефть, газ, уголь > minprom.ua, 13 февраля 2018 > № 2496611

На украинских заправках подешевел бензин

С 12 по 13 февраля ряд сетей АЗС снизили цены топлива в пределах 50 коп./л. Об этом изданию enkorr сообщили в "Консалтинговой группе А-95" со ссылкой на данные оперативного мониторинга рынка.

В частности, AMIC снизила цены на все виды топлива на 50 коп./л. В сети "Параллель" топливо подешевело на 33 коп./л. Столичная KLO на 20 коп./л снизила цену на премиальный вид А-95.

Тернопольская сеть "Олас" на 1 грн./л снизила цену на бензин А-95, на 90 коп./л – на А-92, и на 20 коп./л – на ДТ. Кировоградская "Рур Групп" опустила цены на все топливо на 50 коп./л, в луганской сети "Автопорт" бензины подешевели на 50 коп./л, а ДТ – на 80 коп./л., одесская сеть "Катрал" опустила цены на бензин и ДТ на 10 коп./л.

Средние цены по стране 13 февраля снизились на 6-7 коп./л.

Ранее директор "Консалтинговой группы А-95" Сергей Куюн прогнозировал, что средняя цена топлива может снизиться на 50-70 коп./л во второй декаде февраля.

"По нашим расчетам, во второй декаде февраля розничная стоимость бензина А-95 может снизиться на 70 коп. /л – до средних значений 29,75 грн./л. Стоимость дизтоплива может снизиться до 27,50 грн/л. При условии, что текущие уровни котировок и курсов валют зафиксируются до конца февраля, себестоимость топлива снизится еще на 50 коп./л", – отметил эксперт.

Напомним, на фоне роста мировых цен на нефть и снижения курса гривны дизельное топливо и бензины в Украине начали дорожать с сентября 2017 г. Всего с 7 сентября по 31 января 2018 г. средняя стоимость бензина марки А-92 выросла на 5,80 грн./л, А-95 – на 5,80 грн./л, А95+ – на 5,87 грн./л, а ДТ прибавило 6,31 грн./л.

Украина > Нефть, газ, уголь > minprom.ua, 13 февраля 2018 > № 2496611


Казахстан > Нефть, газ, уголь > kursiv.kz, 13 февраля 2018 > № 2496497

Минэнерго ожидает дефицит бензина между 2021 - 2023 годами и авиакеросина до 2026 года

Салим САКЕНОВ

Министр энергетики Канат Бозумбаев заявил, что ведомство пришло к заключению, что увеличение производства ГСМ после модернизации НПЗ покроет внутренний рынок лишь в среднесрочном периоде.

«Ранее созданная группа с участием международных экспертов и представителей госорганов провела детальный анализ прогнозного баланса производства и потребления автобензина, дизтоплива и авиакеросина после завершения модернизации НПЗ. Рабочая группа пришла к заключению, что увеличение производства ГСМ после модернизации НПЗ покроет внутренний рынок лишь в среднесрочном периоде. С учетом прогнозируемого роста потребления образуется дефицит автобензина между 2021 и 2023 годами, дизтоплива между 2018 - 2023 годами и авиакеросина после 2026 года», - сообщил чиновник.

Для следующего этапа «по проработке вариантов строительства нового НПЗ и финансирования сроков переговоров с потеницальными инвесторами» создана новая рабочая группа.

«Рабгруппой будет выработана соотвествующая Дорожная карта, которую мы планируем представить на утверждение межведомственной комиссией в четверг», - сообщил министр.

Казахстан > Нефть, газ, уголь > kursiv.kz, 13 февраля 2018 > № 2496497


США. Россия. Арктика > Нефть, газ, уголь > inopressa.ru, 13 февраля 2018 > № 2496461

Наш российский "трубопровод" и его ужасная цена

Редакция | The Boston Globe

"Чтобы построить новый терминал для экспорта газа стоимостью в 27 млрд долларов в Северном Ледовитом океане, за счет которого сейчас существует Массачусетс, российские компании пробурили скважины в хрупкой вечной мерзлоте и встроили новый международный аэропорт в девственный ландшафт, место обитания северных оленей, полярных медведей и моржей. Они раскопали нерестовые места находящегося под угрозой вымирания сибирского осетра в устье Оби, чтобы разместить там крупные суда, и заказали строительство флотилии тысячефутовых танкеров-ледоколов, которые могут уничтожить тюленей и нарушить среду обитания китов, в то время как они перевозят сверхохлажденный газ, предназначенный для Азии, Европы - и Эверетта", - пишет редакция The Boston Globe.

Беспрецедентный импорт российского СПГ этой зимой уже вызвал гнев украинско-американской общины Большого Бостона, поскольку владелец контрольного пакета акций газодобывающей компании находится под санкциями США, введенных из-за российского вмешательства на Украине, отмечают авторы.

Чиновники слишком активно настаивали на праведно звучащих позициях против проектов, связанных с ископаемым топливом, не особо задумываясь о глобальном влиянии их действий и молчаливо ожидая, что другая страна построит инфраструктуру, для которой мы слишком хороши, возмущаются журналисты.

И потом имеет место модное, но научно не подтвержденное общенациональное помешательство на трубопроводах, которое решили поддержать и политики штата, говорится в статье.

Экологические активисты слишком сосредоточились на том, чтобы прекратить строить трубопроводы в стране, неважно, куда они идут, какое топливо по ним течет и как последствия этих решений могут вызвать повышение общемировых выбросов парникового газа, полагают авторы.

"И штат сейчас занимает непростительную позицию по блокированию местной инфраструктуры, в то время как его общественная политика создает спрос на зарубежную инфраструктуру для добычи ископаемого топлива, подобного "Ямал СПГ" - проекту, который может нанести гораздо больший вред планете в кратко- и долгосрочном периодах", - говорится в статье.

"Защитники окружающей среды также обеспокоены тем, что увеличение производства и судоходства в Арктике повредит коренным народам, перережет маршруты миграции оленей, приведет к занесению агрессивных видов в среду, плохо приспособленную для их интеграции, и создаст очень отдаленную, но потенциально катастрофическую опасность взрыва СПГ", - пишет издание.

"Суть состоит в том, что из-за характера процесса сжижения СПГ достаточно углеродоемок", - говорит Гэвин Лоу, глава отдела консалтинга по газу, СПГ и углеродам энергетической консалтинговой фирмы Wood Mackenzie. Точная разница зависит от таких факторов, как количество утечек трубопроводов, примесей углерода в газе, возраста оборудования и расстояния, на которое осуществляется импорт, но в целом процесс сжижения газа предполагает на 5-10% больше выбросов за весь цикл, от начала до конца, сказал он.

"С глобальной точки зрения, не имеет значения, где происходят эти выбросы: на терминале на Ямале или на электростанции в Эверетте, они оказывают одинаковое влияние. Наука должна сделать решения штата однозначными", - пишет редакция.

США. Россия. Арктика > Нефть, газ, уголь > inopressa.ru, 13 февраля 2018 > № 2496461


Россия > Нефть, газ, уголь. Финансы, банки > forbes.ru, 13 февраля 2018 > № 2496126

Полыхнуло. Почему рост цен на бензин опережает инфляцию

Кирилл Родионов

независимый эксперт

Монополия поставщиков мешает рыночному ценообразованию топлива

В конце января Владимир Путин заявил о возможности снижения цен на бензин. Рост стоимости автомобильного топлива связан с повышением акцизов и нефтяных котировок, подчеркнул он. Однако в некоторых регионах рост вызван сложностью доставки и неразвитостью инфраструктуры, добавил президент, пообещав обсудить эти проблемы с руководителем Федеральной антимонопольной службы (ФАС) Игорем Артемьевым.

По итогам 2017 года цены на бензин, согласно данным Росстата, выросли на 7,3% (декабрь к декабрю предыдущего года), почти в три раза превзойдя показатель инфляции, снизившийся до минимального с начала рыночных реформ уровня (2,5%). Тем самым был прерван тренд на торможение темпов прироста цен на бензин, наблюдавшийся в 2015 и 2016 годах, когда они замедлились до 4,8% и 3,8% соответственно в сравнении с 8,9% в 2014-м. Отчасти это связано с повышением акцизов, которые для бензина 5-го экологического класса с 1 января выросли на 6,4% — увеличение издержек производители загодя перенесли на потребителя. Подтверждение тому — динамика цен на бензин в конце прошлого года: если в октябре их прирост в месячном выражении составил 0,2%, то в ноябре — 0,4%, а в декабре — 1,4%.

В структуре стоимости каждого проданного литра автомобильного топлива на долю налогов приходится 65% — такую оценку в январе привела ФАС в специальном разъяснении. В этой связи, по мнению регулятора, на цене бензина не может не отражаться рост налоговой нагрузки, связанный с повышением не только акцизов, но и НДПИ на нефть, в 2015 году увеличившемся на 55,4%, в 2016-м — на 11,8%, а в 2017-м — на 7,2%. К числу факторов ФАС относит и динамику мировых котировок, к которым привязана внутрироссийская цена на нефть, рассчитываемая как разница между стоимостью зарубежных поставок и расходов на транспортировку и уплату экспортной пошлины — по итогам 2017 года средняя цена барреля Urals выросла до $53 против $41,9 в 2016-м (данные Минфина).

Впрочем, цены на бензин растут и тогда, когда котировки сырья падают. К примеру, в 2015 году средняя стоимость Urals снизилась почти в два раза, до $51,2 за баррель против $97,6 в 2014-м, тогда цены на бензин АИ-92 выросли на 4,9% (данные Росстата). Схожая картина наблюдалась и в кризисный 2009 год: баррель Urals подешевел на треть — до $61,1 в сравнении с $94,4 в 2008-м, в то время как цена АИ-92 увеличилась на 9,7%. В США же, наоборот, средние цены на бензин марки Regular (аналог российского АИ-92) упали почти на треть и в 2009 году (до $2,3 за галлон против $3,2 в 2008-м, согласно данным EIA — Управления по энергетической информации США), и в 2015-м (до $2,3 за галлон с $3,3 в 2015-м).

Формально структура издержек у американских производителей иная: по оценке EIA, в декабре прошлого года при продаже галлона бензина Regular 57% их затрат приходилось на покупку сырья и лишь 19% — на уплату налогов (при доле расходов на переработку и сбыт в 11% и 13% соответственно). Однако важно учитывать, что к налогам EIA относит лишь акцизы на топливо, действующие на уровне федерации и штатов, тогда как в стоимость сырья заложено роялти с нефти, добытой в Саудовской Аравии и импортированной в США, и налоги для американских добывающих компаний — муниципальный налог на имущество, налог на эксплуатацию недр, а также штатный и федеральный налоги на прибыль. С учетом этих отчислений доля налогов в стоимости бензина в США близка к российской.

Именно поэтому цены на бензин в России должны сильнее коррелировать с динамикой нефтяных котировок. Даже несмотря на прошлогодний рост, средняя цена барреля Urals в полтора раза уступает докризисному уровню — $68,5 в минувшем январе (данные Минфина) против $107,9 по итогам 2013 года. Однако, как уже было показано выше, цены на бензин вслед за котировками сырья не снижаются. Причина тому — низкая конкуренция в сфере производства нефтепродуктов: по данным ФАС, в 2016 году на долю «Роснефти», «Лукойла», и «Газпром нефти» приходилось 84,9% поставок бензина в России. Высокая концентрация рынка позволяет его участникам при сбыте нефтепродуктов варьировать расценки в зависимости от платежеспособностей автолюбителей. Несмотря на близость цен отгрузки АИ-92 с Московского НПЗ «Газпром нефти» (40 300 рублей за тонну, согласно январским данным ЦДУ ТЭК), Рязанского НПЗ «Роснефти» (40 999 руб./т) и Новоярославского НПЗ «Славнефти» (40 400 руб./т), средняя розничная цена литра АИ-92 в Москве (38,31 руб.) в январе на рубль превышала его стоимость в Рязанской области (37,31 руб.) и на полтора — в Ярославской (36,74 руб.).

Изменить ситуацию позволит демонополизация производства и сбыта нефтепродуктов: в условиях конкуренции у компаний будет меньше возможностей для того, чтобы перекладывать издержки на потребителей. Пока что в отрасли действует обратная тенденция: за последние 10 лет здесь не появилось новых крупных игроков, при этом число действующих компаний снижается из-за слияний и поглощений, как в случае с покупкой «Роснефтью» «Башнефти», входившей в четверку крупнейших производителей нефтепродуктов. В прошлом году это даже признала ФАС в отчете по итогам анализа состояния конкуренции на оптовом рынке бензина. Однако станет ли констатация проблемы первым шагом на пути к ее решению, большой вопрос.

Россия > Нефть, газ, уголь. Финансы, банки > forbes.ru, 13 февраля 2018 > № 2496126


Россия > Нефть, газ, уголь > forbes.ru, 13 февраля 2018 > № 2496103

Хрупкое равновесие: что будет с ценами на нефть

Дмитрий Маринченко

Директор аналитической группы по природным ресурсам и сырьевым товарам Fitch Ratings

Как долго останется в силе сделка ОПЕК+ и какая цена на нефть нужна главным экспортерам

Дебаты о том, будет ли нефть стоить больше или меньше $50, кажется, остались в прошлом: членам ОПЕК, России и другим странам, подписавшим соглашение о сокращении добычи в конце 2016 года, удалось стабилизировать ситуацию на рынке. По крайней мере пока. Значительная часть товарных сверхзапасов нефти, накопившихся за три года перепроизводства, была израсходована в 2017 году. Однако добыча сланцевой нефти в США продолжит расти на фоне высоких цен, и велика вероятность, что рост глобального предложения нефти в 2018 году превысит рост спроса.

В условиях хрупкости достигнутого равновесия уровень цен на нефть будет зависеть не только от динамики добычи сланцевой нефти, но и от того, смогут ли страны ОПЕК+ сохранить свою приверженность соглашению, а при необходимости и продлить его. Если соглашение и будет выполняться в течение всего года, это окажет ценам поддержку, но продлить сделку еще на год участникам будет сложнее, даже если этого потребует макроэкономическая ситуация.

Рекорды минувшего года

По расчетам Fitch Ratings, в 2017 году страны ОПЕК в целом снизили добычу на 102% от планируемого уровня — в историческом контексте это рекорд. Ранее подобные соглашения, как правило, выполнялись в лучшем случае на 70-80%. В 2018 году этот показатель может несколько ухудшиться — некоторые участники соглашения, которые и в прошлом году выполняли его не полностью (например, Иран, Ирак и ОАЭ), могут начать наращивать добычу еще до официального сигнала о завершении сделки, потеряв к ней интерес после восстановления цен. Но основные участники соглашения, Саудовская Аравия и Россия, скорее всего продолжат в полном объеме его соблюдать, опасаясь «эффекта домино». При этом у каждой из этих двух стран будет своя логика.

Саудовская Аравия: консолидируй это

Для Саудовской Аравии чрезвычайно важно, чтобы нефтяные цены превышали $60 за баррель. В королевстве идет консолидация власти вокруг фигуры наследного принца Мухаммеда ибн Салмана, и успех этого процесса будет зависеть от поддержки элит. В этих условиях для наследного принца важно, чтобы государство аккуратно выполняло взятые на себя социальные обязательства, а экономические показатели не снижались.

В арсенале Саудовской Аравии не так много мер экономической стабилизации, к которым обычно прибегают экспортеры нефти: курс реала привязан доллару, и его девальвация не обсуждается, а для балансирования бюджета нужна цена на нефть в $70 за баррель. Это существенно ниже уровня, который был два-три года назад, но больше, чем у соседей. По расчетам МВФ, подавляющему большинству стран региона, таким как Иран или Ирак, для балансирования бюджета в 2018 году будет достаточно более скромных цен, $50-60 за баррель.

Кроме того, по-прежнему на повестке дня вывод Saudi Aramco на IPO, и продажа 5% компании за хорошие деньги опять-таки будет в своем роде индикатором успеха наследного принца, для которого вывод компании на рынок — личный проект.

Россия: ничего личного, только геополитика

Россия в этом году также будет удерживать добычу в рамках соглашения. Для России сделка с ОПЕК — это не только стабилизация цен на нефть. Это вопрос геополитического престижа — Россия сделала почти невозможное, сумев помочь странам — членам картеля найти консенсус по параметрам сделки, против которой изначально выступал, например, Иран. Не менее примечательно и то, что России удалось привлечь в расширенный ОПЕК несколько новых стран, включая Казахстан. Это произошло в тот момент, когда аналитики, следящие за сектором, отзывались об ОПЕК как о полуживой организации, неспособной преодолеть антагонизм ее членов.

Несмотря на то что Россию вполне бы устроили цены на нефть и умеренно ниже $60 (бюджет страны верстается, исходя из цены в $40 в соответствии с «бюджетным правилом»), втихую начать наращивать добычу в одностороннем порядке было бы слишком мелко, учитывая главенствующую роль России в сделке. Едва ли можно представить себе и ситуацию, что компании начнут наращивать добычу без санкции со стороны регулятора. Поэтому Россия, вероятно, пока продолжит соблюдать соглашение в полном объеме.

Для российских компаний сделка выгодна не столько тем, что возросшие цены на нефть позволяют им больше заработать, сколько тем, что при ценах выше $45-50 за баррель с повестки дня исчезает идея увеличения налогового бремени. Действительно, в российском нефтяном секторе прогрессивный налоговый режим и чувствительность операционных денежных потоков к ценам на нефть меньше, чем к налоговым ставкам.

Фактор президентских выборов как стимул для поддержания цен на нефть на высоком уровне также не следует совсем сбрасывать со счетов, но он скорее играет второстепенную роль: в исходе голосования мало кто сомневается, а результаты вряд ли зависят от того, будет ли нефть стоить $50 или $70 за баррель. Вопрос консолидации власти в России, в отличие от Саудовской Аравии, не стоит.

2018: наперегонки со сланцем

Второй главный фактор, от которого будут зависеть цены на нефть, — темпы роста добычи сланцевой нефти. В этом году добыча сланцевой нефти может вырасти еще на 1 млн баррелей в день год к году — вкупе с ростом добычи в Ливии и Нигерии, которая в первой половине прошлого года оставалась на низком уровне, а также с ростом добычи в некоторых других регионах (главным образом, Бразилии и Канаде), рост предложения в целом по году может обогнать рост спроса. В результате этого дефицит добычи, наблюдавшийся в 2017 году и в среднем составивший 500 000 баррелей в день, может сойти на нет. Это означает, что сокращение товарных запасов нефти в 2018 году может прекратиться, в результате цены могут несколько снизиться относительно текущего уровня, но сделка ОПЕК+ не даст рынку перейти в состояние профицита, то есть превалирования добычи над спросом. Это позволит избежать ситуации 2015 года, когда активно росла и добыча сланца, и добыча стран ОПЕК, что обвалило цены на нефть.

Вместе с тем цены в 2018 году останутся волатильными — котировки продолжат чутко реагировать на новости о геополитических пертурбациях, количестве буровых установок в США, динамике добычи сланцевой нефти и степени выполнения соглашения со стороны ОПЕК+.

Рост добычи сланцевой нефти может оказаться и менее впечатляющим — в пользу этой версии говорит то, что количество активных буровых станков в США практически не изменилось с лета прошлого года, несмотря на рост цен на нефть. Скорее всего это связано с непогодой последних месяцев, с сезоном ураганов и аномально низкими температурами. В ближайшие два месяца количество буровых станков, вероятно, должно начать расти. Если этого не произойдет и сланец покажет существенно меньший рост, чем 1 млн баррелей в день, странам ОПЕК+, возможно, придется начать наращивать добычу уже в этом году, чтобы избежать чрезмерного дефицита нефти на рынке. При этом менее вероятном сценарии рост нефтяных котировок может продолжиться.

Меньше стимулов, больше неопределенности

Постепенно у стран — участниц сделки будет накапливаться усталость от нее — необходимость откладывать новые проекты, сокращать добычу на старых месторождениях и терять долю рынка менее очевидна, когда цены на нефть колеблются в районе $70. Кроме того, к концу года перезаключить соглашение может быть сложно, потому что у главных драйверов сделки, Саудовской Аравии и России, будет меньше стимулов ее продлевать. В Саудовской Аравии наследный принц, вероятно, укрепит свою власть, а Saudi Aramco, если все пойдет по плану, проведет IPO. Цена, при которой балансируется бюджет, хоть немного, но снизится. В России пройдут президентские выборы, а успех сделки уже будет записан в актив геополитических побед российского руководства.

Если рост добычи сланцевой нефти в 2019 году притормозится, продлевать сделку не будет резона. Однако если добыча продолжит расти — а этого ожидает и международное энергетическое агентство (IEA), и американское агентство по энергетической информации (EIA), — сложности с перезаключением сделки могут привести к возвращению на рынок профицита добычи и росту товарных запасов, что в свою очередь может вновь обвалить цены ниже $60 или даже $50 за баррель.

Таким образом, неопределенность на рынке сохраняется, о чем свидетельствуют и рыночные индикаторы. Так, форвардная кривая по цене на нефть сейчас находится в состоянии бэквардейшн: форвард с поставкой через три года торгуется на уровне $57 за баррель по сравнению со спотовой $68 за баррель нефти марки Brent.

В условиях этой неопределенности Fitch продолжает рейтинговать компании нефтегазового сектора, ориентируясь на уровень цен на нефть $50-60 за баррель в среднесрочном периоде. Это именно тот уровень, при котором большинство стран Ближнего Востока научились балансировать свои бюджеты, а американские производители сланцевой нефти в среднем покрывают свои издержки полного цикла, включая процентные расходы и прибыль на вложенный капитал, и при котором крупные интегрированные компании, такие как Shell и Total, балансируют свои денежные потоки.

Россия > Нефть, газ, уголь > forbes.ru, 13 февраля 2018 > № 2496103


Италия. Швейцария. Россия > Нефть, газ, уголь > forbes.ru, 13 февраля 2018 > № 2496099

Утечка в Италии: Виктор Вексельберг продает газохранилище

Антон Вержбицкий

Редактор Forbes Russia

Хранилище газа расположено на юге Италии вдоль трубопроводов «ТрансМед» и «Гринстрим» из Алжира и Ливии и проектируемого трубопровода TAP из Албании и Греции

Швейцарская «дочка» «Реновы» Avelar Energy Group продолжает попытки продать часть активов. Как стало известно Forbes, группа выставила на продажу свою компанию Geogastock, которая владеет концессией на 40 лет (получена в 2012 году) на строительство и эксплуатацию одного из крупнейших в Италии газохранилищ на 1 млрд кубометров газа (начальная емкость 700 млн). Об этом рассказали источник, близкий к «Ренове», и сотрудник нефтегазового сектора, знакомый с материалами компании. В «Ренове» не стали отвечать на запрос Forbes.

Общая стоимость проекта составляла €400 млн, ранее было известно о вложениях «Реновы» в проект €30-40 млн. Источник Forbes, получивший предложение «Реновы», говорит, что цена газохранилища в районе $50 млн. В хранилище, по данным одной из презентаций «Реновы», находится 450 млн кубометров буферного газа. Проект Geogastock — один из стратегических национальных проектов Италии, предусматривающий механизм возврата инвестиций за счет государства. Хранилище расположено на юге Италии вдоль трубопроводов «ТрансМед» и «Гринстрим» из Алжира и Ливии и проектируемого трубопровода TAP из Албании и Греции.

Партнер компании RusEnergy Михаил Крутихин считает, что направление, на котором находится газохранилище, очень перспективное. «В 2020 году на юг Италии придет каспийский газ, а хранилище — хороший способ обеспечения бесперебойного снабжения в пиковые периоды спроса», — говорит Крутихин. По его мнению, Вексельберг F 10 продает хороший бизнес, так как боится развития ситуации с санкциями.

Крупными игроками на рынке управления газохранилищ Италии являются Stogit (SNAM) с объемом 15,1 млрд кубометров, Edison Stoccaggio (Edison EDF) — 0,5 млрд кубометров и Ital Gas (Morgan Stanley) с 1,3 млрд кубометров. Годовое потребление газа составляет 70 млрд кубометров, из которых 95% импортируется.

Для «Реновы» это давно запланированный выход из непрофильных активов, говорит источник, близкий к «Ренове». Компании Вексельберга ранее выходили из других активов в Италии, в частности, бизнеса солнечной энергетики Aión Renewables, где у компании Вексельберга было 28%.

Прежде строительством ПХГ в европейских странах из российских компаний занимался только «Газпром». В конце 2008 года стало известно, что российский концерн построит в Нидерландах крупнейшее ПХГ совместно с Abu Dhabi National Energy Company из эмирата Абу-Даби. До этого сообщалось, что «Газпром» также возведет ПХГ на территории Германии объемом в несколько миллиардов кубометров — именно этот подземный комплекс станет самым большим в Европе.

Италия. Швейцария. Россия > Нефть, газ, уголь > forbes.ru, 13 февраля 2018 > № 2496099


Россия. ЮФО > Нефть, газ, уголь > energyland.infо, 13 февраля 2018 > № 2496038

Крым готов торговать нефтепродуктами на бирже

Министр топлива и энергетики Республики Крым Вадим Белик принял участие и выступил с речью на семинаре по теме «Биржевая мелкооптовая торговля нефтепродуктами в Республике Крым», который состоялся в г. Симферополе.

Мероприятие вызвало большой интерес у профессиональной аудитории. Также были приглашены заместитель министра топлива и энергетики Республики Крым, представители предприятий-участников регионального рынка нефтепродуктов и потребители топлива. С докладами на семинаре выступили представители АО «СПбМТСБ», АО «РК Интегратор», УФАС России по Республике Крым и г. Севастополю.

«Правительство Республики Крым проводит серьезную работу, направленную на развитие организованного рынка нефтепродуктов, в рамках которой и был запущен новый биржевой инструмент, который позволит биржам запускать мелкооптовые торги нефтепродуктами с нефтебаз Крыма», - отметил Вадим Белик.

Также министр особо отметил, что именно биржевая торговля дает потребителю возможность выбора поставщика и условий закупки с использованием биржевых инструментов и рассказал о планах развития торгов мелким оптом в регионе.

По итогам семинара состоялось обсуждение заявленных и рассмотренных тем, выступающие ответили на ряд вопросов аудитории.

Россия. ЮФО > Нефть, газ, уголь > energyland.infо, 13 февраля 2018 > № 2496038


Украина > Металлургия, горнодобыча. Электроэнергетика. Нефть, газ, уголь > interfax.com.ua, 13 февраля 2018 > № 2495967

Криворожский горно-металлургический комбинат ПАО "ArcelorMittal Кривой Рог" (Днепропетровская обл.) по итогам 2017 года значительно снизил потребление всех энергоресурсов: общая энергоемкость составила 25,231 гигаджоули на тонну жидкой стали.

Как сообщается в пресс-релизе компании во вторник, на 2018 год запланировано общее энергопотребление в объеме 25,198 ГДжт.

По данным пресс-службы, в 2017 году достигнуты исторически минимальные уровни потребления электроэнергии (4 млрд 194 млн кВтч) и питьевой воды (10,4 млн куб. м) за последние 7-10 лет. Благодаря зональным тарифам на электроэнергию – разнице в дневное и в ночное время – предприятие сэкономило $167,5 тыс. Еще на $500 тыс. меньше уплачено после пересмотра формулы расчета за реактивную электроэнергию, что стало возможным после установки компенсирующих устройств и совместных с энергетиками замеров.

Кроме того, в 2017 году потребление природного газа составило 636 млн куб. м, из них 182 млн были использованы для замещения дорогостоящего кокса, что дало возможность снизить стоимость общего коксового эквивалента (исходя из рыночной стоимости кокса и природного газа в эквиваленте). Если исключить этот объем, то общий расход природного газа по предприятию составил бы 454 млн куб. м, что стало историческим минимумом за всю его историю. 10 лет назад, в 2007 году, расход газа превысил 1 млрд куб. м (при производстве 8 млн тонн твердой стали).

На выработку одной гигакалории на ТЭЦ было израсходовано 24,5 куб. м - лучший показатель, который достигался на котлах ТЭЦ. Это положительно повлияло как на снижение общей себестоимости, так и на объемы приобретения газа. Удельный расход топлива на выработку пара был снижен на 6% по сравнению с 2016-м, что привело к снижению потреблению природного газа на 7,3 млн куб. м.

Помимо этого, в 2016–2017 гг. достигнут исторически минимальный уровень потерь кислорода: если в 2011-2012 гг. он доходил до 21,5% и 19,05% от общего объема, то в 2016-2017 гг. – до 5,36% и 5,77%. Для этого был оптимизирован состав оборудования – компрессорных и воздухоразделительных установок. В 2018 году ожидается снижение потерь кислорода до 3,5% за счет новой модели управления выработкой и распределением кислорода.

"ArcelorMittal Кривой Рог" по-прежнему внедряет "зеленые" технологии, что позволяет при помощи альтернативного топлива сократить использование традиционных источников энергии.

Так, в огнеупорно-известковом цехе природный газ частично замещен биотопливом (лузга семечек). На вращающихся печах №№ 4, 5 удалось уменьшить потребление газа на 80%. В прошлом году экономия природного газа составила 30,5 млн куб. м. Данная инновационная технология будет внедрена на всех пяти печах. На вращающийся печи № 3 уже выполнены строительно-монтажные работы, в первом квартале этого года проект будет завершен.

Для повышения энергоэффективности также используются альтернативные источники отопления (перевод помещений на электрообогрев), модернизируется оборудования, внедряются проекты по энергосбережению. В 2017 году проведена реконструкция четырех насосных агрегатов на насосной станции № 6, которая обеспечивает водой оборотные циклы двух прокатных цехов. Модернизация насосов позволила сэкономить более 30% электроэнергии (2,7 млн кВтч). Результативный проект по замене насосов будет продолжен.

"Наша цель – за счет повышения энергоэффективности в 2018 году сэкономить около $5 млн", - говорит начальник управления энергоэффективностью ПАО Александр Ефремов, которого цитирует пресс-служба.

По данным пресс-службы, более 70% всех потребляемых предприятием энергоресурсов составляют электроэнергия и газообразное топливо (природный, доменный, коксовый газы). В структуру энергопотребления также входят вода, пар, дутье, кислород.

"ArcelorMittal Кривой Рог" - крупнейший производитель стального проката в Украине. Специализируется на выпуске длинномерного проката, в частности, арматуры и катанки.

ArcelorMittal владеет в Украине крупнейшим горно-металлургическим комбинатом "ArcelorMittal Кривой Рог" и рядом малых компаний, в частности, ПАО "ArcelorMittal Берислав".

Украина > Металлургия, горнодобыча. Электроэнергетика. Нефть, газ, уголь > interfax.com.ua, 13 февраля 2018 > № 2495967


Украина > Нефть, газ, уголь. Электроэнергетика > interfax.com.ua, 13 февраля 2018 > № 2495965

Предприятия энергохолдинга "ДТЭК" в 2017 году снизили добычу рядового угля на 11,3% (на 3 млн 544,6 тыс. тонн) по сравнению с 2016 годом – до 27,706 млн, что связано с потерей в марте прошлого года контроля над антрацитовыми шахтами на неподконтрольной территории Донецкой и Луганской областей.

Согласно биржевому сообщению ДТЭК во вторник, в частности, добыча углей марок "Г" и "ДГ" по итогам прошлого года возросла на 8,2% (1 млн 740,5 тыс. тонн) – до 22 млн 914,8 тыс. тонн, тогда как марок "А" и "Т" – упала на 52,5% (на 5 млн 285,1 тыс. тонн), до 4 млн 791,2 тыс. тонн.

Выпуск концентрата в 2017 году сократился на 15,1% (на 2 млн 429,9 тыс. тонн) – до 13 млн 609,3 тыс. тонн, в т.ч. выпуск на сторонних обогатительных фабриках возрос почти вдвое (на 705,6 тыс. тонн), до 1 млн 424,9 тыс. тонн.

В т. ч. добыча угля шахтоуправлением "Обуховская" (РФ) в 2017-м составила 2,912 млн тонн, выпуск концентрата – 1 млн 774,9 тыс. тонн.

Компания также сообщает, что с учетом трейдинговых операций за пределами Украины уменьшила экспорт угля на 43,9% (на 584,9 тыс. тонн) – до 748,2 тыс. тонн, одновременно нарастив его импорт из ЮАР, Польши и США в 11,6 раз (на 2 млн 349,5 тыс. тонн) – до 2 млн 571,7 тыс. тонн.

Объем поставок угля промышленным потребителям в Украине (помимо энергохолдинга "ДТЭК") в 2017-м сократился на 27% – до 2 млн тонн, что связано с прекращением управления активами в зоне проведения АТО.

Отпуск электроэнергии ДТЭК по итогам 2017 года снизился на 7,4% (на 2 млрд 967,3 млн кВт-ч) – до 37 млрд 103,7 млн кВт-ч. В частности, работающие на угле марке "Г" энергоблоки ТЭС "ДТЭК Энерго" увеличили отпуск на 15,3% (на 3,6 млрд кВт-ч) – до 27,1 млрд кВт-ч, Ботиевская ВЭС – на 4,2% (на 25,7 млн кВт-ч), до 634,1 млн кВт-ч, а Трифановская солнечная электростанция (введена в эксплуатацию в августе-2017) отпустила в сеть 3,7 млн кВт-ч.

В ДТЭК напомнили, что в минувшем году компания приступила к строительству Приморского ветропарка (Запорожская обл.) мощностью 200 МВт и в 2018-м поставит и установит 26 ветротурбин мощностью 3,8 МВт каждая. Кроме того, в декабре-2017 компания согласовала с громадами Никопольского района Днепропетровской области проект строительства солнечной электростанции мощностью 200 МВт.

Передача электроэнергии по сетям за указанный период сократилась на 5,8% (на 2 млрд 654,1 млн кВт-ч) по сравнению с 2016 годом – до 43 млрд 155,1 млн кВт-ч.

Экспорт ДТЭК украинской электроэнергии в 2017-м возрос на 25,5% (на 1 млрд 15,6 млн кВт-ч) – до 4 млрд 999,5 млн кВт-ч (доля 96,8% от общего экспорта страной за этот период - ИФ).

Добыча природного газа возросла на 1,5% (на 24,4 млн куб. м) – до 1 млрд 655,3 млн куб. м, тогда как газового конденсата снизилась на 2,3% (на 1,3 тыс. тонн) – до 54,8 тыс. тонн. Импорт газа ДТЭК в 2017-м составил 19,6 млн куб. м, что на 27,3% (на 4,2 млн куб. м) больше, чем в 2016-м.

По словам генерального директора ДТЭК Максима Тимченко, в 2018 году компания продолжит работать над переводом ТЭС с дефицитного антрацита на уголь марки "Г" и сооружением объектов зеленой генерации. "Сегодня ДТЭК сфокусирован на проектах, которые создают новую энергетическую отрасль", - отметил он.

Как сообщалось, ДТЭК в 2014 году завершил процесс формирования системы управления бизнесом. Стратегический холдинг "ДТЭК" является стопроцентным собственником, осуществляет общее управление тремя операционными компаниями - "ДТЭК Энерго", обеспечивающей управление активами в угледобыче, тепловой энергетике и дистрибуции, "ДТЭК ВИЭ" - в альтернативной энергетике, "ДТЭК Нефтегаз" – в добыче нефти и газа.

ДТЭК создан в 2005 году для управления энергетическими активами группы "Систем Кэпитал Менеджмент" (СКМ, Донецк) Рината Ахметова. Корпорации делегированы функции по стратегическому управлению предприятиями группы, составляющими вертикально интегрированную цепочку по добыче и обогащению угля, производству и реализации электроэнергии.

Украина > Нефть, газ, уголь. Электроэнергетика > interfax.com.ua, 13 февраля 2018 > № 2495965


Россия > Нефть, газ, уголь > akm.ru, 13 февраля 2018 > № 2495676

"Газпромнефть-Развитие", дочерняя компания "Газпром нефти", завершила строительство первой с момента получения лицензии эксплуатационной скважины на Тазовском месторождении. Общая длина новой высокотехнологичной скважины составила 3.9 км, 1.9 км из которых – протяжённость горизонтального участка, сообщает "Газпром нефть".

Стартовый дебит построенной скважины превысил 100 т в сутки. Полученные в результате бурения данные позволили уточнить геологическую модель Тазовского месторождения и скорректировать стратегию развития актива. В частности, предполагается сократить сроки разработки месторождения и увеличить потенциал добычи углеводородов.

В статусе оператора разработки месторождения в 2017 году "Газпром нефть" переиспытала на Тазовском две скважины.

"Газпром нефть" продолжает активное формирование нового кластера добычи в ключевом для компании регионе – Ямало-Ненецком автономном округе. Освоение подгазовых залежей Тазовского и ачимовских пластов Северо-Самбургского участков, лицензии на которые компания получила в 2017 году от Газпрома, имеет для нас двойное значение: за счёт применения новейших технологий добычи мы максимально эффективно используем ресурсный потенциал Ямала, при этом получая ценнейший опыт работы с трудноизвлекаемыми запасами", – сказал глава Дирекции по крупным проектам "Газпром нефти", генеральный директор "Газпромнефть-Развития" Денис Сугаипов.

Тазовское месторождение расположено в 500 км к северо-востоку от Салехарда. На 1 января 2016 года государственный баланс запасов полезных ископаемых учитывал по Тазовскому 72 млн т извлекаемых запасов нефти, 4.6 млн т конденсата и 183.3 млрд куб. м свободного газа.

Россия > Нефть, газ, уголь > akm.ru, 13 февраля 2018 > № 2495676


Азербайджан > Нефть, газ, уголь > interfax.az, 13 февраля 2018 > № 2494579

Общее число абонентов производственного объединения «Азеригаз» компании SOCAR (Госнефтекомпания Азербайджана, ГНКАР) на 1 февраля 2018 года составляет 2 млн 106,635 тыс., отмечается в информации на сайте объединения.

"В январе 2018 года объединением зарегистрировано 9,493 тыс. новых абонентов среди населения. Из них 7,324 тыс. газовых абонентов зарегистрировано в Баку, Сумгайыте и Абшеронском районе, 2,169 тыс. – в регионах страны", - отмечает объединение.

По данным объединения, в Азербайджане безвозмездно осуществляется подача газа в 478 мечетей и другие объекты религиозного значения.

Н.Аббасова

Азербайджан > Нефть, газ, уголь > interfax.az, 13 февраля 2018 > № 2494579


Россия. ОПЕК > Нефть, газ, уголь. Госбюджет, налоги, цены > minenergo.gov.ru, 13 февраля 2018 > № 2494521

Александр Новак: «За время действия соглашения ОПЕК+ федеральный бюджет дополнительно получил 1,7 триллиона рублей».

Министр энергетики Российской Федерации Александр Новак выступил с докладом «Обеспечение энергетической безопасности потребителей. Инфраструктурное развитие отрасли» на расширенном заседании Комитета Совета Федерации Федерального Собрания Российской Федерации по экономической политике.

Министр рассказал сенаторам об основных итогах и задачах развития отечественного ТЭК. Говоря о сделке по сокращению добычи нефти, Александр Новак отметил, что благодаря венским соглашениям федеральный бюджет получил дополнительный поступления. «За счет этого соглашения мы получили за период 2016-2017 годы в федеральный бюджет примерно 1,7 триллиона рублей, наши компании получили 700 миллиардов рублей. То есть почти 2,5 триллиона рублей – эффект, достигнутый за два года», - сказал глава энергетического ведомства.

Продолжая тему доходной части федерального бюджета, Александр Новак отметил, что главный финансовый документ страны может получить дополнительно до 1 триллиона рублей в случае введения налога на дополнительный доход. «Мы считаем, что принятие закона об НДД до 2035 года дополнительно даст 100 млн тонн добычи, порядка 1 трлн рублей инвестиций и порядка 1 трлн рублей доходов в бюджеты разных уровней», - сказал глава энергетического ведомства. По его словам, решение о возможности распространения НДД может быть принято спустя 2-3 года после завершения пилотного проекта, который планируется запустить в начале 2019 года.

Александр Новак отдельно выделил закон «Об альтернативной котельной» (№279-ФЗ), направленный на создание условий для надежного теплоснабжения, включая модернизацию тепловых сетей. Министр отметил, что закон заработает уже в середине этого года. «Нормативная база в рамках этого закона будет разработана в течение I-II квартала. Десять нормативно-правовых актов, из них три уже принято. В принципе, с 1 июля можно будет запускать пилотные проекты», - сказал глава энергетического ведомства. Министр добавил, что потенциальными участниками по внедрению новой модели рынка тепла уже являются 13 субъектов Российской Федерации. По словам Александра Новака, метод альткотельной позволит обеспечить 200-300 млрд руб. ежегодных инвестиций в теплоснабжение.

В заключение доклада глава энергетического ведомства поблагодарил сенаторов за конструктивный диалог между Министерством энергетики и Советом Федерации.

Россия. ОПЕК > Нефть, газ, уголь. Госбюджет, налоги, цены > minenergo.gov.ru, 13 февраля 2018 > № 2494521


Казахстан > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 12 февраля 2018 > № 2505136

Президент Казахстана Н. Назарбаев поручил ускорить принятие решения по строительству 4-го НПЗ.

Президент Казахстана Н. Назарбаев поручил правительству ускорить принятие решения по строительству 4го нефтеперерабатывающего завода в стране, что противоречит недавним заявлениям самого правительства.

Об этом стало известно 12 февраля 2018 г.

На расширенном заседании правительства, состоявшемся 9 февраля 2018 г, президент отметил, что в Казахстане модернизировали 3 нефтеперерабатывающих завода, т.е. дефицит ГСМ будет покрыт на ближайшие 3−4 года, но потом снова возникнет необходимость в импорте.

Он также напомнил о своей инициативе немедленно строить 4й завод, которая мягко отклонялась со ссылкой на то, что необходимости в этом нет.

Напомним, что 5 декабря 2017 г министр энергетики Казахстана К. Бозумбаев заявил, что сначала нужно определиться с с дальнейшим развитием действующих НПЗ, например, увеличить мощность 1го из них в 2 раза.

И только потом ставить вопрос о строительстве 4го завода.

Тем не менее, Н. Назарбаев уверен, что принятие решения по НПЗ надо ускорять.

Он также упомянул о проработке правительством Карачаганакских инвесторов (работа в этом направлении идет).

Теперь вопрос строительства 4го НПЗ рассмотрят на заседании Межведомственной комиссии (МВК) по нефтегазовой отрасли.

Возможно, будет принято решение о площадке строительства. Пока, помимо новой площадки, рассматриваются 2 варианта - базы Шымкентского НПЗ, либо Актауского битумного завода.

Казахстан > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 12 февраля 2018 > № 2505136


Россия > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 12 февраля 2018 > № 2505135

С запасами все стабильно. В 2017 г Роснефть увеличила доказанные запасы углеводородов на 6%.

По итогам 2017 г доказанные запасы углеводородов Роснефти по классификации SEC составили 39,907 млрд бнэ (5,395 млрд тнэ).

Об этом Роснефть сообщила 9 февраля 2018 г.

По сравнению с показателем на конец 2016 г запасы углеводородов Роснефти выросли на 2,135 млрд бнэ (284 млн тнэ) или на 6%.

Аудит, предусматривающий оценку запасов до конца срока рентабельной разработки месторождений, проведен авторитетной компанией DeGolyer&MacNaughton.

Обеспеченность Роснефти доказанными запасами углеводородов по классификации SEC по итогам 2017 г составила около 20 лет.

По итогам 2016 г этот показатель оказался на уровне 19 лет.

Органический коэффициент замещения доказанных запасов углеводородов в 2017 г составил 184% при расчете в тнэ.

Если считать в бнэ, то коэффициент замещения доказанных запасов Роснефти достиг 186%.

Среди крупнейших международных нефтегазовых компаний Роснефть уже в течение ряда лет лидирует по уровню обеспеченности доказанными запасами и коэффициенту замещения, а также самому низкому уровню затрат на поиск и разработку запасов углеводородов.

По классификации PRMS к концу декабря 2017 г запасы углеводородов Роснефти составили:

- по категории 1Р - 46,52 млрд бнэ (6,303 млрд тнэ), рост запасов на 1%,

- по категории 2Р - 83,838 млрд бнэ (11,357 млрд тнэ), рост на 2%,

- по категории 3Р - 120,853 млрд бнэ (16,386 млн тнэ), рост на 4%.

Ранее глава Минприроды РФ С. Донской сообщил, что в 2017 г Роснефть сумела увеличить запасы на 220 млн т нефти и 70 млрд м3 газа.

В 2018-2022 гг Роснефть планирует замещать не менее 100% добываемых углеводородов.

Одновременно компания планирует осуществлять ускоренное вовлечение запасов в разработку с сокращением сроков подготовки проектов, перевод ресурсов в запасы с учетом их рентабельности, повышение успешности поисково-разведочного бурения в России.

В среднесрочной перспективе Роснефть рассчитывает наращивать объемы добычи за счет органического роста.

Напомним, что в декабре 2017 г совет директоров Роснефти, одобрил стратегию «Роснефть-2022», согласно которой к 2022 г добыча жидких углеводородов у компании достигнет уровня до уровня 250 млн т/год.

Перспективными направлениями роста Роснефть считает интенсификацию добычи на зрелых месторождениях и активную разработку новых перспективных нефтяных и газовых проектов, в т.ч Ванкорский кластер, Эргинский кластер, Русское, Харампурское и Северо-Комсомольское месторождения.

Россия > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 12 февраля 2018 > № 2505135


Россия. УФО > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 12 февраля 2018 > № 2505133

ЛУКОЙЛ ввел в промышленную эксплуатацию Имилорское нефтяное месторождения в ХМАО.

ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь , дочка ЛУКОЙЛа, ввел в промышленную эксплуатацию Имилорское месторождение в Ханты-Мансийском автономном округе (ХМАО).

Об этом пресс-служба ЛУКОЙЛа сообщила 12 февраля 2018 г.

Имилорское нефтяное месторождение расположено расположено в Сургутском районе ХМАО.

Месторождение открыто в 1981 г.

Суммарные извлекаемые запасы по категориям С1+С2 Имилорского месторождения оцениваются в 193 млн т нефти.

Продуктивные пласты участка расположены на глубине 4 км и относятся к ачимовским отложениям, резервуары в которых имеют весьма сложное распределение коллекторов.

Имилорский участок недр, включающий Имилорское, Западно-Имилорское и Источное месторождения, ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь выиграл на аукционе в декабре 2012 г.

За лицензию компания предложила 50,8 млрд руб, что составляет 1,2 долл США/барр разведанных и оцененных запасов.

В апреле 2013 г ЛУКОЙЛ начал активную фазу проекта «Ранняя нефть» на Имилорском месторождении.

В опытно-промышленную эксплуатацию Имилорское месторождение введено в октябре 2014 г.

За это время на промысле добыто более 1,5 млн т нефти.

Перед вводом месторождения в промышленную эксплуатацию компания успешно защитила технологическую схему разработки промысла в Государственной комиссии по запасам полезных ископаемых (ГКЗ).

Сегодня на промысле построено 10 кустовых площадок, в эксплуатации находится 123 нефтяные скважины.

Дополнительно планируется бурение 83 нагнетательных и 217 добывающих скважин.

С целью перспективного развития месторождения предусмотрено строительство опорной базы и установки сепарации нефти на дожимной насосной станции (ДНС).

Россия. УФО > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 12 февраля 2018 > № 2505133


Иран. Весь мир > Нефть, газ, уголь. Химпром > neftegaz.ru, 12 февраля 2018 > № 2505132

Ежегодный нефтехимический доход Ирана составляет в среднем 20 млрд долл США.

В течение последних 5ти лет ежегодный нефтехимический доход Ирана составлял в среднем 20 млрд долл США, рассказал министр нефти Ирана Б. Зангане.

Об этом 12 февраля 2018 г сообщило информационное агентство Ирана IRNA. 

По словам Б. Зангане, чтобы увеличить экспорт нефти, Иран должен повысить нефтехимические инвестиции и избежать продажи сырья.

Он также добавил, что страна нуждается в зарубежных финансах и ноу-хау для реализации своих планов развития.

Официальные данные показывают, что Тегеран получил 9,55 млрд долл США доходов от экспорта нефтехимической продукции.

Нефтехимические грузы пошли в основном в Азию, Европу и Южную Америку.

Нефтехимия является самой важной отраслью Ирана после нефти и газа.

Иран надеется поднять номинальную мощность нефтехимической продукции до 120 млн т/год к 2022 г.

Иран. Весь мир > Нефть, газ, уголь. Химпром > neftegaz.ru, 12 февраля 2018 > № 2505132


США. Китай > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 12 февраля 2018 > № 2505131

Долгосрочный контракт как фактор определенности. СПГ из США будет поставляться в Китай по долгосрочному контракту.

Cheniere Energy и China National Petroleum Corp. (CNPC) подписали 2 соглашения о поставках сжиженного природного газа (СПГ) с СПГ-завода Корпус-Кристи (Corpus Christi) в шт Техас.

Об этом Cheniere Energy сообщила 9 февраля 2018 г.

Подписанные соглашения базируются на меморандуме о взаимопонимании, подписанном в ноябре 2017 г между Cheniere Energy и CNPC.

Контракт на куплю-продажу СПГ заключили компании Corpus Christi Liquefaction и Cheniere Marketing International с 1 стороны и CNPC и PetroChina International Company Limited - с другой.

Согласно условиям контракта, Cheniere Energy будет поставлять CNPC 1,2 млн т/год СПГ, начиная с 2018 г.

Ценообразование привязано к цене Henry Hub + фиксированная составляющая.

На заявленный объем стороны выйдут с 2023 г, а сам контракт заключен на 25 лет, до 2043 г.

Этот контракт стал 1м долгосрочным контрактом, заключенным на поставки американского СПГ в Китай.

Китай усиленно наращивает закупки СПГ.

В 2017 г объем импортируемого Китаем СПГ вырос на 46,4% по сравнению с 2016 г и составил 38,13 млн т.

Основным поставщиком СПГ в Китай является Австралия, поставившая в 2017 г 17,29 млн т СПГ.

Катар поставил Китаю 7,48 млн т СПГ, Малайзия - 4,21 млн т, Россия - 0,445 млн т.

В 2018 г Китай продолжает наращивать импорт СПГ, этому способствуют наступившие холода и приближающийся китайский Новый год.

Для Cheniere Energy соглашение в CNPC очень важно, поскольку даст ей объективную информацию для принятия окончательного инвестиционного решения (ОИР) по строительству 3й технологической линии (train) СПГ-завода Corpus Christi в 2018 г.

Сделка с CNPC в совокупности с подписанным в декабре 2014 г контрактом на поставку 770 тыс т/год СПГ португальской EDP загружают планируемую 3ю очередь Corpus Christi мощностью 4,5 млн т/год СПГ на 43,7%.

В настоящее время Cheniere Energy занимается строительством и эксплуатацией СПГ-терминалов и сбытом СПГ, являясь единственным крупным экспортером СПГ из США.

Cheniere эксплуатирует 4 линии СПГ-завода Sabine Pass в шт Луизиана мощностью 4,5 млн т/год СПГ каждая.

В процессе строительства находятся еще 1 линия той же мощности на Sabine Pass.

На СПГ-заводе Corpus Christi в шт Техас строятся 2 линии мощностью 4,5 млн т/год СПГ каждая, планируется 3я линия.

СПГ-заводы в США строят и другие компании, строительство идет еще на 6 площадках, что позволит США побороться за лидерство на мировом рынке СПГ.

Суммарный экспортный потенциал США, как ожидается, вырастет с 85 млн м3/сутки в настоящее время до 120,3 млн м3/сутки к концу 2018 г и 266,2 млн м3/сутки к концу 2019 г.

США. Китай > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 12 февраля 2018 > № 2505131


Россия. Арктика. УФО > Нефть, газ, уголь. Финансы, банки. Судостроение, машиностроение > neftegaz.ru, 12 февраля 2018 > № 2505130

Еще 1 танкер профинансирован. Сбербанк и Совкомфлот договорились о проектном финансировании для проекта Новый порт.

Сбербанк и Совкомфлот подписали новое соглашение о проектном финансировании для проекта Новый порт, реализуемого Газпром нефтью.

Об этом Сбербанк сообщил 12 февраля 2018 г.

Соглашение предусматривает проектное финансирование на общую сумму 106 млн долл США сроком до 14 лет.

Эти средства предназначены для строительства арктического челночного танкера ледового класса Arc7, который будет эксплуатироваться в рамках проекта Новый порт по долгосрочному соглашению с Газпром нефтью.

Это 3я крупная сделка подобного рода между Сбербанком и Совкомфлотом.

1й совместный проект относится к 2015 г, когда компании договорились о выделении средств на строительство 2 арктических челночных танкеров для транспортировки нефти с Новопортовского месторождения.

В декабре 2017 г Сбербанк и Совкомфлот подписали кредитное соглашение на сумму 340 млн долл США сроком 14 лет.

Эти средства пошли на финансирование создания инфраструктуры для круглогодичной морской транспортировки нефти с Новопортовского месторождения, отгружаемой через терминал Ворота Арктики.

В 2016 г были построены нефтеналивное танкеры Штурман Малыгин и Штурман Альбанов.

Новые танкеры относятся к ледовому классу Arc7, а их дедвейт в 2 раза больше, чем у предшественников - 42 тыс т.

Проект был признан сделкой года авторитетным отраслевым изданием Marine Money.

А в ноябре 2016 г Сбербанк и Совкомфлот договорились о заключении кредитного соглашения на общую сумму до 180 млн долл США сроком до 15 лет.

Эти средства пошли на финансирование 2 танкеров Кирилл Лавров и Михаил Ульянов, построенных для Приразломного месторождения Газпром нефти.

Танкеры были построены в 2010 г по заказу Совкомфлота на Адмиралтейских верфях специально для круглогодичной навигации при низких температурах и в сложной ледовой обстановке.

Суда обладают ледовым классом Arc6 и дедвейтом 70 тыс т каждое.

Россия. Арктика. УФО > Нефть, газ, уголь. Финансы, банки. Судостроение, машиностроение > neftegaz.ru, 12 февраля 2018 > № 2505130


Ирак. Саудовская Аравия. Россия. ОПЕК > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 12 февраля 2018 > № 2505129

Есть перспективы роста. ОПЕК повысила прогноз по мировому спросу на нефть в 2018 г на 90 тыс барр/сутки, до 98,6 млн барр/сутки.

Страны ОПЕК в январе 2018 г сократили добычу нефти на 8,1 тыс барр/сутки по сравнению с декабрем 2017 г, до 32,302 млн барр/сутки.

Об этом говорится в февральском докладе ОПЕК, опубликованном 12 февраля 2018 г.

В рамках соглашения стан ОПЕК и не-ОПЕК о сокращении добычи нефти, страны ОПЕК в январе 2018 г снизили добычу по сравнению с октябрем 2016 г, взятым в качестве точки отсчета для сделки ОПЕК+, на 1,34 млн барр/сутки.

Соглашение о сокращении нефтедобычи было выполнено по итогам января 2018 г на 136%.

В месячном сравнении добыча нефти в основном сократилась в Венесуэле и Анголе.

Венесуэла продолжила серьезно снижать добычу нефти - на 47,3 тыс барр/сутки, до 1,6 млн барр/сутки.

Это было частично компенсировано ростом добычи в Ираке, Саудовской Аравии и Ливии.

Причем Ирак нарастил добычу нефти больше всех стран ОПЕК - на 30,2 тыс барр/сутки, до 4,435 млн барр/сутки.

Саудовская Аравия в январе 2018 г увеличила добычу нефти на 23,3 тыс барр/сутки, до 9,977 млн барр/сутки.

Добыча нефти в Ливии, которая до 1 января 2018 г была освобождена от участия в сделке ОПЕК+, в январе 2018 г выросла на 21 тыс барр/сутки, до 978 тыс барр/сутки.

Но с начала 2018 г добыча нефти в Ливии, а также в Нигерии ограничивается максимумами 2017 г - 1 млн барр/сутки для Ливии и 1,8 млн барр/сутки для Нигерии.

При этом Нигерия в январе 2018 г снизила добычу на 8,1 тыс барр/сутки, до 1,819 млн барр/сутки.

Прогноз по мировому спросу на нефть в 2018 г ОПЕК повысила до 98,6 млн барр/сутки по сравнению с 98,51 млн барр/сутки в январском докладе ОПЕК.

Таким образом, прогноз скорректирован на 90 тыс барр/сутки в сторону повышения.

В 2017 г спрос на нефть составлял 97,01 млн барр/сутки.

По сравнению с 2017 г спрос на нефть в мире в 2018 г может вырасти на 1,59 млн барр/сутки.

Повышение прогноза на 2018 г главным образом соответствует более позитивным прогнозам по развитию экономик стран ОЭСР Северной и Южной Америки, Европы и Азии.

Прогноз по спросу на свою нефть в 2018 г ОПЕК понизила на 230 тыс барр/сутки по сравнению с предыдущим докладом, до 32,86 млн барр/сутки.

По сравнению с показателем 2017 г, когда спрос на нефть ОПЕК составлял 32,85 млн барр/сутки, этот показатель в 2018 г может вырасти на 10 тыс барр/сутки.

ОПЕК в 2018 г ожидает роста поставок нефти странами, не входящими в организацию, до 59,26 млн барр/сутки.

По сравнению с предыдущим прогнозом, когда ОПЕК ожидала, что поставки нефти независимыми производителями в 2018 г составят 58,94 млн барр/сутки, прогноз повышен на 320 тыс барр/сутки.

Объем поставок нефти странами вне ОПЕК в 2017 г оценивается на уровне 57,86 млн барр/сутки, таким образом, поставки нефти независимыми производителями в 2018 г вырастут на 1,4 млн барр/сукти.

По России ОПЕК дает следующие оценки.

В январе 2018 г добыча нефти в России составила 11,15 млн барр/сутки, не изменившись по сравнению с декабрем 2017 г.

Это на 170 тыс барр/сутки меньше, чем в октябре 2016 г.

На 2018 г ОПЕК прогнозирует снижение добычи нефти в России до 10,98 млн барр/сутки, по сравнению с предыдущим докладом прогноз остался без пересмотра.

Добыча нефти в России в 2017 г, по данным ОПЕК, составила 11,17 млн барр/сутки.

Таким образом, добыча нефти в России в 2018 г может снизиться на 190 тыс барр/сутки, или 1,7%.

Ирак. Саудовская Аравия. Россия. ОПЕК > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 12 февраля 2018 > № 2505129


Украина > Нефть, газ, уголь. Электроэнергетика. Экология > neftegaz.ru, 12 февраля 2018 > № 2505127

На Украине планируют замещать газ мусором.

Украина может замещать до 1 млрд м3/год газа благодаря использованию мусора для генерации энергии, заявил председатель Госэнергоэффективности Украины С. Савчук.

Об этом 12 февраля 2018 г сообщила пресс-служба Кабмина Украины.

По мнению Госэнергоэффективности, Украина имеет дополнительные возможности для замещения голубого топлива.

Для этого есть такой значительный и неиспользованный ресурс как мусор, который для многих городов Украины стал проблемой.

Само производство энергии из мусора там видят как решение экологических, энергетических и экономических вопросов городов.

Как подсчитали в ведомстве, из 10 млн т мусора можно производить 3,5 млн Гкал/год тепла и 1,2 млрд кВт-ч/год электроэнергии, что позволит замещать до 1 млрд м3 газа ежегодно.

Судя по всему на Украине в серьез планируют замещать газ мусором, тк на данный момент там подготавливается законодательная база для стимулирования установки заводов, которые будут производить энергию из отходов.

И уже в ближайшее время хотят реализовать несколько пилотных проектов в этой сфере.

Украина надеется, что в 2022-2025 гг благодаря использованию «энергетического потенциала» мусора можно будет сократить потребление еще около 5 млрд м3 газа.

Украина > Нефть, газ, уголь. Электроэнергетика. Экология > neftegaz.ru, 12 февраля 2018 > № 2505127


Великобритания. Египет > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 12 февраля 2018 > № 2505126

BP открыла счет крупным проектам 2018 г, начав коммерческую добычу газа на месторождении Атолл в Египте.

BP начала добычу газа на газоконденсатном месторождении (ГКМ) Атолл (Atoll) на шельфе Египта.

Об этом BP сообщила 12 февраля 2018 г.

Месторождение Атолл разрабатывается в рамках концессии Северная Дамиетта (North Damietta Offshore) в восточной части дельты Нила.

BP является оператором проекта, владея 100% концессии.

Открыто месторождение Атолл было в 2015 г.

Запасы месторождения оцениваются в 1,5 трлн фт3 (42,5 млрд м3) газа и 31 млн барр газового конденсата.

Опытно-промышленная эксплуатация месторождения началась в декабре 2017 г, а в феврале 2018 г началась коммерческая добыча.

В рамках 1й фазы проекта на месторождении добывается 350 млн фт3/сутки газа и 10 тыс барр/сутки газового конденсата.

Месторождение было запущено в эксплуатацию на 7 месяцев раньше запланированного срока при снижении расходов на 33%.

Весь добытый газ направляется в газотранспортную систему (ГТС) Египта, так же как и газ, добываемый на месторождении Зохр, официально запущенном в январе 2018 г.

Месторождения Зохр и Атолл для Египта очень важны для реализации планов страны по выходу на самообеспечение по газу к середине 2018 г.

Месторождение Атолл стало 1м крупным проектом, запущенным в 2018 г BP.

Согласно стратегии до 2021 г, BP в последние годы ориентируется на запуск высокомаржинальных проектов.

На 13 проектов, начатых в 2016-2017 гг, приходится более 500 тыс бнэ/сутки, а к 2021 г добыча BP по новым перспективным проектам будет составлять 900 тыс бнэ/сутки.

Великобритания. Египет > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 12 февраля 2018 > № 2505126


Россия. ПФО > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 12 февраля 2018 > № 2505125

ТАНЕКО превысил средние показатели по глубине переработки нефти в России.

Глубина переработки нефти на ТАНЕКО составляет 98,2%, в то время как по России показатель достигает лишь 81,5%.

Об этом 12 февраля 2018 г на деловом понедельнике сообщила заместитель мэра Нижнекамска Э. Долотказина.

По ее словам, глубина переработки нефти в целом по стране выросла за последние 5 лет с 70,6% до 79,2%, а по итогам 10 месяцев 2017 г достигла 81,5% .

На ТАНЕКО глубина переработки составляет 98,2%.

Сегодня этот комплекс единственный в России, имеющий такой показатель по глубине переработки нефти.

Она также отметила, что на ТАНЕКО - самый большой выход светлых нефтепродуктов.

При этом заммэра напомнила и про проект ТАИФа - комплекс глубокой переработки нефти (КГПТО).

Она отметила, что на ТАИФ-НК глубина пока 75,2%, с пуском КГПТО будет 98,6%.

Также заммэра отметила первенство нижнекамских нефтехимиков и в переходе на топливо Евро-5: в 2016 г Россия перешла на автомобильное топливо только высшего, 5-го экологического класса.

Тогда как ТАНЕКО сделал это годами ранее.

26 января 2018 г президент России В. Путин и президент Республики Татарстан Р. Минниханов дали старт работе установок гидроочистки нафты и изомеризации на ТАНЕКО.

Россия. ПФО > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 12 февраля 2018 > № 2505125


США. Украина > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 12 февраля 2018 > № 2505124

Безкоштовно. Кабмин Украины планирует передать Юзовскую площадь скандальной Yuzgas B.V. практически бесплатно.

Юзовский участок недр на УкраинеКабмин Украины планирует передать Yuzgas B.V. 90% прав и обязанностей в Надра Юзовской, являющейся оператором соглашения о добыче газа на многострадальной Юзовской площади.

Проект распоряжения Кабмина Украины был внесен на заседание кабинета 9 февраля 2018 г.

Участок недр Юзовская находится в Днепровско-Донецком нефтегазоносном бассейне на территории Донецкой и Харьковской областей.

Площадь участка составляет 7886 км2, участок считается перспективным на сланцевый газ.

Прогнозируемые запасы Юзовского месторождения оцениваются в 2-4 трлн м3 сланцевого газа, добыча может составить 8-10 млрд м3/год газа.

В настоящее время 99% Надра Юзовской принадлежат госкомпании Надра Украины, остальное - ее дочке Украинскому геологическому научно-производственному центру.

В 2013 г Кабмин Украины заключил соглашение на 50 лет о совместной добыче газа с Shell, которая через 2 года вышла из соглашения.

Минэнергоугля Украины в качестве причины называло 2 неудачные попытки бурения поисковых скважин и падение мировых цен на нефть.

Также говорилось о непомерной налоговой нагрузке, наложенной на Shell.

Официальной же причиной называлась война на Донбассе.

В 2016 г Украина предприняла 2ю попытку привлечь инвестора к Юзовской площади и ситуация вновь сложилась скандальная.

В конце июля 2016 г конкурсная комиссия, сформированная из представителей кабмина Украины и Надра Юзовская, признала Yuzgas B.V. победителем отбора для участия в соглашении о разделе продукции (СРП) по добыче газа на Юзовской площади.

История получилась скандальная.

Начнем с того, что Yuzgas B.V. была создана за месяц до конкурса специально для участия в проекта.

2й настороживший момент - до сих пор официально не был назван конечный бенефециар Yuzgas B.V.

Yuzgas B.V. основана инвестфондом Emerstone Energy SCSP, основатель которого Я. Кинах заявлял, что оперирует деньгами иностранных инвесторов, имена которых не назвал.

Вопросы к Yuzgas B.V., разумеется возникли, причем не только по бенефециарам.

В ноябре 2016 г Кабмин Украины отказал Yuzgaz B.V. в участии в СРП по Юзовской площади, но компания обжаловала отказ в судах.

Также компания привлекла к переговорам с Украиной словацкую Nafta, которая занимается добычей газа в Закарпатской области.

Причем, если в конце-концов заявка Yuzgaz на СРП будет одобрена, то Nafta готова стать мажоритарным акционером компании и провести программу «ранней добычи» на месторождении.

Пока же скандал вокруг Юзовской площади выходит на новый виток.

Если почитать проект распоряжения, то становится понятно, что Юзовская площадь отдается Yuzgas B.V. фактически бесплатно.

Так, в проект распоряжения добавлены дополнительные соглашения с Yuzgas B.V. по оплате права отступления инвестиций фирмы и распределения продукции с государством.

За уступку 90% в Надра Юзовской Yuzgas B.V. предстоит заплатить всего 40 млн долл США, но гарантированно из этой суммы будет уплачено только 10%.

Когда Yuzgas B.V. была признана победителем конкурса на Юзовскую площадь, компания перечислила 0,8 млн долл США.

Еще 3,2 млн долл США Yuzgas B.V. обещает оплатить в течение 15 дней после решения правительства о передаче ей прав в Надра Юзовская.

Оставшиеся 36 млн долл США Yuzgas B.V., если добыча газа будет соответствовать определенным объемам.

Так, 5 млн долл США будет заплачено при достижении уровня добычи в 1 млрд м3/год, 10 млн долл США - при объемах 3 млрд млрд м3/год, а 21 млн долл США - 5 млрд млрд м3/год.

При этом, деньги будут заплачены, если обусловленные объемы добычи будут сохраняться в течение 90 дней.

При согласовании позиций осталась неучтенной критика Минфина Украины по поводу ряда моментов соглашения с Yuzgas B.V.

Так, средства Yuzgas B.V. будут перечислены на счет Надра Юзовская, а не в госбюджет.

Также не учтено предложение об увеличении соглашением объема компенсационной продукции за счет ранее вложенных инвестиций Shell.

Минэнергоугля Украины подтвердило, что ранее было инвестировано 80,1 млн долл США, из которых 27,2 млн долл США подлежат возмещению в пользу оператора проекта, которым теперь станет Yuzgas B.V.

Допсоглашение предусматривает уменьшение при разделе продукции минимальной доли государства с 31% до 25%, которую государство будет получать в зависимости от годовых показателей добычи.

Так, пока добыча не превысит 5 млрд млрд м3/год, доля государства составит 25% от доходной части, которая будет рассчитываться по специальной формуле.

С ростом объемов добычи доля Украины будет расти и составит 60% при условии выхода добычи на уровень выше 20 млрд млрд м3/год.

Также новое соглашение предусматривает уменьшение финансовых обязательств инвестора.

Если раньше на начальном этапе предусматривались инвестиции в сумме 410 млн долл США, то сейчас их минимальный объем запланирован в 200 млн долл США.

Такое уменьшение вызвало критику уже со стороны Минюста Украины, но и она была проигнорирована.

В пояснительной записке Минэнергоугля указало, что инвестиции будут направлены в 15 новых скважин, деньги внесет Nafta.

США. Украина > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 12 февраля 2018 > № 2505124


Россия. ПФО > Нефть, газ, уголь. СМИ, ИТ > neftegaz.ru, 12 февраля 2018 > № 2505123

Модернизированы системы учета 55 ключевых энергообъектов Поволжского региона.

ФСК ЕЭС, дочка Россетей, на 55 подстанциях Поволжского региона модернизировала системы, обеспечивающие коммерческий учет электроэнергии.

Новые устройства более чем на 80% повышают точность сбора информации, что позволяет улучшить систему расчетов с потребителями.

Об этом компания сообщает 12 февраля 2018 г.

Общий объем инвестиций в проект превысил 1,9 млрд рублей. Работы выполнены на подстанциях (ПС) 220 кВ в Самарской, Саратовской, Ульяновской, Пензенской, Нижегородской областях, Республиках Чувашия и Мордовия.

Модернизированы 1043 точки учета. Каждая из них представляет собой комплекс устройств с измерительным трансформатором тока и напряжения, подключаемым через кабельный канал к прибору учета.

Все использованное оборудование произведено в России.

Обновленные устройства соответствуют требованиям, предъявляемым к системам коммерческого учета для работы на оптовом рынке электроэнергии и мощности (ОРЭМ).

Россия. ПФО > Нефть, газ, уголь. СМИ, ИТ > neftegaz.ru, 12 февраля 2018 > № 2505123


Белоруссия > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 12 февраля 2018 > № 2505122

Белоруснефть в 2018 г планирует увеличить добычу нефти на 20 тыс т, до 1,67 млн т.

Белоруснефть в 2018 г планирует увеличить добычу нефти на территории Белоруссии на 20 тыс т, до 1,67 млн т, заявил главный инженер и замгендиректора Белоруснефти В. Гошкис.

Об этом 12 февраля 2018 г сообщило агентство БЕЛТА.

В 2018 г Белоруснефть ориентируется на объем 1,67 млн т - это на 20 тыс т больше, чем в 2017 г.

На протяжении последних 4х лет компания не снижала объем добычи и держала на уровне 1, 645 млн т в год.

В 2017 г была поставлена и выполнена задача нарастить добычу до 1,65 млн т нефти.

Основная часть белорусских месторождений нефти находится на 4й стадии разработки, поэтому требуются серьезные капитальные вложения и применение новых современных технологий при сохранении себестоимости добычи нефти.

Одновременно активизируются разработка трудно извлекаемых запасов и поиск новых месторождений.

С тех пор как Белоруснефть приобрела нефтяную компанию Янгпур, ею добыто на территории России свыше 570 тыс т нефти, более 590 млн м3 попутного и природного газа.

По словам В. Гошкис в 2018 г Янгпур планирует добыть свыше 180 тыс т нефти, если взять все продукты в нефтяном эквиваленте, то добыча должна превысить 390 тыс т.

Он отметил, что в 2017 г Янгпур добыла на территории России более 150 тыс т.

В планах до 2023 г - постепенно наращивать объемы добычи, поэтому компания серьезно занимаемся вопросами геологоразведочных работ в Сибири, добавил он.

Кроме того, Белоруснефть с целью покупки отслеживает лицензионные участки, которые выставляются в России на торги.

Осенью 2017 г Белоруссия озвучила планы по поиску новых залежей нефти с применением новых технологий.

В Министерстве природных ресурсов тогда заявили, что прирост запасов нефти в Белоруссии к 2020 г, с учетом проведенных геолого-разведочных работ (ГРР), может составить 3 млн т.

28 декабря 2017 г Белоруснефть объявила об открытии 2х новых нефтяных месторождений: Восточно-Макановичское и Западно-Гировское.

Оба месторождения расположены в Речицком районе Гомельской области.

Белоруснефть изо всех сил борется с падением добычи нефти.

Пик добычи нефти в Белоруссии был достигнут в 1976 г, после чего объемы добычи ежегодно снижались из-за сокращения ресурсной базы и роста трудноизвлекаемых запасов (ТРИЗ).

Компании удалось добиться серьезного успеха, стабилизировав добычу нефти на уровне 1,6 млн т/год.

Белоруснефть подготовила масштабную программу геологоразведочных работ (ГРР), которая в 10-летней перспективе предусматривает поиск залежей нефти и газа структурного типа на глубине до 4,5 км.

Благодаря этому, в ближайшие 5 лет Белоруссия планирует довести объем добычи нефти до 1,8 млн т/год.

Помимо повышения объема добычи собственной нефти, Белоруссия стремится диверсифицировать источники импорта углеводородов.

9 февраля 2018 г этот вопрос на заседании совета концерна Белнефтехим поднимал заместитель премьер-министра Беларуси В. Семашко.

Белоруссия > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 12 февраля 2018 > № 2505122


Казахстан. ОПЕК > Нефть, газ, уголь. Экология > neftegaz.ru, 12 февраля 2018 > № 2505121

Атырауская область обеспечила почти половину добытой в Казахстане нефти в 2017 г. А как же экологические проблемы?

В 2017 г в Атырауской области Казахстана добыто добыто 42,3 млн т нефти - почти 50% всей нефти, добытой в Казахстане.

Об этом акимат Атырауской области сообщил 12 февраля 2018 г.

По сравнению с 2016 г объем нефтедобычи в Атырауской области увеличился на 25,6%.

Добыча попутного нефтяного газа (ПНГ) в регионе в 2017 г выросла на 31,3% и составила 20,9 млрд м3.

Тенгизшевройл (ТШО), оператор Тенгизского месторождения, в 2017 г увеличил добычу нефти на 4,1%, до 28,7 млн т, ПНГ - на 4,4%, до 15,7 млрд м3.

ЭмбаМунайГаз (ЭМГ), дочка КазМунайГаза, увеличил добычу нефти на 0,3%, до 2,84 млн т, газа - на 4,5%, до 199,7 млн м3.

North Caspian Operating Company (NCOC), оператор Кашаганского месторождения на шельфе Каспийского моря, в 2017 г добыл 8,3 млн т нефти и 4,9 млрд м3 газа.

Рост добычи нефти на Кашагане внес серьезные коррективы в исполнение Казахстаном своих обязательств в рамках соглашения стран ОПЕК и не-ОПЕК о сокращении добычи нефти.

Тем не менее, Казахстан принял решение об участии в продлении сделки ОПЕК+ до конца 2018 г, хотя это далось нелегко.

При этом Казахстан добился от партнеров особых условий в связи с перезапуском Кашагана на случай, если добыча будет превышена.

Напомним, что в 2017 г добыча нефти в Казахстане выросла на 10,5% и составила 86,2 млн т.

На 2018 г Минэнерго Казахстана прогнозирует добычу нефти в стране на том же уровне, что и в 2017 г или даже немного выше.

Но нефтедобыча в Атырауской области сопряжена с большими экологическими проблемами.

Так, ликвидации требуют 90 нефтегазовых скважин в регионе, находящихся в аварийном состоянии.

Часть из опасных скважин, пробуренных десятки лет назад, находятся в зоне затопления водами Каспийского моря.

Однако, работа по ликвидации аварийных скважин идет медленно.

В 2016 г ликвидирована нефтяная скважина Сарышагыл, находящаяся в госфонде.

В 2017 г разработана проектно-сметная документация для ликвидации нефтяной скважины Прорва.

Минэнерго Казахстана проводит работу по ликвидации 14 скважин, находящихся на балансе недропользователей.

Кроме того, в регионе из 180 самоизливающихся гидрогеологических скважин 123 рекомендованы к ликвидации.

В 2018 г Министерство по инвестициям и развитию Казахстана направит в Минфинан бюджетную заявку для разработки проектно-сметной документации по ликвидации 60 бесхозных скважин.

Казахстан. ОПЕК > Нефть, газ, уголь. Экология > neftegaz.ru, 12 февраля 2018 > № 2505121


Россия. ЮФО > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 12 февраля 2018 > № 2505120

РН-Краснодарнефтегаз добыл 50 млрд м3 газа на Анастасиевско-Троицком месторождении.

РН-Краснодарнефтегаз, дочка Роснефти, добыл на Анастасиевско-Троицком месторождении 50 млрд м3 природного газа с начала разработки месторождения в 1954 г.

Об этом РН-Краснодарнефтегаз сообщил 12 февраля 2018 г.

Анастасиевско-Троицкое месторождение является одним из крупнейших в РН-Краснодарнефтегазе и обеспечивает более 30% нефти и более 80% газа, добываемых на предприятии.

Накопленная добыча нефти на Анастасиевско-Троицком месторождении превысила 105 млн т.

За время разработки здесь было пробурено более 1700 скважин.

На сегодняшний день общий действующий фонд составляет более 330 добывающих газовых и нефтяных скважин, большая часть которых работает газлифтным способом.

РН-Краснодарнефтегаз реализует масштабную газовую программу, в рамках которой строятся объекты добычи, подготовки и транспортировки газа.

На предприятии уже работает установка подготовки газа (УПГ) Газелан производительностью до 1500 млн м3/год, введена в эксплуатацию Ханьковская дожимная насосная станция.

Продолжается строительство дополнительных объектов сбора и подготовки газа.

В ближайшее время на месторождении планируется ввести Троицкую дожимную насосную станцию и компрессорную станцию, благодаря которым будут увеличены мощности подготовки попутного нефтяного газа, а так же снизятся эксплуатационные затраты.

Краснодарнефтегаз внедряет передовые технологии нефтегазодобычи, ведет строительство новых скважин и вывод скважин из бездействия, проводит эффективные геолого-технологические мероприятия, включающие операции гидроразрыва пласта и зарезку боковых стволов.

На Анастасиевско-Троицком месторождении на основе новых технологий построены трехмерные геолого-гидродинамические модели для прогнозирования технологических показателей его разработки.

В декабре 2017 г Роснефть продлила лицензию на Анастасиевско-Троицком месторождении в Краснодарском крае до 2073 г.

Предыдущая лицензия на добычу нефти, газа и газового конденсата на Анастасиевско-Троицком НГКМ была выдана Роснефти в 2006 г сроком до 31 декабря 2034 г.

Анастасиевско-Троицкое НГКМ расположено в Славянском и Крымском районах Краснодарского края в 125 км к западу от Краснодара.

Месторождение входит в Ceвepo-Кавказско-Мангышлакскую нефтегазоносную провинцию, оно приурочено к брахиантиклинали в пределах Aнастасиевско-Kраснодарской антиклинальной зоны.

Cкладка осложнена 2 сводовыми поднятиями, установлены 10 залежей в плиоцене и миоцене на глубине 750-1770 м.

Ceвepo-Кавказско-Мангышлакская НГП простирается на площади более 530 тыс км2 на территории РФ ( Ростовская обл, Краснодарский и Ставропольский края, Калмыкия, Кабардино- Балкария, Северная Осетия, Чечня, Ингушетия, Дагестан), Украины, Казахстана, Узбекистана.

На месторождении эксплуатируются 900 скважин.

В 2013 г на месторождении были проведены 3 операции гидравлического разрыва пласта (ГРП) с использованием мобильного комплекса, спроектированного Санкт -петербургским ПКБ Автоматика по заказу Министерства образования и науки (Минобрнауки) РФ.

Месторождение является основным для РН-Краснодарнефтегаза, дочки Роснефти.

В 2015 г РН-Краснодарнефтегаз добыл 100 млрд м3 газа с начала своей производственной деятельности.

И почти 50% этого объема обеспечило Анастасиевско-Троицкое НГКМ.

Краснодарский край является 1 из старейших нефтегазодобывающих районов России.

Добыча нефти в регионе идет с 1864 г и месторождения в Краснодарском крае сильно истощены.

Ресурсную базу нефти и газа в регионе в целом сформировали в 1950-1960е гг.

В Краснодарском крае разрабатывается более 10 нефтяных и газовых месторождений.

Россия. ЮФО > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 12 февраля 2018 > № 2505120


Пакистан. Россия > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 12 февраля 2018 > № 2505118

Штат Пенджаб стал крупнейшим потребителем природного газа и СПГ в Пакистане в 2017 г. Отчет OGRA.

Согласно Годовому отчету госрегулятора по нефти и газу (OGRA) 2016-17, штат Пенджаб обошел штат Синд по объему потребления газа.

Такие данные приведены в отчете OGRA 9 февраля 2018 г.

В течение 2017 г потребление газа в штате Пенджаб составило 47% от общего объема 2,915 млрд фт3/сутки (82,5 млн м3/сутки) по сравнению с 42% от 2,727 млрд фт3/сутки (77,2 млн м3/сутки) в 2016 г YoY.

В штате Синд почти не удалось воспользоваться СПГ, и его доля в общем потреблении в 2017 г снизилась до 43% по сравнению с 46% в 2016 г.

Потребление газа в штатах Хайбер-Пахтунхва (К-П) и Белуджистан не изменилось.

Они остались на 3й и 4й позиции.

Однако потребление газа в штате Хайбер-Пахтунхва снизилось до 7% с 10%, тогда как потребление газа Белуджистана оставалось неизменным на уровне 2%.

Пакистану необходимо 7 млрд фт3/сутки (0,198 млрд м3/сутки) газа для удовлетворения собственных потребностей.

Из этого объема 3,9 млрд фт3/сутки (0,110 млрд м3/сутки) покрывается за счет внутреннего производства, а 1,2 млрд фт3/сутки (0,034 млрд м3/сутки) приходится на импорт.

Доля штата Пенджаб в общем объеме добычи газа оставалась незначительной на уровне 3% в 2016 и 2017 г, но было 5% в 2015 г.

Несмотря на заметное падение, штат Синд в 2017 г сохранил 1 место по добыче газа с 56% от общепакистанской добычи, по сравнению с 63% в 2016 г YoY.

В Белуджистане добыча газа в 2017 г составила 13%, по сравнению с 17% в 2016 г, в штате Хайбер-Пахтунхва в 2017 г 12% по сравнению с 7% в 2016 г YoY.

Доля импортируемого газа СПГ в общем объеме поставок газа составляет 16%.

Федеральное и провинциальное правительства ввели в штате Пенджаб 3 топливные электростанции (ТЭС) типа газотурбинных электростанций (ГТЭС) на газе общей мощностью 3600 МВт.

Для обеспечения газом этих 3х ТЭС, в конце ноября 2017 г в порту Касим (Port Qasim) был введен в эксплуатацию 2й СПГ-терминал.

Власти Пенджаба инициировали строительство 4й ТЭС на газе мощностью 1200 МВт.

Власти Пакистана недавно поручило местным газотранспортным компаниям Sui Northern Gas Pipeline Limited (SNGPL) и Sui Southern Gas Company Limited (SSGCL)построить 3й магистральный газопровод (МГП) из г Карачи в Пенджаб, чтобы увеличить объем доставки газа на ТЭС, автозаправки (АГНКС) и промышленным потребителям.

Любопытно, что есть проект магистрального газопровода (МГП) Север - Юг, соглашение о строительстве которого власти РФ и Пакистана подписали в 2015 г, но летом 2017 г Ростех - оператор проекта, сообщил о переносе на 2019 г его строительства из-за несогласия в тарифах.

Около 54% опрошенных читателей Neftegaz.RU считают необходимым активизировать проект МГП в Пакистане.

Штат Синд - лидер по добыче газа в Пакистане, при этом сталкивался с перебоями в газе и низким давлением газа.

Энергетический сектор страны в 2017 г стал крупнейшим потребителем газа с долей 32% , далее следуют производство удобрений и ЖКХ по 21% каждый, ТЭС - 11%, промышленность - 9%, транспорт - 5%.

Пакистан уже имеет 15-летний госконтракт с Катаром об импорте СПГ, прямые поставки по которому начались в марте 2015 г.

В январе 2018 г власти Пакистана анонсировали решение о заключении контрактов на прямые поставки сжиженного природного газа (СПГ) и с другими богатыми энергоресурсами странами, в сравнении со спотовыми покупками у энергетических компаний.

Около 50% опрошенных читателей Neftegaz.RU считают ненадежным спотовый рынок на уровне гособеспечения газом.

Есть надежда, что и Россия выйдет на это премиальный рынок.

Минэнерго РФ 13 октября 2017 г анонсировало подписание пакистано -российского межправсоглашения о сотрудничестве в поставках СПГ.

Пакистан. Россия > Нефть, газ, уголь > neftegaz.ru, 12 февраля 2018 > № 2505118


Россия. ПФО > Нефть, газ, уголь. Финансы, банки. Недвижимость, строительство > neftegaz.ru, 12 февраля 2018 > № 2505117

Финансирование как знак доверия. Газпром в 2018 г увеличил финансирование программы газификации Пермского края более чем в 2,5 раза.

Газпром увеличил финансирование программы газификации Пермского края на 2018 г в 2,6 раза, до 575 млн руб.

Об этом шла речь на рабочем совещании по газификации региона, прошедшем 12 февраля 2018 г.

В мероприятии приняли участие губернатор Пермского края М. Решетников, зампред правления Газпрома В. Голубев и член правления Газпрома В. Марков.

Изначально планировалось, что на газификацию Пермского края в 2018 г Газпром направит 220 млн руб.

Однако, компания существенно увеличила параметры газификации региона.

По словам М. Решетникова, увеличение финансирования связано с тем, что в Пермском крае ведется активная работа по уменьшению объема накопившейся задолженности за поставленный газ.

Региональные власти, действительно, активно работают по тем проблемам, которые волнуют Газпром, а именно по задолженности за газ.

И несмотря на то, что объем проблем накоплен большой (4 млрд руб задолженности за газ по состоянию на 1 ноября 2017 г), руководство Газпрома видит результаты проделанной работы.

Стратегической задачей в плане уменьшения задолженности за газ, власти региона считают ликвидацию посредников, деятельность которых непрозрачна, и переход к прямым расчетам за газ.

Детально обсуждалась работа по каждому проблемному муниципалитету, практически по всем из них приняты необходимые решения.

Как правило, это касается замены оператора, через которого идут платежи, а в ряде случаев была проведена смена руководства предприятий.

В итоге за последний месяц это позволило стабилизировать ситуацию ситуацию с платежами.

И в знак такого доверия Газпром увеличил объемы газификации края, отметил М. Решетников, пообещав довести до всех глав муниципалитетов, что вопросы задолженности напрямую увязаны с темпами газификации края.

Зампред правления Газпрома В. Голубев напомнил, что участвовать в финансировании программы газификации должен как Газпром, так региональные власти.

Примерно ту же сумму, что и Газпром, необходимо выделить из бюджета края на подготовку потребителей к приему газа.

Причем ситуация с газификацией в Пермском крае, да и по России в целом, осложняется вопросами, связанными с газификацией отдаленных и малонаселенных районов.

Решить эту задачу Газпром рассчитывает с помощью сжиженного природного газа.

С экономической точки зрения использование этой технологии в Пермском крае будет вполне приемлемым, отметил В. Голубев.

Напомним, в 2005-2016 гг Газпром направил на газификацию Пермского края около 5 млрд руб.

За этот период построено 28 межпоселковых газопроводов, а также объекты автономной газификации.

Среди этих объектов - мини-завод по производству СПГ в д Канюсята Карагайского района и 3 станции приема, хранения и регазификации природного газа - в пос Ильинский Ильинского района, с Нердва Карагайского района и пос Северный Коммунар Сивинского района.

Уровень газификации края вырос с 60,8% до 68,6%.

В сентябре 2016 г Пермский край и Газпром подписали программу газификации до 2020 г.

К концу 2017 г компания завершила строительство и ввела в эксплуатацию 3 межпоселковых газопровода - в Кишертском, Октябрьском, Ординском и Пермском районах.

Велись работы по сооружению еще 2 газопроводов - в Добрянском и Пермском районах.

Подготовлена проектная документация по 7 газопроводам.

В 2018-2019 гг в Пермском крае будут реализованы мероприятия по строительству 25 межпоселковых и 27 распределительных газопроводов.

Россия. ПФО > Нефть, газ, уголь. Финансы, банки. Недвижимость, строительство > neftegaz.ru, 12 февраля 2018 > № 2505117


США. Россия. Весь мир > Нефть, газ, уголь. Финансы, банки > neftegaz.ru, 12 февраля 2018 > № 2505068

Нефть ищет путь наверх. Цены на нефть пытаются расти после существенного снижения на прошлой неделе.

Завершив предыдущую рабочую неделю в глубоком минусе, цены на нефть сегодня пытаются вернуться к росту.

По итогам торгов 9 февраля 2018 г стоимость фьючерсов на нефть сорта Brent на апрель на лондонской бирже ICE Futures снизилась на 3,12%, до 62,79 долл США/барр.

Фьючерсы на нефть сорта WTI на март на электронных торгах Нью-Йоркской товарной биржи (NYMEX) подешевели на 3,19%, до 59,20 долл США/барр.

За прошедшую неделю нефть Brent подешевела на 8,4%, WTI - на 9,6%.

Это стало наиболее сильным снижением с января 2016 г.

12 февраля 2018 г цены на нефть пытаются отыграть резкое снижение в конце предыдущей недели.

К 10.25 мск стоимость фьючерсов на нефть сорта Brent на апрель на ICE Futures выросла на 1,15%, до 63,51 долл США/барр.

Фьючерсы на нефть сорта WTI на март на NYMEX подешевели на 1,3%, до 59,97 долл США/барр.

Падение цен на нефть 9 февраля 2018 г стало реакцией рынка на статистику Baker Hughes, a GE Company (BHGE) по буровым установкам.

По данным BHGE, по итогам рабочей недели, завершившейся 9 февраля 2018 г, число нефтяных буровых установок в США выросло на 26 ед (на 3,4%), до 791 ед.

Количество газодобывающих установок выросло на 3 ед (на 1,7%), до 184 ед.

Общее число буровых установок в США увеличилось на 29 ед, до 975 ед.

Рост числа буровых установок в США стал максимальным с января 2017 г, что повысило опасения в отношении роста добычи в стране.

Фондовые индексы США 9 февраля 2018 г существенно выросли, но в целом неделя стала худшей с начала 2016 г.

Dow Jones Industrial Average и Standard & Poor's 500 снизились за неделю на 5,2%.

Индекс Dow Jones Industrial Average повысился на 330,44 п (1,38%) и составил 24190,9 п.

Standard & Poor's 500 увеличился на 38,55 п (1,49%), до 2619,55 п.

Nasdaq Composite прибавил 97,33 п (1,44%) и составил 6874,49 п.

Bitcoin продолжил расти, подорожав на 6,28% по отношению к доллару США, до 8535,4 долл США/bitcoin.

Рубль утром 12 февраля 2018 г укрепляется по отношению к доллару США и евро.

К 10.25 мск рубль подорожал к доллару США на 0,68%, до 57,9872 руб/долл США.

По отношению к евро рубль подрос на 0,27%, до 71,2583 руб/евро.

Ожидаемый торговый диапазон - 57,9097-58,3863 руб/долл США и 71,1545-71,4575 руб/евро.

США. Россия. Весь мир > Нефть, газ, уголь. Финансы, банки > neftegaz.ru, 12 февраля 2018 > № 2505068


Франция. Иран. США > Внешэкономсвязи, политика. Нефть, газ, уголь > rfi.fr, 12 февраля 2018 > № 2504796

Французский Total вступился за Иран перед американским президентом

Глава французского нефтяного концерна Total Патрик Пуянне обратился к американскому президенту Дональду Трампу с просьбой не вводить санкции против Ирана. Об этом в понедельник, 12 февраля, написала газета Financial Times.

Около месяца назад, во время ужина президента США и глав крупнейших европейских предприятий на экономическом саммите в Давосе, глава Total затронул вопрос об отношениях с Ираном. Он попытался убедить Трампа в том, что политические реформы в Иране возможны, нужно только дать достаточно времени реформаторам. В этой перспективе он просил руководство США не вводить экономические санкции против Ирана.

«Когда мне посчастливилось ужинать с президентом США, я задал ему вопрос, – цитирует Financial Times Патрика Пуянне. – Я думаю, что Дональд Трамп меня выслушал, но это не значит, что он со мной согласен».

В январе 2018 Дональд Трамп согласился «в последний раз» отложить срок возобновления экономических санкций против Ирана. Эти санкции были сняты в 2015 году правительством Барака Обамы, когда США достигли договоренности с Тегераном по поводу иранской ядерной программы.

Отложив вопрос возобновления санкций, Дональд Трамп дал срок 120 дней, в течение которого иранцы и их европейские партнеры должны «исправить чудовищные ошибки», допущенные в подписанном 14 июля в Вене договоре.

После отмены санкций французский концерн Total вложил немалые средства в Иране. Так, в июле 2017 года руководство подписало контракт о разработке самого крупного газового месторождения в мире South Pars в Персидском заливе. Только на начальном этапе инвестиции превысили два миллиарда евро.

В случае, если США введут санкции против Ирана, Total «полностью потеряет все свои инвестиции», предупредил иранский министр нефти в ноябре прошлого года. Французский концерн владеет 50,1% акций разработки месторождения. Еще 19,9% принадлежат иранской государственной компании NIOC, и 30% — китайской CNPC.

По информации агентства Reuters, если санкции вынудят Total уйти с иранского рынка, его акции готов выкупить NIOC.

Франция. Иран. США > Внешэкономсвязи, политика. Нефть, газ, уголь > rfi.fr, 12 февраля 2018 > № 2504796


Россия. СЗФО > Нефть, газ, уголь. Финансы, банки > oilcapital.ru, 12 февраля 2018 > № 2501112

Свой резервный фонд создает «Газпром нефть».

Введение «фонда бюджетного правила» формализует практику прошлых лет.

«Газпром нефть» создает свой резервный фонд, сообщила газета «Ведомости», ссылаясь на федерального чиновника и представителя НК. При утверждении бизнес-плана на ближайшие три года «Газпром нефть» исходила из прогнозных макропараметров, определенных Минэкономразвития: $43,8 за баррель нефти Urals (сейчас стоит $58,8) и курса доллара 64,2 руб. (сейчас – 58,4 руб.). Все дополнительные доходы направляются в «фонд бюджетного правила». Из него «Газпром нефть» «может расплачиваться с кредиторами, платить дивиденды и финансировать инвестпрограмму».

Представитель «Газпром нефти» не уточнил, сколько денег «Газпром нефть» рассчитывает направить в новый фонд и насколько он должен быть заполнен, прежде чем компания начнет его использовать. Введение «фонда бюджетного правила» формализует практику прошлых лет, в соответствии с которой компания при подведении квартальных итогов оценивала наличие или отсутствие свободного денежного потока сверх уровня бизнес-плана и принимала решение о том, как распоряжаться возникающим профицитом или дефицитом, уточняет представитель «Газпром нефти».

Россия. СЗФО > Нефть, газ, уголь. Финансы, банки > oilcapital.ru, 12 февраля 2018 > № 2501112


Польша. Евросоюз. Россия > Нефть, газ, уголь > oilcapital.ru, 12 февраля 2018 > № 2501111

Польская HEG опасается последствий срыва сроков проекта Baltic Pipe.

Если газопровод не будет построен до момента истечения долгосрочного контракта на поставки газа с «Газпромом», это вызовет ряд проблем.

Сроки строительства газопровода Baltic Pipe слишком коротки и могут создать угрозу повышения цены газа в Польше, считает член правления польской энергетической компании Hermes Energy Group Петр Каспшак. «Главный риск, что эта инвестиция не будет завершена в срок», – сказал он в беседе с журналистами, отметив, что завершение строительства Baltic Pipe планируется на 2022 год, когда истекает долгосрочный контракт на поставки газа с «Газпромом», а также будет вестись строительство газовых соединений с Украиной, Литвой и Словакией.

«Сейчас 2018 год. Окончательное инвестиционное решение должно быть до 31 декабря текущего года. Речь идет о строительстве газопровода в море, пересекающегося с другими газопроводами. Есть какой-то территориальный спор, – сказал Каспшак, подчеркнув, что впереди еще очень много работы. – 1 октября 2022 года – не совсем нереально, но это серьезный вызов», – отметил он.

«В ситуации, если мы будем не в состоянии завершить строительство в срок, мы будем приговорены к поставкам с востока», – считает представитель HEG. По его словам, в истории, когда польская сторона оказывалась в безвыходной ситуации, на этом выигрывал партнер на востоке, «а цель Baltic Pipe – улучшить контрактные условия».

Baltic Pipe должен связать месторождения на норвежском шельфе в Северном море с Польшей через Данию. Проект предусматривает три этапа: соединение норвежских и датских систем передачи газа, расширение инфраструктуры Дании, а также строительство непосредственно трубы Baltic Pipe, которая соединит Польшу и Данию по дну Балтийского моря. Планируемая мощность газопровода – 10 млрд кубометров в год.

Польша. Евросоюз. Россия > Нефть, газ, уголь > oilcapital.ru, 12 февраля 2018 > № 2501111


Белоруссия. Россия > Нефть, газ, уголь > oilcapital.ru, 12 февраля 2018 > № 2501110

«Белоруснефть» планирует увеличить добычу нефти до 1,67 млн тонн в 2018 году.

В том числе компания планирует увеличить нефтедобычу на территории РФ до 180 тысяч тонн.

«Белоруснефть» намерена увеличить в 2018 году добычу нефти на территории республики на 20 тыс. тонн – до 1,67 млн тонн, сообщило агентство БЕЛТА со ссылкой на главного инженера – замгендиректора производственного объединения Владимира Гошкиса. По его словам, на протяжении последних четырех лет добыча ПО составляла 1,645 млн тонн в год, в 2017 году было решено нарастить добычу до 1,65 млн тонн, что и было сделано.

Что касается добычи нефти на территории России, то в 2018 г. «Белоруснефть» прогнозирует рост добычи на 20% – до 180 тыс. тонн. «В 2018 году мы планируем добыть свыше 180 тыс. тонн нефти в компании «Янгпур», если взять все продукты в нефтяном эквиваленте, то добыча должна превысить 390 тыс. тонн. В прошлом году добыли более 150 тыс. тонн нефти на территории РФ», – сказал Гошкис. В планах компании до 2023 года – постепенно наращивать объемы добычи, С этой целью «Янгпур» занимается вопросами геологоразведочных работ в Сибири. Кроме того, «Белоруснефть» готова приобрести новые лицензионные участки, которые выставляются в России на торги.

После приобретения «Белоруснефтью» НК «Янгпур» в 2013 году ею добыто на территории РФ свыше 570 тыс. тонн нефти, а также более 590 млн кубометров попутного и природного газа.

Созданное в 1966 году ПО «Белоруснефть», ведет поиск, разведку и разработку нефтяных месторождений, бурение скважин, добычу нефти и попутного нефтяного газа в Белоруссии, работает в нефтяной сфере России, Украины, Венесуэлы, Эквадора.

Белоруссия. Россия > Нефть, газ, уголь > oilcapital.ru, 12 февраля 2018 > № 2501110


Азербайджан. США. Весь мир > Нефть, газ, уголь. Финансы, банки > oilcapital.ru, 12 февраля 2018 > № 2501109

ЦБ Азербайджана переходит на свободно плавающий курс маната.

О переходе на плавающий курс нацвалюты центробанк Азербайджана объявил в декабре 2015 года.

Центробанк Азербайджана планирует поэтапно перейти на свободно плавающий курс национальной валюты – маната, сообщил на пресс-конференции в Баку председатель правления ЦБА страны Эльман Рустамов. «Стабильный курс маната остался в прошлом, он был связан с высокими ценами на нефть. Возвращение к этому не будет. Эта политика была неправильной. Наша цель – обеспечить регулируемый маловолатильный курс маната», – подчеркнул Рустамов.

Центробанк Азербайджана в декабре 2015 года объявил о переходе на плавающий курс маната, что привело к 48-процентному удешевлению нацвалюты по отношению к доллару. Тогда Рустамов заявил, что Азербайджан переходит «на управляемый плавающий курс маната».

В 2017 году манат укрепился по отношению к доллару на 4%.

Азербайджан. США. Весь мир > Нефть, газ, уголь. Финансы, банки > oilcapital.ru, 12 февраля 2018 > № 2501109


Россия. УФО > Нефть, газ, уголь > oilcapital.ru, 12 февраля 2018 > № 2501108

7 млрд кубометров газа ачимовской залежи в ЯНАО поставил «Газпром» на госбаланс.

По оценкам компании, прогноз величины запасов Падинского месторождения достигает 400 млрд кубометров газа.

«Газпром добыча Надым» поставила в 2017 году на государственный баланс около 7 млрд кубометров запасов газа второй залежи Падинского месторождения (Ямало-Ненецкий автономный округ), сообщила корпоративная газета «Газовик» со ссылкой на гендиректора компании Сергея Меньшикова. На госбаланс поставлены 7 млрд кубометров газа и 680 тыс. тонн конденсата, уточнил Меньшиков.

Падинское месторождение открыто в 2015 году. С 1 января 2016 года на госбаланс поставлены запасы газа по категории С1 в 8 млрд кубометров, С2 – 185 млрд кубометров. По оценкам компании-недропользователя, по величине запасов это месторождение может быть отнесено к категории крупных с прогнозом до 400 млрд кубометров газа. На месторождении подтверждены две среднедебитные газоконденсатные ачимовские залежи, их контуры выходят за границы Падинского участка на смежные месторождения, в том числе Медвежье.

«Газпром добыча Надым», дочернее предприятие «Газпрома», работает на истощающихся Медвежьем, Юбилейном и Ямсовейском месторождениях. Компании принадлежат также лицензии на гигантские Бованенковское и Харасавэйское месторождения на полуострове Ямал.

Россия. УФО > Нефть, газ, уголь > oilcapital.ru, 12 февраля 2018 > № 2501108


Ирак. Россия > Нефть, газ, уголь > oilcapital.ru, 12 февраля 2018 > № 2501107

Алекперов скорректирует контракт по Западной Курне-2 в марте 2018.

В 2017 году «ЛУКОЙЛ» договорился с властями Ирака о снижении целевого уровня добычи на проекте до 800 тысяч б/с.

Президент «ЛУКОЙЛа» Вагит Алекперов посетит в начале марта Ирак, где будет обсуждать внесенные НК в министерство нефти Ирака предложения по дополнению к действующему контракту по проекту Западная Курна-2. «Все материалы представлены. В первой декаде марта буду в Багдаде», – сообщил он журналистам.

«ЛУКОЙЛ» ведет добычу на месторождении Западная Курна-2 – втором по величине месторождении нефти в мире с извлекаемыми запасами около 14 млрд баррелей нефти. У «ЛУКОЙЛа» 75% в проекте, у иракской госкомпании North Oil Company – 25%. Сейчас добывается более 400 тыс. б/с – около 20 млн тонн нефти в год.

В 2017 году «ЛУКОЙЛ» договорился с властями Ирака о снижении целевого уровня добычи на проекте Западная Курна-2 до 800 тыс. б/с. Изначально контракт предполагал «полку» добычи в 1,8 млн б/с, затем она была снижена до 1,2 млн б/с. «ЛУКОЙЛ» также ведет переговоры с иракским правительством об изменении контракта по проекту Западная Курна-2 в сторону улучшения для инвестора.

Сумма вознаграждения, которое «ЛУКОЙЛ» получает в рамках проекта Западная Курна-2, за 9 месяцев 2017 года снизилась в 1,6 раза – до $60 млн, при этом в третьем квартале текущего года она составила $30 млн. Добыча нефти, относящаяся к возмещению затрат и вознаграждению, за 9 месяцев составила 9,8 млн баррелей (1,4 млн тонн), в то время как годом ранее – 30,7 млн баррелей (4,5 млн тонн), в третьем квартале – 3,7 млн баррелей (539 тыс. тонн) и 6,6 млн баррелей (967 тыс. тонн), соответственно.

В 2019 году добыча на проекте должна составить 450 тыс. б/с, а в 2024 году – до 800 тыс. б/с.

Ирак. Россия > Нефть, газ, уголь > oilcapital.ru, 12 февраля 2018 > № 2501107


Россия. ЦФО > Нефть, газ, уголь > oilcapital.ru, 12 февраля 2018 > № 2501106

Переработка Московского НПЗ возрастет до 12 млн тонн.

Модернизация НПЗ должна завершиться в 2020 году.

«Газпром нефть» не ожидает существенного роста переработки нефти на своих НПЗ после завершения программы модернизации за исключением Московского НПЗ, который увеличит переработку с нынешних 9-10 млн тонн до 12 млн тонн, сообщил на Дне инвестора «Газпрома» в Нью-Йорке замгендиректора по экономике и финансам «Газпром нефти» Алексей Янкевич, отметив, что модернизация Московского НПЗ должна завершиться в 2020 году.

«Газпром нефть» входит в тройку лидеров среди российских нефтяных компаний по объемам переработки нефти. Компания располагает пятью перерабатывающими активами, из которых три собственных (Московский НПЗ, Омский НПЗ и перерабатывающий комплекс NIS) и два предприятия в совместном пользовании (Славнефть-ЯНОС и Мозырский НПЗ).

Россия. ЦФО > Нефть, газ, уголь > oilcapital.ru, 12 февраля 2018 > № 2501106


Китай. США. Россия. Весь мир > Нефть, газ, уголь. Финансы, банки > oilcapital.ru, 12 февраля 2018 > № 2501105

Шанхайская биржа начнет торги фьючерсами на нефть в юанях в марте 2018.

26 марта фьючерсные торги на нефть в юанях стартуют в подразделении Шанхайской фьючерсной биржи.

Китай, крупнейший потребитель нефти в Азии, начинает 26 марта фьючерсные торги на нефть в юанях, сообщило агентство Reuters, ссылаясь на пресс-секретаря китайской комиссии по рынку ценных бумаг Чанга Дэпенга.

Запуску предшествовали многолетние попытки создать собственный нефтяной бенчмарк. Торги будут проводиться на Шанхайской фьючерсной бирже (SHFE) – их будет организовывать Международная энергетическая биржа Шанхая, являющаяся подразделением SHFE.

Крупнейшими нефтяными бенчмарками являются WTI (торгуется на Нью-Йоркской товарной бирже, NYMEX) и Brent (торгуется на лондонской Межконтинентальной бирже, ICE).

Россия также намерена создать свой торговый бенчмарк. В конце 2016 года на Санкт-Петербургской международной товарно-сырьевой бирже были открыты торги фьючерсом на российскую экспортную нефть Urals.

Китай. США. Россия. Весь мир > Нефть, газ, уголь. Финансы, банки > oilcapital.ru, 12 февраля 2018 > № 2501105


Россия. СЗФО. УФО > Нефть, газ, уголь. Госбюджет, налоги, цены > oilcapital.ru, 12 февраля 2018 > № 2501104

«Газпром нефть» переводит Новопортовское месторождение на НДД.

Компания планирует подать заявку на 2019 год, когда вступит в силу закон о НДД.

«Газпром нефть» планирует подать заявку на перевод Новопортовского месторождения в ЯНАО в 2019 году на НДД, сообщил на Дне инвестора «Газпрома» в Лондоне замгендиректора по экономике и финансам «Газпром нефти» Алексей Янкевич. «Ожидаем, что 2018 год проживем с льготами, а с 2019 года должна заработать новая налоговая система НДД», – сказал он.

Инициированный правительством РФ законопроект о введении с 1 января 2019 года НДД от добычи углеводородного сырья находится на рассмотрении в кабинете министров.

Сейчас нефтяные компании платят налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ) и экспортные пошлины, эти налоги взимаются с выручки. НДД должен частично заменить НДПИ. При этом уплата НДПИ сохранится, но на более низком уровне. Ставка НДД составит 50%, в отличие от НДПИ он будет взиматься не с объемов добываемой нефти, а с дохода от ее продажи за вычетом экспортной пошлины, сниженного НДПИ, расходов на добычу и транспортировку.

НДД будет распространяться на четыре группы месторождений. Первая группа – новые месторождения в Восточной Сибири с выработанностью менее 5%; вторая группа – месторождения, пользующиеся льготой по экспортной пошлине; третья группа – действующие месторождения в Западной Сибири с выработанностью от 10% до 80% (при квоте на добычу не более 15 млн тонн); четвертая группа – новые месторождения в Западной Сибири с выработанностью менее 5% с совокупными запасами не более 50 млн тонн в год.

Для новых месторождений предусмотрены льготные налоговые условия.

Россия. СЗФО. УФО > Нефть, газ, уголь. Госбюджет, налоги, цены > oilcapital.ru, 12 февраля 2018 > № 2501104


Узбекистан. Россия > Нефть, газ, уголь > oilcapital.ru, 12 февраля 2018 > № 2501103

Сооружение второй очереди Кандымского ГПЗ Узбекистане завершится в апреле 2018 года.

Кандымский ГПЗ позволит перерабатывать сероводородсодержащий газ с Кандымской группы месторождений.

«ЛУКОЙЛ» в апреле завершит строительство второй очереди Кандымского газоперерабатывающего завода (ГПЗ) в Узбекистане, сообщил «Узбекнефтегаз». Сроки ввода в эксплуатацию Кандымского ГПЗ, по данным компании, были согласованы на встрече зампремьера, председателя правления «Узбекнефтегаза» Алишера Султанова и вице-президента «ЛУКОЙЛа» Сергея Никифорова. Церемония пуска в эксплуатацию ГПЗ, отмечается в сообщении, будет приурочена к заседанию совета директоров «ЛУКОЙЛа», которое планируется провести в апреле в Бухаре.

Строительство первой очереди Кандымского ГПЗ мощностью 4,05 млрд кубометров газа в год «ЛУКОЙЛ» завершил в ноябре 2017 года.

Кандымский ГПЗ производительностью 8,1 млрд кубометров газа в год позволит перерабатывать сероводородсодержащий газ с Кандымской группы месторождений, расположенной в Бухарской области Узбекистана, для получения очищенного природного газа в объеме 7,819 млрд кубометров, 134,36 тыс. тонн стабильного конденсата и 212,9 тыс. тонн элементарной серы в год. Суммарные инвестиции в проект оцениваются более чем в $3 млрд.

Кандымский проект «ЛУКОЙЛ» реализует с 2004 года совместно с Национальной холдинговой компанией «Узбекнефтегаз» в рамках СРП Кандым-Хаузак-Шады-Кунград. В Кандымскую группу входят 6 газоконденсатных месторождений – Кандым, Кувачи-Алат, Аккум, Парсанкуль, Ходжи и Западные Ходжи. Осенью 2007 года начата добыча на участке Хаузак.

«ЛУКОЙЛ» в Узбекистане реализует также проект Юго-Западный Гиссар. В августе 2017 года «ЛУКОЙЛ» вывел добычу газа на Гиссаре на проектный уровень в 5 млрд кубометров газа в год.

Узбекистан. Россия > Нефть, газ, уголь > oilcapital.ru, 12 февраля 2018 > № 2501103


Венесуэла. США. ЛатАмерика > Нефть, газ, уголь. Внешэкономсвязи, политика > oilcapital.ru, 12 февраля 2018 > № 2501102

Нефтяное эмбарго в отношении Венесуэлы Мексика вводить не будет.

Власти Мексики выражают озабоченность возможным отражением санкций против Венесуэлы на населении страны и Карибского бассейна в целом.

Мексика не будет участвовать в режиме возможного нефтяного эмбарго в отношении Венесуэлы, сообщило агентство ЭФЭ, ссылаясь на мексиканского министра энергетики Педро Хоакина Колдвелла.

«Мексика не станет вводить нефтяные санкции против каких-либо стран, и мы выражаем озабоченность тем, как они могут отразиться на населении Венесуэлы и других стран, в основном в Карибском бассейне», – сказал Колдвелл. Госсекретарь США Рекс Тиллерсон объявил о создании рабочей группы в составе представителей его страны, Канады и Мексики. Ее задачей будет изучение пути смягчения последствий возможного нефтяного эмбарго для стран региона.

5 февраля президент Венесуэлы Николас Мадуро подчеркнул, что его страна не боится возможных рестрикций, касающихся нефтяной отрасли. Боливарианская Республика «справится с любой угрозой и любым эмбарго» и продолжит продавать нефть, заявил он.

Венесуэла. США. ЛатАмерика > Нефть, газ, уголь. Внешэкономсвязи, политика > oilcapital.ru, 12 февраля 2018 > № 2501102


Ливан. Франция. Италия. УФО > Нефть, газ, уголь > oilcapital.ru, 12 февраля 2018 > № 2501101

Ливан подписал контракт на разработку двух блоков на шельфе с консорциумом Total, Eni и «НОВАТЭКа».

Тендерное предложение на два шельфовых блока в Ливане консорциум уже подал властям Ливана.

Власти Ливана подписали с консорциумом Total, Eni и «НОВАТЭКа» контракт на разработку двух месторождений газа на шельфе.

В декабре 2017 года правительство Ливана одобрило подписание соглашений о разведке и добыче. Срок действия составляет 5-10 лет. В 2019 году начнется пробное бурение на блоках №4 и 9 в Средиземном море. В случае подтверждения запасов консорциум представит план по освоению блоков ливанским властям, после чего лицензия будет продлена до 25 лет.

Ранее «НОВАТЭК» сообщал, что получил 20-процентную долю в консорциуме. Тotal и Eni получают 40-процентную долю в консорциуме, оператор проекта – Тotal. В октябре 2017 года «НОВАТЭК» совместно с Тotal и Eni подал тендерное предложение на два шельфовых блока в Ливане.

Согласно исследованию французских специалистов, запасы углеводородов в Левантийском осадочном бассейне (Восточное Средиземноморье) могут составлять 3 трлн кубометров газа и 850 млн баррелей нефти. По словам министра энергетики и водных ресурсов Ливана Сезара Абу Халила, республика сделала «практической шаг к началу освоения своих нефтегазовых ресурсов». «НОВАТЭК» и его партнеры могут заниматься геологоразведкой в течение 5-10 лет. Если коммерческие запасы подтвердятся, то члены консорциума должны будут представить правительству Ливана план их освоения, и после его утверждения могут получить право на добычу газа и нефти в течение 25 лет (с правом продления).

Согласно условиям контракта, компании, входящие в консорциум, должны будут открыть офисы в Бейруте и нанять местных сотрудников. Как сообщил министр энергетики и водных ресурсов Ливана Сезар Абу Халил, не менее 80% специалистов и рабочих, занятых на проекте, должны быть гражданами Ливана.

Ливан. Франция. Италия. УФО > Нефть, газ, уголь > oilcapital.ru, 12 февраля 2018 > № 2501101


Украина. Евросоюз. Германия. РФ > Нефть, газ, уголь > oilcapital.ru, 12 февраля 2018 > № 2501100

В «Нафтогазе» рассчитывают на снижение цены на российский газ на $20-50.

В соответствии с решением арбитража новая формула цены на российский газ будет автоматически привязана к ценам на хабе в Германии и будет пересматриваться каждый квартал.

Украинский «Нафтогаз» надеется, что согласно решению Стокгольмского арбитража цены на природный газ «Газпрома» снизятся на $20-50, сообщил главный коммерческий директор компании Юрий Витренко в интервью телеканалу ICTV, отметив, что разница будет колебаться в зависимости от сезона. «Сейчас разница составляет около $20, однако во втором квартале она достигнет $50. Потому что в теплый период года рыночные цены на газ падают», – пояснил он.

По словам Витренко, в соответствии с решением арбитража новая формула цены на российский газ будет автоматически привязана к ценам на хабе в Германии и будет пересматриваться каждый квартал. «По новому, измененному контракту мы должны покупать газ у «Газпрома» на уровне немецкого рынка», – сказал он, пояснив, что российский газ будет дешевле газа из ЕС на стоимость транспортировки – примерно на $20-30 на тысяче кубометров.

Ранее глава «Нафтогаза» Андрей Коболев высказал готовность компании возобновить прямые закупки газа у «Газпрома» уже в первом квартале 2018 года. В то же время Bloomberg со ссылкой на пресс-службу «Газпрома» сообщил, что долг «Нафтогаза» перед российской компанией не препятствует этому: поставки могут быть возобновлены на условиях предоплаты.

Украина. Евросоюз. Германия. РФ > Нефть, газ, уголь > oilcapital.ru, 12 февраля 2018 > № 2501100


Турция. Евросоюз. Россия > Нефть, газ, уголь. Финансы, банки > oilcapital.ru, 12 февраля 2018 > № 2501099

Оценка инвестиций в «Турецкий поток» повышена «Газпромом» до $7 млрд.

В 2018 году инвестиции «Газпрома» в строительство газопровода запланированы на уровне 182,4 млрд рублей.

«Газпром» повысил оценку стоимости строительства газопровода «Турецкий поток» до $7 млрд, сообщил зампредседателя правления российского холдинга Андрей Круглов на Дне инвестора компании в Лондоне. Предварительно речь шла о $6 млрд. По словам Круглова, скорее всего, «Турецкий поток» будет изначально профинансирован из бюджета «Газпрома» и в дальнейшем рефинансирован в виде выпуска проектных облигаций, как это произошло с «Северным потоком».

В январе 2018 года «Газпром» получил разрешение Турции на строительство второй нитки морского участка газопровода до побережья республики. Инвестиции «Газпрома» в строительство газопровода «Турецкий поток» на 2018 год запланированы на уровне 182,4 млрд руб. против почти 93 млрд руб. в 2017 году.

В мае 2017 года «Газпром» начал строительство морского участка газопровода «Турецкий поток» у российского побережья Черного моря. Проект предполагает прокладку газопровода через Черное море до европейской части Турции и далее к границе с Грецией. Длина морской части трубы должна составить около 930 км, сухопутной части по турецкой территории – 180 км.

Первая нитка будет предназначена для турецкого рынка, вторая – для газоснабжения стран Южной и Юго-Восточной Европы. Мощность каждой нитки – 15,75 млрд кубометров газа в год. В соответствии с графиком, первые поставки газа планируются на конец 2019 года. Строительством морского участка газопровода занимается компания South Stream Transport B.V. (100%-ное дочернее общество «Газпрома»).

Турция. Евросоюз. Россия > Нефть, газ, уголь. Финансы, банки > oilcapital.ru, 12 февраля 2018 > № 2501099


Великобритания. Евросоюз. ДФО > Нефть, газ, уголь. Финансы, банки > oilcapital.ru, 12 февраля 2018 > № 2501098

«Газпром» не исключает выкупа части своих акций с рынка.

Но это маловероятно, пока не достигнут инвестиционный пик.

«Газпром» допускает возможность выкупа части своих акций с рынка, но это произойдет не в ближайшие пару лет, сообщил зампредседателя правления российского газового холдинга Андрей Круглов на Дне инвестора компании в Лондоне. В компании, по его словам, проведен анализ возможности потенциального выкупа с рынка акций компании. «Я думаю, не в ближайшие пару лет. Пока мы не достигнем инвестиционного пика, это представляется маловероятным», – сказал Круглов.

«Газпром» ожидает, что рост инвестиций компании в газовую отрасль прекратится только после 2019 года, на который будет приходиться максимум вложений – порядка 1,4 трлн рублей. К 2020 году уровень инвестиций может упасть ниже 1 трлн рублей. Сохранение высокого уровня инвестиций до 2019 года связано с реализацией проектов трубопроводов «Северный поток – 2», «Турецкий поток», «Сила Сибири», а также проекта «Амурский ГПЗ».

Великобритания. Евросоюз. ДФО > Нефть, газ, уголь. Финансы, банки > oilcapital.ru, 12 февраля 2018 > № 2501098


Нашли ошибку? Выделите фрагмент и нажмите Ctrl+Enter