Новости. Обзор СМИ  Рубрикатор поиска + личные списки

Лучше конкурентов

Захар Антонов

«Роснефть» отчиталась за работу в I квартале

Крупнейшая российская нефтяная компания «Роснефть» опубликовала свою отчетность за работу в I квартале 2020 года. Из-за вспышки коронавирусной инфекции этот период стал кризисным не только для нефтегазовой отрасли, но и для всей мировой экономики. Несмотря на это, российская компания показала, что и в такое время можно эффективно работать и показывать положительные результаты.

«Роснефть» на протяжении многих лет успешно работала над импортозамещением товаров и услуг в сегментах добычи и переработки нефти, расширяла внутренний блок неф-тесервисных услуг на своих месторождениях, применяла самые современные отечественные технологии и разработки, постоянно уделяла внимание контролю над затратами. «В результате сегодня компания, как никогда ранее, готова к внешним вызовам, которые самым серьезным образом влияют на работу нефтяных компаний по всему миру», — отметил главный исполнительный директор «Роснефти» Игорь Сечин.

Готовность «Роснефти» оценили инвесторы — по итогам публикации отчетности, акции компании на бирже выросли на 1,5% — их стоимость поднялась до 354,1 рубля за бумагу. При этом за последний месяц акции компании выросли на 14%.

Признанный лидер отрасли

«2020 год может стать переломным для мировой нефтегазовой отрасли. Как следствие мировой пандемии вируса COVID-19, спрос на нефть претерпел беспрецедентное снижение, что привело к значительному падению цен на энергоресурсы. В этой ситуации на первый план выходят качество ресурсной базы, диверсификация рынков сбыта, долгосрочный характер отношений с потребителями, высокий уровень операционной и финансовой эффективности. Наша компания является признанным мировым лидером по всем названным параметрам», — заявил Сечин, комментируя отчетность.

По его словам, значительное ухудшение макроэкономического окружения, в котором работает компания, не могло не оказать существенного негативного влияния на финансовые результаты «Роснефти». Тем не менее этот фактор не оказал влияния на способность нефтяной компании генерировать свободный денежный поток (СДП), который в I квартале 2020 года составил 219 млрд рублей, что эквивалентно 3,5 млрд долларов. Этот важный показатель финансовой эффективности остается положительным у «Роснефти» уже на протяжении восьми лет подряд.

По абсолютному значению СДП «Роснефть» превзошла в минувшем квартале почти всех мировых гигантов отрасли. Среди них американские ExxonMobil (0,3 млрд долларов) и Chevron (1,6 млрд), норвежская Equinor (2,5 млрд). При этом такие компании, как BP, PetroChina, Eni, Total и Sinopec в отчетном квартале получили отрицательный свободный денежный поток.

Другой важный момент I квартала — генерирование положительного денежного потока позволило «Роснефти» даже в нынешних макроэкономических условиях продолжить последовательное снижение долговой нагрузки.

В январе — марте сумма финансового долга и торговых обязательств компании сократилась на 9 млрд долларов, или 11%, а объем ликвидных финансовых активов и неиспользованных кредитных линий практически в 1,5 раза превысил краткосрочную часть финансового долга.

Значение показателя чистый долг / EBITDA на конец отчетного периода составило 1,5x в долларовом выражении. При этом процентные расходы год к году сократились на 25% вследствие снижения процентных ставок и эффективного управления портфелем долговых инструментов.

Более того, в отчетном периоде «Роснефть» сохранила лидерство среди мировых публичных компаний по удельным затратам на добычу с показателем 2,9 доллара на барр. н. э. (191 рубль), который снизился на 6,5% относительно предыдущего квартала. Снижение обусловлено сезонным сокращением геолого-технических мероприятий, работ по обслуживанию и ремонту трубопроводов, нефтепромыслового оборудования. Для сравнения, аналогичный показатель за I квартал у британской BP (без учета добычи «Роснефти») составил 7,07 доллара на барр. н. э.

По итогам первых трех месяцев года компания снизила затраты на 15,9% по сравнению с IV кварталом 2019 года и на 13,6% по сравнению с I кварталом 2019 года. Их общий объем составил 185 млрд рублей, или 2,8 млрд долларов. Снижение объясняется негативной макроэкономической конъюнктурой, продолжением оптимизации программы эксплуатационного бурения для повышения его эффективности, а также ограничениями в перемещении зарубежных и российских подрядчиков.

За пару дней до публикации отчетности Игорь Сечин доложил президенту России Владимиру Путину о планах оптимизации капитальных затрат в 2020 году. «С учетом драматического состояния в целом глобального нефтяного рынка и в связи с принятыми решениями о сокращении добычи нам придется, конечно, часть капитальных затрат оптимизировать. Мы постараемся сохранить нашу инвестпрограмму (на 2020 год. — «Труд») на уровне 750 млрд примерно», — сказал глава «Роснефти». По его словам, оптимизация необходима для того, чтобы сохранить финансово-экономическую стабильность для компании.

Однако снижение капитальных затрат в текущей ситуации осуществляют все мейджоры отрасли. В частности, Shell снизила прогноз на 2020 год на 20% (до 20 млрд долларов), Equinor — также на 20% (до 8,5 млрд долларов), BP и Total — на 25% (до 12 и 14 млрд долларов соответственно), Eni, Chevron и Exxon Mobil — на 30% (до 5,5 млрд, 14 млрд и 23 млрд долларов соответственно).

Достойный ответ на новые вызовы

Основные финансовые показатели «Роснефти» в отчетном периоде — чистая прибыль, выручка и EBITDA — оказались под влиянием падения мировых цен на нефть (на 18,5%), которое было вызвано снижением спроса в связи с пандемией COVID-19, негативными ожиданиями участников рынка в преддверии прекращения действия соглашения ОПЕК+ и курсовыми разницами.

В I квартале «Роснефть» зафиксировала чистый убыток в размере 156 млрд рублей (2 млрд долларов), что обусловлено в основном эффектом отрицательных курсовых разниц (177 млрд рублей) из-за ослабления рубля и переоценки валютных обязательств. В то же время другие мейджоры продемонстрировали более низкий результат: ВР получила убыток в 4,4 млрд долларов, Eni — 3,2 млрд долларов, PetroChina — 2,3 млрд долларов, Sinopec — 2,7 млрд долларов. Американская ExxonMobil впервые за 32 года получила убыток по итогам I квартала.

Выручка «Роснефти» в январе — марте достигла 1,765 трлн рублей (27,6 млрд долларов), а EBITDA — 309 млрд рублей (4,9 млрд долларов) — это выше ожиданий аналитиков ведущих инвестбанков.

Инвестиционный стратег УК «Арикапитал» Сергей Суверов отметил, что «Роснефть» оказалась в достаточно сложной ситуации из-за падения цен на нефть, но тем не менее достойно держит удар. «Из-за курсовых разниц получился убыток, который носит во многом бумажный характер. Но если мы скорректируем этот «бумажный» убыток и отразим эффект от возврата экспортных пошлин — то, по нашим оценкам, компания скорее получила прибыль в районе 39 млрд рублей», — сказал он.

«Важно, что компания продолжает генерировать свободный денежный поток, который остался на уровне аналогичного периода 2019 года в долларовом выражении, и за счет этого «Роснефть» реализует по-прежнему свои проекты в части снижения финансового долга. Финансовый долг и торговые обязательства сократились на 11% в первом квартале, и сейчас чистый долг к EBITDA составляет 1,5. Это приемлемый, хороший уровень для кредиторов и инвесторов», — заявил Суверов.

Рекордные дивиденды

В отличие от многих международных компаний, «Роснефть» даже в сложившейся ситуации продолжает в полном объеме выполнять свои обязательства перед акционерами.

«Роснефть» имеет один из самых высоких в отрасли коэффициентов выплаты дивидендов, который составляет 50% от чистой прибыли по МСФО. В апреле 2020 года совет директоров компании рекомендовал акционерам утвердить дивиденды за 2019 год в размере 18 рублей 07 копеек за акцию. С учетом выплаты промежуточных дивидендов по итогам I полугодия 2019 года общая сумма дивидендных выплат за 2019 год может составить рекордные 354,1 млрд рублей (33 рубля 41 копейка на акцию). Эта сумма станет максимальной в истории «Роснефти».

Так, например, суммарные дивиденды на акцию российской компании за 2018 год составили 25,91 рубля за ценную бумагу, что эквивалентно 274,6 млрд рублей выплат акционерам. При этом за 2017 год «Роснефть» выплатила своим акционерам 111 млрд рублей, или 10,48 рубля за акцию.

В то же время некоторые нефтегазовые компании сократили выплаты дивидендов или перенесли их на более поздний срок. Так, например, совет директоров Petrobras утвердил перенос даты выплаты дивидендов за 2019 год с мая на декабрь 2020 года. Советы директоров американских компаний Murphy Oil, Occidental Petroleum Corporation и Apache Corp. одобрили сокращение квартальных дивидендов на 50, 86 и 90% соответственно. Компания Continental Resources, один из крупнейших производителей сланцевой нефти в США, решила полностью отказаться от квартальной выплаты дивидендов. Совет директоров Shell принял решение о сокращении дивидендов на 66% — впервые со времен Второй мировой войны.

Обратный выкуп акций

В начале марта «Роснефть» начала процедуру выкупа собственных акций с рынка. Реализация программы идет в соответствии с ранее озвученными параметрами, и к настоящему времени, как отметили в компании, на открытом рынке уже выкуплено более 33 млн ценных бумаг.

При этом ряд крупнейших нефтяных компаний мира, таких как Chevron, Shell, Equinor, Eni, Total, Repsol, уже заявили о приостановке программ обратного выкупа акций.

«В ситуации, когда многие мировые нефтегазовые компании принимают решения о снижении дивидендов и прекращении программ выкупа акций, решения компании о продолжении распределения денежных средств акционерам говорят о нашей уверенности в способности не только успешно справиться с новыми вызовами, но и выйти из сложившейся непростой ситуации лидером отрасли. Такая стратегия, надеемся, будет положительно оценена финансовым сообществом и найдет отражение в стоимости акций компании», — отметил Игорь Сечин.

Экологическая повестка дня

В отчетном периоде лидирующие позиции компании в области устойчивого развития получили международное признание.

В феврале «Роснефть» вошла в число лидеров среди глобальных нефтегазовых компаний, принимающих участие в международном климатическом рейтинге CDP (Carbon Disclosure Project). По итогам независимой оценки компании был присвоен рейтинг категории «В» — самый высокий среди российских нефтегазовых компаний. Он на два уровня превышает средний рейтинг европейских компаний-участников. При этом деятельность «Роснефти» в области корпоративного управления и реализации инициатив, связанных с сокращением выбросов парниковых газов, оценена CDP по наивысшей шкале («А»).

Также в феврале «Роснефть» вошла в число лидеров отрасли в рейтинге CDP в категории «водные ресурсы». Ее показатель оказался самым высоким среди российских компаний и на два уровня превысил средний рейтинг европейских компаний-участников.

Помимо этого российский неф-тяной гигант вошел в международный биржевой индекс FTSE4Good Emerging Markets с высокими результатами в области устойчивого развития. По своим показателям компания опередила 83% участников рейтинга международной нефтегазовой отрасли ICB supersector.

Развитие добычных активов

«Роснефть» в отчетном квартале подтвердила свое лидерское звание в отрасли в области добычи. Показатель добычи углеводородов составил 5,75 млн барр. н. э. в сутки (70,7 млн тонн н. э.), снизившись на 1% квартал к кварталу. Добыча жидких углеводородов составила 4,64 млн барр. в сутки (57,0 млн тонн), снизившись на 0,7% квартал к кварталу. Однако динамика объясняется только тем, что работать приходилось в условиях продолжения выполнения компанией обязательств в рамках соглашения ОПЕК+.

В этих условиях, однако, «Роснефть» продолжает развивать свои ключевые активы, уделяя особое внимание разработке и внедрению новых технологий, в том числе цифровых, повышающих эффективность разработки месторождений при экономии ресурсов, рассматривая технологическое лидерство одним из ключевых факторов конкурентоспособности на нефтяном рынке.

В соответствии с ранее озвученными планами «Роснефть» продолжает работы по дальнейшей реализации проектов. С 2016 года были запущены такие крупные проекты, как Сузунское, Восточно-Мессояхское, Юрубчено-Тохомское, Кондинское, Тагульское, Русское, Куюмбинское месторождения, 2-я очередь Среднеботуобинского мес-торождения, Западно-Эргинское месторождение. Суммарная добыча жидких углеводородов указанных активов в доле компании за I квартал составила 5,1 млн тонн (411 тысяч барр. в сутки), что на 17% выше уровня аналогичного периода 2019 года, а их доля в общей добыче жидких углеводородов за отчетный квартал составила 9%.

Продолжается реализация проекта по разработке Эргинского кластера, в рамках освоения которого уже запущены Кондинское и Западно-Эргинское месторождения. В I квартале суточная добыча на месторождениях кластера была увеличена на 17% год к году и достигла 61 тысячи барр. (0,8 млн тонн). С начала разработки месторождений кластера в 2017 году уже добыто более 5 млн тонн нефти. Ускоренный ввод в разработку новых запасов стал возможен благодаря внедрению современных подходов к организации производства на всех этапах — от строительства скважин до транспортировки сырья. На Эргинском лицензионном участке ведется эксплуатационное бурение на 11 кустовых площадках, строительство объектов инфраструктуры, внутрипромысловых трубопроводов и линий электропередачи. Выполняется сварка напорного нефтепровода для транспортировки нефти на Приобское месторождение и далее в систему трубопроводов «Транснефти».

В рамках разработки Даниловского нефтегазодобывающего кластера «Роснефть» приступила к эксплуатационному бурению на Северо-Даниловском месторождении. Для освоения месторождения планируется пробурить 95 скважин, большинство из которых будут горизонтальными. Бурение ведется с использованием современных технологий и новейшего оборудования. Применение дистанционного сопровождения процесса бурения в режиме реального времени позволяет снизить геологические риски и повысить скорость буровых работ. Также на месторождении создана система постоянной видеосвязи между всеми ответственными блоками.

«Роснефть» продолжает подготовку к запуску Северо-Комсомольского месторождения. В I квартале на нем было продолжено эксплуатационное бурение скважин с длиной горизонтального участка ствола до 2 км, выполняются строительно-монтажные работы на объектах инфраструктуры, на объектах подготовки нефти и газа (центральный пункт сбора нефти, дожимная компрессорная станция и другие). В рамках опытно-промышленной разработки добыча на месторождении увеличилась в 2 раза по сравнению с уровнем I квартала 2019 года и составила 14 тысяч барр. в сутки (0,2 млн тонн за период).

По проекту «Роспан» строительство ключевых объектов находится в завершающей стадии. Его запуск планируется в текущем году. Проект обеспечит годовую добычу газа в объеме более 21 млрд кубометров, жидких углеводородов — в объеме более 5 млн тонн, а также производство пропан-бутана технического — в объеме более 1 млн тонн.

Проходка в эксплуатационном бурении «Роснефти» в I квартале составила 2,2 млн метров, а количество вновь введенных в эксплуатацию скважин достигло 555 единиц. В рамках реализации стратегии до 2022 года компания продолжает фокусироваться на строительстве высокотехнологичных скважин, которые обеспечивают более эффективную разработку залежей и повышение нефтеотдачи пласта по сравнению с бурением наклонно направленных скважин.

Доля новых горизонтальных скважин в общем числе выросла на 14 п. п. год к году — до 67% от общего количества новых введенных скважин. При этом удельная добыча на горизонтальную скважину возросла на 9% по сравнению с уровнем I квартала 2019 года. Доля новых введенных в эксплуатацию горизонтальных скважин с многостадийным гидроразрывом пласта достигла 41% от общего числа введенных за период скважин с ростом к уровню I квартала 2019 года на 7 п. п.

Генератор роста экономики

Важным и одним из наиболее перспективных проектов «Роснефти» является «Восток Ойл», который объединяет уже разрабатываемые месторождения Ванкорской группы и новые месторождения в Красноярском крае и является одним из крупнейших в мире. В мае Игорь Сечин доложил президенту России о бурении поисково-разведочной скважины на Западно-Иркинском лицензионном участке проекта.

Ресурсный потенциал «Восток Ойл» составляет более 5 млрд тонн легкой малосернистой нефти, превосходящей по своим качествам нефть марки Brent. Потенциал поставки нефти на сырьевые рынки оценивается в 2024 году в 25 млн тонн, в 2027 году — 50 млн тонн и к 2030 году — до 115 млн тонн.

«Восток Ойл» — это мощный генератор роста экономики России. Ожидаемый экономический эффект, по данным Института народнохозяйственного прогнозирования РАН, — 9,3 рубля на каждый вложенный рубль инвестиций. Реализация проекта даст дополнительно по 2% увеличения ВВП ежегодно.

Кроме того, реализация проекта позволит выполнить поставленную Владимиром Путиным задачу по загрузке Северного морского пути, сделав его полноценной транспортной артерией с круглогодичной навигацией. «Восток Ойл» обеспечит значительную долю грузопотока по арктической транспортной магистрали. Свыше 100 млн тонн углеводородов в год, добываемых на месторождениях проекта, будут перевозиться танкерами ледового класса по Севморпути, эти суда уже строятся на первой в России судоверфи тяжелого гражданского судостроения «Звезда».

В мае «Роснефть», «Интер РАО» и «Нефтегазхолдинг» договорились о сотрудничестве в области создания энергетической инфраструктуры для проекта «Восток Ойл». В соответствии с подписанным соглашением на проекте будут построены газовые электростанции и электросетевые комплексы для энергоснабжения группы месторождений проекта, а также объектов внешнего транспорта нефти и газа, наливного терминала бухты Север, причалов и других инфраструктурных объектов «Восток Ойл».

Аналитики инвестбанков называют реализацию проекта «Восток Ойл» одним из факторов возможного улучшения финансового состояния компании. «Проект представляет собой основной источник потенциального роста для НК «Роснефть», — говорится в отчете Merrill Lynch.

Аналитики J.P. Morgan также связывают долгосрочные перспективы развития «Роснефти» с проектом «Восток Ойл». Создание новой нефтегазовой провинции на Таймыре обещает стать флагманским проектом не только для «Роснефти», но и для мировой нефтяной отрасли, считают в американском банке.

Международные проекты

Во втором квартале 2020 года «Роснефть» закрыла ранее объявленную сделку по передаче компании, на 100% принадлежащей правительству Российской Федерации, всех активов в Венесуэле, включая доли участия в добычных обществах Petromonagas, Petroperija, Boqueron, Petromiranda и Petrovictoria, а также в нефтесервисных компаниях, коммерческих и торговых операциях. Таким образом, деятельность «Роснефти» в Венесуэле была полностью прекращена.

В результате сделки специальное общество группы «Роснефти» со 100% долей участия стало владельцем 9,6% именных обыкновенных акций компании.

Кроме того, продолжается освоение месторождения Зохр на шельфе Египта, где в ходе работ по обустройству месторождения, выполненных с опережением плана, в 2019 году был достигнут проектный уровень мощности — 76 млн кубометров в сутки (100% проекта). В отчетном квартале на проекте пробурены еще две эксплуатационные скважины, одна из которых введена в эксплуатацию. В январе — марте добыча газа на проекте составила 5,1 млрд кубометров (0,9 млрд кубометров в доле «Роснефти»).

Крупнейший переработчик нефти

Объем переработки нефти «Роснефтью» за I квартал составил 28,7 млн тонн, увеличившись на 1,4% квартал к кварталу и на 6,9% год к году. В отчетном квартале на российских НПЗ компании было переработано 26,0 млн тонн нефти, что на 1,7% выше квартал к кварталу и на 5,9% год к году. «Роснефть» в очередной раз подтвердила звание крупнейшего российского переработчика нефти.

По итогам отчетного квартала глубина переработки увеличилась до 73,8%, выход светлых нефтепродуктов — до 56,9%.

В отчетном квартале Ангарская НХК приступила к производству высокотехнологичной минеральной углеводородной основы для приготовления буровых растворов. Ачинский НПЗ начал выпуск малосернистого топлива RMLS, соответствующего требованиям IMO 2020.

На Рязанской НПК введена в промышленную эксплуатацию автоматизированная система измерений количества и показателей качества нефтепродуктов.

Развитие трейдинга

«Роснефть» поставляет значительные объемы сырой нефти за рубеж. В I квартале компания реализовала в страны дальнего зарубежья 36,0 млн тонн нефти, что выше на 12,8% год к году. Доля азиатского направления в объеме реализации нефти в страны дальнего зарубежья составила 57,2%, что выше аналогичного показателя в 2019 году на 7,4 п. п.

Экспорт нефти из России в страны дальнего зарубежья составил 28,0 млн тонн, увеличившись на 1,6% год к году. При этом доля поставок по контрактам от года и выше превысила 90% указанного экспорта нефти в отчетном квартале.

«Роснефть» продолжает развивать сотрудничество в части трейдинга нефтью. Был заключен долгосрочный контракт с компанией Total Oil Trading на поставку нефти в Германию в объеме до 7,7 млн тонн по трубопроводу «Дружба» в период до марта 2022 года. Также начались поставки нефти в Германию по ранее подписанным годовым контрактам с Shell и Eni общим объемом до 3,9 млн тонн.

Помимо этого «Роснефть» и компания Indian Oil Corporation Limited подписали контракт на поставку в Индию через порт Новороссийск до 2 млн тонн нефти до конца 2020 года. В рамках развития сотрудничества с Республикой Беларусь «Роснефть» заключила договоры с ОАО «Нафтан», ЗАО «БНК» и ОАО «Мозырский НПЗ» на поставку нефти общим объемом до 9 млн тонн в период по декабрь 2020 года.

В части нефтепродуктов «Роснефть» по итогам января — марта реализовала 28,4 млн тонн, что выше на 2,9% аналогичного показателя 2019 года. Реализация нефтепродуктов в страны дальнего зарубежья увеличилась на 9,4% год к году и достигла 17,4 млн тонн. Объем нефтепродуктов, экспортированных в дальнее зарубежье из России, составил 12,9 млн тонн, увеличившись на 6,6% год к году. Доля поставок по контрактам от года и выше превысила 90% указанного экспорта нефтепродуктов в отчетном квартале.

Компания продолжает активно участвовать в торгах на Санкт-Петербургской международной товарно-сырьевой бирже. В I квартале «Роснефть» перевыполнила нормативы по реализации моторного топлива на бирже более чем в 2 раза.

Кроме того, нефтяной гигант продолжил наращивание объемов производства и реализации малосернистого остаточного судового топлива RMLS 40, соответствующего введенным с начала 2020 года требованиям IMO. В адрес отечественных и иностранных судо-владельцев поставлено 112 тысяч тонн RMLS 40 с Комсомольского НПЗ, Ачинского НПЗ и «Башнефть-Уфанефтехим». Использование данного топлива способствует минимизации воздействия водного транспорта на окружающую среду.

Сервисы бесконтактной оплаты

В I квартале розничный бизнес «Роснефти» продемонстрировал стабильные результаты работы. Основной фокус был направлен на сохранение объемов реализации, прежде всего за счет работы с корпоративными клиентами, рост объемов реализации которым составил 5% год к году.

Продолжаются работы по развитию сервисов бесконтактной оплаты. В конце марта произошел троекратный рост по количеству скачиваний мобильного приложения «Мир Привилегий», которое позволяет произвести оплату топлива, не выходя из автомобиля, на розничной сети ВР. Дополнительно запланирован запуск сервиса бесконтактной оплаты на АЗС компании под брендами «Роснефть» и «Башнефть» в Москве и других городах-миллионерах.

Кроме того, в мае «Роснефть» и «Яндекс» запустили совместный проект по дистанционной оплате топлива через мобильный сервис «Яндекс.Заправки». АЗС «Роснефти» будут подключены к сервису поэтапно: первыми в течение мая к проекту присоединятся 327 АЗС под брендами «Роснефть» и BP в Москве и Московской области, 126 АЗС ПТК в Санкт-Петербурге и Ленинградской области, а также 66 АЗС «Башнефти» в Уфе. На втором этапе планируется расширить географию мобильного сервиса и подключить АЗС розничной сети «Роснефти» к сервису «Яндекс.Заправки» и в других крупных российских городах. Таким образом, количество АЗС, на которых можно будет воспользоваться сервисом, уже к осени составит более 1100. В перспективе будут подключены все заправочные станции под управлением «Роснефти».

На конец отчетного квартала розничная сеть компании насчитывала 3061 АЗС и АЗК (под брендами «Роснефть», BP, «Башнефть», ПТК и ТНК), из которых 2999 на территории 66 субъектов Российской Федерации.

Меры противодействия COVID-19

В условиях мировой пандемии «Роснефть» реализует план первоочередных мер по обеспечению стабильности собственной работы, который ставит абсолютным приоритетом здоровье и безопасность людей.

Компания постоянно пополняет запас профилактических средств. К настоящему времени закуплено свыше 5,6 млн единиц средств индивидуальной защиты, 2,9 млн литров дезинфектанта, более 455 тысяч литров средств для дезинфекции рук. Межвахтовые интервалы увеличены до 90 суток, подразделения в регионах обеспечены обсерваторами, изоляторами с квалифицированным медицинским сопровождением.

Почти 90% сотрудников центрального аппарата «Роснефти», свыше 51 тысячи сотрудников обществ группы работают удаленно с эффективной IT-поддержкой современными средствами связи с соблюдением норм защиты конфиденциальной информации.

Также «Роснефть» сообщила, что производит на своих мощностях и реализует на внутренний рынок продукцию, ориентированную на борьбу с коронавирусом. В частности, выпускаются этиловый спирт и ацетон (вторичный антисептик), являющиеся компонентами для производства антисептических средств, объемы производства которых составляют 15 тысяч тонн в месяц.

«Роспан» будет запущен до конца года

Газовый проект «Роспан», который обеспечит годовую добычу газа в объеме более 21 млрд кубометров, «Роснефть» планирует ввести в эксплуатацию в 2020 году, сообщила пресс-служба НК.

«По проекту „Роспан“ строительство ключевых объектов находится в завершающей стадии. Его запуск планируется в текущем году», — уточняется в релизе. Проект обеспечит годовую добычу газа в объеме более 21 млрд кубометров, жидких углеводородов — более 5 млн тонн, а также производство пропан-бутана технического — более 1 млн тонн.

«Роспан Интернешнл» вошло в состав группы «Роснефть» в марте 2013 года. Компания осуществляет разработку Восточно-Уренгойского, Ново-Уренгойского и Ресурсного лицензионных участков Ямало-Ненецкого автономного округа. Основным объектом разработки являются ачимовские залежи, сложность разработки которых заключается в их низкой естественной проницаемости и аномально высоком пластовом давлении, отмечает РИА «Новости».

Роснефть в I квартале 2020 года снизила среднесуточную добычу углеводородов на 1% - до 5,75 млн б.н.э.

Добыча углеводородов в первом квартале 2020 г. составила 5,75 млн б.н.э. в сутки (70,7 млн т н.э.), снизившись на 1% квартал к кварталу и на 2,5% год к году. Добыча жидких углеводородов составила 4,64 млн баррелей в сутки (57,0 млн т), снизившись на 0,7% и 2,2% соответственно в условиях выполнения компанией обязательств в рамках соглашения ОПЕК+.

Добыча газа составила 16,63 млрд куб. м, снизившись квартал к кварталу на 3,4%, год к году на 2,9%.

Меры по противодействию распространения COVID-19

План первоочередных мер по обеспечению стабильности работы компании в период пандемии ставит абсолютным приоритетом здоровье и безопасность людей. Компания постоянно пополняет запас профилактических средств. К настоящему времени закуплено свыше 5,6 млн единиц средств индивидуальной защиты, 2,9 млн л дезинфектанта, более 455 тыс. л средств для дезинфекции рук. Межвахтовые интервалы увеличены до 90 суток, подразделения в регионах обеспечены обсерваторами, изоляторами с квалифицированным медицинским сопровождением. Компания производит на своих мощностях и реализует на внутренний рынок продукцию, ориентированную на борьбу с коронавирусом. В частности, выпускаются этиловый спирт и ацетон (вторичный антисептик), являющиеся компонентами для производства антисептических средств, объемы производства которых составляют 15 тыс. т в месяц. Почти 90% сотрудников центрального аппарата, свыше 51 тыс. сотрудников обществ группы работают удаленно с эффективной ИТ-поддержкой современными средствами связи с соблюдением норм защиты конфиденциальной информации.

Эксплуатационное бурение и внедрение современных технологий в добыче углеводородов

Проходка в эксплуатационном бурении в 1 кв. 2020 г. составила 2,2 млн м, а количество вновь введенных в эксплуатацию скважин достигло 555 ед. В рамках реализации стратегии «Роснефть-2022» компания продолжает фокусироваться на строительстве высокотехнологичных скважин, которые обеспечивают более эффективную разработку залежей и повышение нефтеотдачи пласта по сравнению с бурением наклонно-направленных скважин.

Доля новых горизонтальных скважин в общем числе выросла на 14 п.п. год к году - до 67% от общего количества новых введенных скважин. При этом, удельная добыча на горизонтальную скважину возросла на 9% по сравнению с уровнем 1 кв. 2019 г. Доля новых введенных в эксплуатацию горизонтальных скважин с многостадийным гидроразрывом пласта достигла 41% от общего числа введенных за период скважин с ростом к уровню 1 кв. 2019 г. на 7 п.п.

В условиях ограничения добычи в рамках соглашения ОПЕК+ компания продолжает развивать свои ключевые активы, уделяя особое внимание разработке и внедрению новых технологий, в том числе цифровых, повышающих эффективность разработки месторождений при экономии ресурсов, рассматривая технологическое лидерство одним из ключевых факторов конкурентоспособности на нефтяном рынке.

В «РН-Пурнефтегаз» внедрен уникальный беспилотный комплекс для выполнения аэромониторинга трубопроводов на собственных месторождениях, который совмещает в себе преимущества аппаратов самолетного и вертолетного типов. При этом основная часть полёта аппарата проходит в режиме «самолет», который более экономичен по сравнению с вертолетным режимом.

Развитие добычных проектов

В соответствии с ранее озвученными планами, Компания продолжает работы по дальнейшей реализации проектов. С 2016 г. были запущены такие крупные проекты как Сузунское, Восточно-Мессояхское, Юрубчено-Тохомское, Кондинское, Тагульское, Русское, Куюмбинское месторождения, 2-я очередь Среднеботуобинского месторождения, Западно-Эргинское месторождение. Суммарная добыча жидких углеводородов указанных активов в доле компании за 1 кв. 2020 г. составила 5,1 млн т (411 тыс. барр. в сутки), что на 17% выше уровня 1 кв. 2019 г., а их доля в общей добыче жидких углеводородов за отчетный квартал составила 9%.

Продолжается реализация проекта по разработке Эргинского кластера, в рамках освоения которого уже запущены Кондинское и Западно-Эргинское месторождения. В 1 кв. 2020 г. суточная добыча на месторождениях кластера была увеличена на 17% год к году и достигла 61 тыс. барр. (0,8 млн т за период). С начала разработки месторождений кластера в 2017 г. уже добыто более 5 млн т нефти. Ускоренный ввод в разработку новых запасов стал возможен благодаря внедрению современных подходов к организации производства на всех этапах – от строительства скважин до транспортировки сырья. На Эргинском лицензионном участке ведется эксплуатационное бурение на 11 кустовых площадках, строительство объектов инфраструктуры, внутрипромысловых трубопроводов и линий электропередач. Выполняется сварка напорного нефтепровода для транспортировки нефти на Приобское месторождение и далее в систему ПАО «Транснефть».

В рамках реализации проекта по разработке Даниловского нефтегазодобывающего кластера компания приступила к эксплуатационному бурению на Северо-Даниловском месторождении. Для освоения месторождения планируется пробурить 95 скважин, большинство из которых будут горизонтальными. Бурение ведется с использованием современных технологий и новейшего оборудования. Применение дистанционного сопровождения процесса бурения в режиме реального времени позволяет снизить геологические риски и повысить скорость буровых работ. Также на месторождении создана система постоянной видеосвязи между всеми ответственными блоками.

Продолжается подготовка к запуску Северо-Комсомольского месторождения. В 1 кв 2020 г. было продолжено эксплуатационное бурение скважин с длиной горизонтального участка ствола до 2 км, выполняются строительно-монтажные работы на объектах инфраструктуры, на объектах подготовки нефти и газа (центральный пункт сбора нефти, дожимная компрессорная станция и другие). В рамках опытно-промышленной разработки добыча на месторождении в 1 кв 2020 г. увеличилась в 2 раза по сравнению с уровнем 1 кв 2019 г. и составила 14 тыс. барр. в сутки (0,2 млн т за период).

По проекту Роспан строительство ключевых объектов находится в завершающей стадии. Его запуск планируется в текущем году. Проект обеспечит годовую добычу газа в объеме более 21 млрд куб. м, жидких углеводородов - в объеме более 5 млн т, а также производство пропан-бутана технического – в объеме более 1 млн т.

Переработка нефти и развитие НПЗ

Объём переработки нефти Компанией за 1 кв. 2020 г. составил 28,7 млн т, увеличившись на 1,4% квартал к кварталу и на 6,9% и год к году. В отчетном квартале на российских НПЗ компании было переработано 26,0 млн т нефти, что на 1,7% выше квартал к кварталу и на 5,9% год к году.

По итогам отчетного квартала глубина переработки увеличилась до 73,8%, выход светлых нефтепродуктов - до 56,9%.

В отчетном квартале Ангарская НХК приступила к производству высокотехнологичной минеральной углеводородной основы для приготовления буровых растворов. Ачинский НПЗ начал выпуск малосернистого топлива RMLS, соответствующего требованиям IMO 2020. На Рязанской НПК введена в промышленную эксплуатацию автоматизированная система измерений количества и показателей качества нефтепродуктов.

Реализация нефти и нефтепродуктов

В 1 кв. 2020 г. в страны дальнего зарубежья было реализовано 36,0 млн т нефти, что выше на 12,8% год к году. Доля азиатского направления в объеме реализации нефти в страны дальнего зарубежья составила 57,2%, что выше аналогичного показателя 1 кв. 2019 г. на 7,4 п.п. Экспорт нефти из России в страны дальнего зарубежья составил 28,0 млн т, увеличившись на 1,6% год к году. Доля поставок по контрактам от года и выше превысила 90% указанного экспорта нефти в отчетном квартале.

«Роснефть» продолжает развивать сотрудничество в части трейдинга нефтью. Был заключен долгосрочный контракт с компанией TOTAL OIL TRADING на поставку нефти в Германию в объеме до 7,7 млн т по трубопроводу «Дружба» в период с апреля 2020 г. по март 2022 г. Также начались поставки нефти в Германию по ранее подписанным годовым контрактам с Shell и Eni общим объемом до 3,9 млн т. Помимо этого, «Роснефть» и компания Indian Oil Corporation Limited подписали контракт на поставку в Индию через порт Новороссийск до 2 млн т нефти до конца 2020 г. В рамках развития сотрудничества с Республикой Беларусь компания заключила договоры с ОАО «Нафтан», ЗАО «БНК» и ОАО «Мозырский НПЗ» на поставку нефти общим объемом до 9 млн т в период с апреля по декабрь 2020 г.

По итогам 1 кв. 2020 г. компания реализовала 28,4 млн т нефтепродуктов, что выше на 2,9% год к году. Реализация нефтепродуктов в страны дальнего зарубежья увеличилась на 9,4% год к году и достигла 17,4 млн т. Объем нефтепродуктов, экспортированных в дальнее зарубежье из России, составил 12,9 млн т, увеличившись на 6,6% год к году. Доля поставок по контрактам от года и выше превысила 90% указанного экспорта нефтепродуктов в отчетном квартале.

Компания продолжает активно участвовать в торгах на Санкт-Петербургской международной товарно-сырьевой бирже. В 1 кв. 2020 г. компания перевыполнила нормативы по реализации моторного топлива на бирже более чем в 2 раза.

В 1 кв. 2020 г. продолжилось наращивание объемов производства и реализации малосернистого остаточного судового топлива RMLS 40, соответствующего введенным с начала 2020 г. требованиям IMO. В адрес отечественных и иностранных судовладельцев поставлено 112 тыс. т RMLS 40 с Комсомольского НПЗ, Ачинского НПЗ и «Башнефть-Уфанефтехим». Использование данного топлива способствует минимизации воздействия водного транспорта на окружающую среду.

Розничный бизнес

В 1 кв. 2020 г. розничный бизнес продемонстрировал стабильные результаты работы, основной фокус направлен на сохранение объемов реализации, прежде всего за счет работы с корпоративными клиентами, рост объемов реализации которым составил 5% год к году.

Продолжаются работы по развитию сервисов бесконтактной оплаты. В конце 1 кв. 2020 г. произошел троекратный рост по количеству скачиваний мобильного приложения «Мир Привилегий», которое позволяет произвести оплату за топливо, не выходя из автомобиля на розничной сети ВР. Дополнительно запланирован запуск сервиса бесконтактной оплаты на АЗС компании под брендами «Роснефть» и «Башнефть» в Москве и других городах-миллионерах.

На конец отчетного квартала розничная сеть компании насчитывала 3 061 шт. АЗС и АЗК, из которых 2 999 шт. на территории 66 субъектов Российской Федерации.

Международная деятельность

В апреле 2020 г. закрыта объявленная 28 марта сделка. По результатам прекращено участие Компании во всех проектах в Венесуэле, включая доли в добычных предприятиях Petromonagas, Petroperija, Boqueron, Petromiranda и Petrovictoria, в нефтесервисных предприятиях и торговых операциях.

Продолжается освоение месторождения «Зохр» на шельфе Египта, где в ходе работ по обустройству месторождения, выполненных с опережением плана, в 2019 г. был достигнут проектный уровень мощности - 76 млн куб. м в сутки (100% проекта). В отчетном квартале на проекте пробурено еще 2 эксплуатационные скважины, одна из которых введена в эксплуатацию. За 1 кв. 2020 г. добыча газа составила 5,1 млрд куб. м (0,9 млрд куб. м в доле компании).

ООО «Иркутская нефтяная компания» (ИНК) завершило монтаж основного технологического оборудования на газофракционирующей установке (ГФУ) в городе Усть-Куте в рамках проекта по освоению газовых запасов

ГФУ предназначена для разделения широкой фракции углеводородов на пропан, бутан, этан и стабильный газовый конденсат.

После окончания монтажа основного технологического оборудования строители приступили к обвязке трубопроводов на блоках депропанизации, дебутанизации, осушки и очистки пропана от метанола, монтируют площадки обслуживания технологического оборудования, возвели эстакаду трубопроводов от ГФУ до комплекса приема, хранения и отгрузки сжиженных углеводородных газов. На ней в будущем будут проложены трубопроводы для транспортировки товарной продукции - пропана и бутана технического и стабильного газового конденсата (СГК). Продолжается монтаж металлоконструкций на территории комплекса приема, хранения и отгрузки СГК. Специалисты прокладывают подземную часть водопровода и трубопровода пожаротушения, которые в последующем будут использоваться для противопожарных нужд производства.

Запуск ГФУ запланирован на 2021 год. Компания с 2014 года реализует проект по созданию мощностей для добычи, подготовки и переработки природного и попутного газа.

ООО «Иркутская нефтяная компания» (ИНК) – крупнейший частный производитель углеводородного сырья в Восточной Сибири. Предприятие проводит геологическое изучение, разведку и разработку 49 участков недр на территории Иркутской области, Республики Саха (Якутия) и Красноярского края. Компания основана в 2000 г. иркутскими предпринимателями, основные акционеры – председатель совета директоров Николай Буйнов и генеральный директор Марина Седых. ИНК является крупнейшим налогоплательщиком региона, головной офис расположен в Иркутске. Налоги и платежи компании в консолидированный бюджет Иркутской области с 2011 г. составили 84 млрд рублей.

Российский бензин вновь пришел на украинский рынок

Украинские компании возобновили импорт российского бензина. Первые партии топлива отгружались по железной дороге с Московского НПЗ. В конце апреля — начале мая «Западная нефтегазовая компания» (ЗНГК) оформила импорт около 400 тонн бензина АИ-92, произведенного на МНПЗ. Еще 115 тонн приобрела компания «Евростандарт». Кроме того, «Евростандарт» по состоянию на 3 мая оформил поставку 1,7 тыс. тонн, ЗНГК — 2,3 тыс. тонн дизтоплива, произведенного на МНПЗ, уточняют СМИ.

В «Консалтинговой группе А-95» отмечают, что 4 мая топливо Московского НПЗ уже реализовывалось в мелкооптовом сегменте с нефтебазы в городе Васильков Киевской области.

Последний раз прямые поставки бензина из России на украинский рынок осуществлялись в 2016 году. За год по железной дороге было отгружено 22 тыс. тонн топлива (около 1% от всего баланса рынка). Практически весь объем бензина был обеспечен Орским НПЗ. Крупнейшими импортерами выступали ЗНГК и «Евростандарт».

Согласно постановлению правительства РФ, отмечает rupec.ru, с 1 июня 2019 года поставки угля, бензина, дизтоплива, сжиженных газов из РФ на Украину возможны только по отдельным разрешениям, а экспорт нефти, этана, бутана, битума, этилена, пропилена запрещен полностью.

Модель фильтров для очистки воздуха помогла описать работу модулей для разделения нефтяных газов

Ученые из Института нефтехимического синтеза имени А. В. Топчиева (ИНХС) РАН придумали, как определить особенности поглощения веществ при течении жидкостей или газов в половолоконных мембранных модулях. Для этого они использовали математический подход, позволяющий строить модели процесса осаждения микрочастиц на волокнистых фильтрах, которые широко применяют в воздухоочистителях. Полученные результаты позволят улучшить конструкцию мембранных модулей для разделения попутных нефтяных газов, переработка которых малорентабельна из-за сложности их разделения при малых объемах. Исследование поддержано грантом Российского научного фонда и опубликовано в журнале Separation and Purification Technology.

При разработке нефтяных месторождений мы получаем не только нефть, но и газ. Этот попутный нефтяной газ в отличие от обычного природного газа содержит в своем составе кроме метана и этана большую долю пропана, бутана и паров более тяжелых углеводородов. Такой состав делает попутный нефтяной газ ценным химическим сырьем, например, для производства пластмасс и каучуков. Но перед дальнейшим использованием газ необходимо разделить. Этот процесс нерентабелен, если объемы перерабатываемого газа невелики, а его источники рассредоточены на больших территориях. В этом случае перспективны компактные газоразделительные мембранные модули, которые позволят разделять такие газы непосредственно на местах его добычи. Для этого важна разработка новых конструкций модулей и создание моделей протекающих в них процессов.

Современный половолоконный мембранный модуль для разделения газов – это сложная плотноупакованная система сотен или даже тысяч мембран в виде тонких полых капилляров, которые поглощают ненужные растворенные примеси или, наоборот, ценные компоненты из потока жидкости или газа. При этом мембраны пропускают молекулы одного компонента смеси (например, этана, пропана и бутана) и задерживают молекулы другого компонента (метана), который через мембрану проникает в малых количествах или не проникает вовсе.

Обычно ученые стараются получить мембраны, которые были бы максимально «избирательны» по требуемым компонентам – пропану и бутану в случае разделения попутных нефтяных газов. При этом движение потока (то есть гидродинамика) среды, обтекающей волокна, и одновременный перенос требуемого компонента из этого потока через мембраны в такой сложной мембранной системе считались второстепенными, сложными для моделирования.

Чтобы справиться с этой задачей, авторы работы описали половолоконную мембранную систему как своеобразный «математический» аналог волокнистого фильтра. Эти фильтры в виде слоев со множеством тонких волокон активно применяют в современных системах вентиляции и кондиционирования воздуха и максимально эффективны для улавливания различных микрочастиц – пылинок, пыльцы, бактерий и др. При помощи численных методов вычислительной гидродинамики ученые впервые напрямую рассчитали ключевые особенности работы мембранных систем. Во-первых, как распределены линии тока среды в ряду параллельных поглощающих половолоконных мембран – параметр, дающий представление о структуре потока жидкости или газа в текущий момент времени. Во-вторых, как распределена в этой системе концентрация переносимого компонента. При этом учитывались такие условия, как скорость течения среды, расстояние между соседними волокнами и транспорт веществ через стенки мембран.

«Разработанная модель универсальна в применении и к жидкостным, и к газовым системам. Уже сейчас очевидно, что результаты перспективны в области проектирования мембранных модулей для разделения углеводородных газовых смесей, в том числе попутных нефтяных газов», – прокомментировал один из авторов работы Степан Баженов, кандидат химических наук, научный сотрудник лаборатории полимерных мембран ИНХС РАН (Москва).

Пресс-служба Российского научного фонда

Тел.: +7 499 606 0209

Южная Азия должна нарастить усилия по борьбе с COVID-19 для защиты населения и восстановления экономики

 На фоне роста числа жертв пандемии COVID-19 и ее негативных последствий для мировой экономики правительства стран Южной Азии должны нарастить масштабы мер по обузданию чрезвычайной ситуации в области здравоохранения, защите населения, особенно его беднейших и самых уязвимых слоев, и безотлагательному формированию основ для быстрого восстановления экономики. Об этом говорится в публикуемом дважды в год Всемирным банком обзоре экономики региона.

В опубликованном сегодня новейшем докладе «Экономическое положение в Южной Азии» Всемирный банк прогнозирует резкий спад в экономике всех восьми стран региона, вызванный остановкой экономической активности, сжатием торговли и возрастающим напряжением в финансовом и банковском секторах.

В условиях быстрых изменений и неопределенности ситуации авторы доклада дают прогнозы в широком диапазоне: так, по их оценкам, темпы роста экономики региона в 2020 году понизятся и составят от 1,8 до 2,8 процента, тогда как еще полгода назад прогнозировался рост на 6,3 процента. Этот показатель станет наихудшим в регионе за последние 40 лет, временный спад ждет все страны Южной Азии. Авторы предупреждают, что, если карантин в странах региона окажется продолжительным и широкомасштабным, возможна реализация наихудшего сценария, при котором темпы экономического роста по всему региону уйдут в этом году в отрицательную область.

Ухудшение прогноза распространяется и на 2021 год: ожидается, что темпы экономического роста будут колебаться между 3,1 и 4,0 процента, тогда как по прежним оценкам они должны были достичь 6,7 процента.

«Перед правительствами всех стран Южной Азии стоит одна и та же приоритетная задача: сдержать распространение вируса и защитить свое население, особенно его беднейшие слои, оказавшиеся в гораздо более тяжелой ситуации с точки зрения здравоохранения и экономики», – заявил Вице-президент Всемирного банка по Южной Азии Хартвиг Шефер. – «Кризис, вызванный COVID-19, – это еще и ситуация, стимулирующая безотлагательное принятие инновационных мер политики и придание экономике стран Южной Азии нового импульса сразу после преодоления кризиса. Если не принять такие меры, то есть риск надолго осложнить перспективы экономического роста и свести на нет достигнутое ценой немалых усилий сокращение масштабов бедности».

Последствия пандемии тяжелее всего скажутся на группах населения с низким уровнем дохода, особенно на неформальных работниках гостиничного сектора, розничной торговли и транспорта, у которых ограничен либо вовсе отсутствует доступ к системам здравоохранения или социальной защиты. В докладе отмечается, что кризис COVID-19 с большой вероятностью приведет к усугублению неравенства в Южной Азии. Практически во всем регионе внезапное и крупномасштабное сокращение низкооплачиваемых рабочих мест привело к массовому оттоку работников-мигрантов из городов в сельскую местность. Возникают серьезные опасения, что многие из них снова окажутся за чертой бедности. Признаков широкомасштабной нехватки продовольствия пока не наблюдается, однако авторы доклада предупреждают, что, если кризис COVID-19 затянется, может возникнуть угроза продовольственной безопасности, особенно самых уязвимых групп населения.

Авторы доклада рекомендуют в ближайшее время подготовить слабые системы здравоохранения к более серьезным последствиям кризиса COVID-19, а также охватить наиболее уязвимые группы населения системами социальной защиты и гарантировать им доступ к продовольствию, медицинским товарам и товарам первой необходимости. Чтобы свести к минимуму экономические трудности на первых порах, авторы призывают разработать программы временной занятости для нетрудоустроенных работников-мигрантов, ввести меры по облегчению бремени задолженности для предприятий и физических лиц и упростить межрегиональные процедуры таможенной очистки для ускорения импорта и экспорта важнейших товаров.

Сразу после смягчения ограничений, связанных с карантином, правительствам стран Южной Азии следует приступить к проведению расширительной налогово-бюджетной политики в сочетании с кредитно-денежным стимулированием в целях поддержания кредитных потоков в их экономике. Поскольку бюджетные возможности многих стран Южной Азии ограничены, такие меры политики следует ориентировать на поддержку людей, сильнее всего пострадавших от замораживания экономической активности. В докладе содержится настоятельный призыв к правительствам принять временные правила расходования средств и координировать свои действия с международными финансовыми партнерами, чтобы избежать достижения экономически неприемлемого уровня долгосрочной задолженности и бюджетного дефицита.

«Справившись с непосредственной угрозой COVID-19, южноазиатские страны должны поддерживать экономически приемлемый уровень своего государственного долга за счет взвешенной налогово-бюджетной политики и инициатив по облегчению долгового бремени», – подчеркнул Ганс Тиммер, главный экономист Регионального управления Всемирного банка по Южной Азии. – «А если заглянуть в будущее, после преодоления нынешнего кризиса, то налицо прекрасные возможности расширить применение цифровых технологий в платежных системах и дистанционном обучении, чтобы раскрыть потенциал отдаленных районов Южной Азии».

Из-за пандемии COVID-19 экономическая ситуация в странах и регионах неустойчива и меняется день ото дня. Анализ, представленный в этом докладе, основан на последних данных по странам, доступных по состоянию на 7 апреля 2020 года.

Группа Всемирного банка принимает масштабные, оперативные меры помощи развивающимся странам в повышении эффективности их борьбы с пандемией, ужесточении эпидемиологического контроля, повышении качества проводимых медицинских мероприятий, а также в оказании частному сектору поддержки, которая позволила бы ему продолжать работу и сохранять рабочие места. В течение ближайших 15 месяцев Банк предоставит 160 млрд долл. США в качестве финансовой помощи странам на защиту бедных и уязвимых слоев населения, поддержку бизнеса и ускорение восстановления экономики.

Примечания: Данные за 2020 и 2021 годы отражают нижнюю и верхнюю границы диапазона прогнозов. Данные за 2020 год по Индии представляют собой данные за 2019/2020 ф.г.; о: оценка; п: прогноз. Источник: Всемирный банк

Экспедиция по мониторингу снежных барсов стартовала в нацпарке «Сайлюгемский»

Сегодня, 20 марта, в национальном парке «Сайлюгемский» (Республика Алтай) стартовала комплексная экспедиция по мониторингу популяции снежного барса. Это второй этап ежегодных зимних маршрутных учётов вида на ООПТ и сопредельных территориях, в рамках которого группа ученых обследует ключевые места обитания ирбиса кластера Сайлюгем, а также соберёт и проверит данные фотоловушек, установленных на основных маршрутах следования животных. Работы будут проходить на высоте 2100 метров с подъемами до 3000 метров в сложных погодных условиях.

В экспедиции примет участие студентка факультета естественных наук Парижского университета Майлис Мулин, которая проходит практику в России и уже приняла участие в первом этапе зимних маршрутных учетов ирбиса. Также в состав группы исследователей вошла эксперт Росзаповедцентра Минприроды России Наталия Судец. По итогам экспедиции она планирует выпустить фильм, посвященный работе по сохранению и восстановлению одной из самых редких диких кошек планеты.

Справочно:

Снежный барс (Panthera uncia) – одно из самых недостаточно изученных животных в мире. Во всех странах ареала - Афганистане, Бутане, Индии, Казахстане, Кыргызстане, Китае, Монголии, Непале, Пакистане, Российской Федерации, Таджикистане и Узбекистане - снежный барс имеет статус редкого или исчезающего вида.

Снежный барс является одним из приоритетных видов федерального проекта «Сохранение биоразнообразия и развитие экотуризма», входящего в состав национального проекта «Экология». Вид занесен в Красный список Международного союза охраны природы (МСОП) и Красные книги стран ареала, а также находится под охраной Конвенции о международной торговле видами дикой фауны и флоры, находящимися под угрозой уничтожения (СИТЕС).

Основные факторы, определяющие низкую численность популяции снежного барса: браконьерство на ирбиса и копытных животных с помощью петель, сокращение численности копытных, пожары, уничтожающие места обитания, неблагоприятные погодные условия.

Туроператор "Индиго-Тур" объявил о прекращении деятельности

Компания "Индиго-Тур" объявила, что с 13 марта прекращает свою деятельность в качестве туроператора, поскольку не имеет возможности исполнять обязательства, сообщается на сайте компании.

"С глубокой болью вынуждены сообщить Вам о прекращении с 13 марта 2020 года деятельности ООО "Индиго-Тур" в качестве туроператора, поскольку с сегодняшнего дня и далее мы не имеем возможности обеспечивать исполнение обязательств по реализации всех наших турпродуктов", - говорится в сообщении.

Как отмечается в сообщении со ссылкой на гендиректора Сергея Соколова, с января 2020 года из-за угрозы распространения коронавируса, а в последние дни – из-за резкого роста курса иностранной валюты путешествия в Азию стали значительно менее популярны, а правительства некоторых стран вводят запреты на въезд для иностранных туристов. Как отметил Соколов, подобные ограничения на въезд всех иностранных туристов введены в Индии с 13 марта, в Бутане с 6 марта, в Непале с 15 марта.

"К сожалению, обеспечить посещение данных стран по всем заключенным договорам мы теперь не имеем возможности", - отметил гендиректор. По его словам, многие туристы не согласны изменять сроки своей поездки и требуют скорейшего возврата денег.

Как заявил Соколов, компания объявляет о невозможности обеспечить исполнение обязательств. "Мы делаем это для того, чтобы дать возможность всем нашим туристам обратиться за выплатами в Ассоциацию "Турпомощь" и к страховой компании "Гелиос", предоставившей нам фингарантии по договору страхования гражданской ответственности туроператора за неисполнение обязательств по договору о реализации туристического продукта", - пояснил гендиректор.

Глава компании уточнил, что страховое покрытие по договору превышает общую сумму требований, что позволяет рассчитывать на 100%-ный возврат всем клиентам "Индиго-Тур", добавив, что окончательное решение по всем выплатам принимает страховая компания.

Нацпроект «Экология» в регионах: в Республике Татарстан появится первый в стране центр по изучению редких кошек

Концепция создания Центра по изучению редких видов кошек «Ак Барс» в Камско-Устьинском районе Республики Татарстан была представлена заместителем министра экологии и природных ресурсов Республики Татарстан Айратом Шигаповым в ходе первого заседания Рабочей группы Минприроды России по сохранению снежного барса.

Создание специализированного центра призвано способствовать накоплению научной информации о редких и находящихся под угрозой исчезновения видах семейства кошачьих для сохранения и восстановления их популяций. Работа ведется в рамках национального проекта «Экология» и федерального проекта по сохранению биологического разнообразия в его составе.

Согласно Красному списку МСОП, из 39 существующих видов семейства кошачьих 23 вида находятся под угрозой исчезновения, а из 8 видов диких кошачьих, обитающих на территории России, 6 занесены в Красную книгу РФ. Среди планируемых к изучению видов – снежный барс (ирбис), манул, европейский лесной кот, барханная кошка и бенгальская кошка.

Рабочая группа под председательством заместителя министра природных ресурсов и экологии РФ Елены Пановой поддержала инициативу Республики Татарстан.

Также в рамках встречи был рассмотрен проект «Дорожной карты» по сохранению снежного барса в РФ. Особое внимание участники совещания уделили вопросам, посвященным усилению охраны местообитаний снежного барса, разработке новых методов учета ирбиса и способам предотвращения конфликтов между животноводами, живущими в ареале снежного барса, и представителями вида.

По поручению Е.Пановой, проект «Дорожной карты» должен быть доработан к 10 апреля. К этому же сроку Рабочей группе поручено подготовить актуальные изменения в Стратегию сохранения снежного барса в Российской Федерации.

Справочно:

Снежный барс (Panthera uncia) – одно из самых недостаточно изученных животных в мире. Во всех странах ареала - Афганистане, Бутане, Индии, Казахстане, Кыргызстане, Китае, Монголии, Непале, Пакистане, Российской Федерации, Таджикистане и Узбекистане - снежный барс имеет статус редкого или исчезающего вида.

Снежный барс занесен в международную Красную книгу Международного союза охраны природы (МСОП) и Красную книгу стран ареала, а также находится под охраной Конвенции о международной торговле видами дикой фауны и флоры, находящимися под угрозой уничтожения (СИТЕС).

Основные факторы, определяющие низкую численность популяции снежного барса: браконьерство на ирбиса и копытных животных с помощью петель, сокращение численности копытных, пожары, уничтожающие места обитания, неблагоприятные погодные условия.

Федеральный проект «Сохранение биологического разнообразия и развитие экологического туризма» национального проекта «Экология» реализуется в целях сохранения биоразнообразия, а также увеличения количества особо охраняемых природных территорий России.

Мероприятия проекта предусматривают системные меры по сохранению экосистем суши и моря, в том числе, сохранение и восстановление редких и находящихся под угрозой исчезновения объектов животного мира, перечень которых утвержден приказом Минприроды России от 29.08.2019 № 26-р.

В данный перечень, помимо снежного барса, вошли: амурский тигр, переднеазиатский леопард, дальневосточный леопард, сайгак, зубр, стерх, лошадь Пржевальского, алтайский горный баран (аргали), дзерен, белый медведь.

Украина намерена ввести пошлину на импорт угля газовой группы

Украина намерена ввести пошлину на импорт угля газовой группы, заявил глава министерства энергетики и окружающей среды страны Алексей Оржель.

Ранее президент Украины Владимир Зеленский заявил о необходимости ограничения импорта угля и электроэнергии на Украину.

"Относительно марки "Г" - это действительно абсолютно правильная позиция, у нас есть внутреннее производство. Сейчас прорабатывается вопрос, чтобы ввести пошлину", - сказал Оржель в интервью агентству УНИАН, опубликованном в среду.

При этом, он уточнил, что вопросом введения пошлины занимается Минэкономики, так как он требует согласования в рамках Всемирной торговой организации. "С другой стороны, мы не имеем добычи угля марки "А". Ввести на него пошлину означает просто увеличить цену для потребителей на электрическую энергию", - отметил Оржель.

Согласно данным Государственной службы статистики Украины (Госстат) Украина импортирует уголь из РФ, США, Казахстана, Молдавии и ЕС.

Кабинет министров Украины 10 апреля 2019 года обновил перечень товаров из РФ, запрещенных к ввозу на Украину. Россия приняла ответные меры, дополнив запрет на импорт с Украины отдельными видами продукции машиностроения, легкой промышленности, металлообработки, трубной продукции, бумаги и картона, одежды и обуви. Кроме того, с 1 июня поставки угля, бензина и дизтоплива, а также сжиженных газов из РФ на Украину возможны только по отдельным разрешениям, а экспорт нефти, этана, бутана, битума, этилена, пропилена запрещен полностью.

Пластик дороже нефти

Ресурсные и политические ограничения добычи углеводородного сырья подталкивают российские отраслевые компании к поиску новых источников прибыли. Цифры показывают, что возможность хорошо заработать дает сектор глубокой переработки и нефтегазохимии.

Поддерживает инвестиции в глубокую переработку и тенденция развития глобального спроса на продукты нефтегазохимии. Исходя из этих резонов, некоторые российские нефтегазовые инвесторы планируют осуществить ряд крупных химических проектов, которые значительно увеличат производство и экспорт углеводородных продуктов глубокого передела уже в ближайшие годы.

Самый быстрый и значительный рост инвестиций в нефтегазовом комплексе России происходит именно нефтегазохимической промышленности. Ежегодный объем капиталовложений увеличился с 175 млрд руб. в 2013 году до 442 млрд в 2018-м. Инвестиции за 2019 год еще подсчитываются, но в I квартале 2019-го рост капитальных вложений по отношению к прошлому году составил 26%. Выросли и цифры производства продуктов нефтегазохимии — за последние 10 лет в среднем в 2 раза по всей линейке товаров.

Правительственные оценки таковы, что объем производства только крупнотоннажных полимеров составит в 2025 году более 11 млн тонн. В нынешнем году их экспорт должен достичь 600 тыс. тонн, а еще через 5 лет — вырасти до 4,4 млн тонн. Доля переработки сжиженных углеводородных газов (СУГ) к 2025 году увеличится до 8,2 с 4,6% в 2019-м, а переработки нафты — с 5,6 до 7,2%.

Экспортный потенциал новых нефтегазохимических мощностей оценен более чем в $5 млрд в год, а объемы суммарной выручки — более чем в $10 млрд ежегодно. В осуществлении этих планов большую роль предстоит сыграть добывающим нефтегазовым компаниям. Они участвуют в 9 из 16 крупных проектов создания новых нефтегазохимических комплексов.

Динамика развития нефтехимической отрасли России

От импорта к экспорту

В 1990-х и значительную часть 2000-х годов развитие нефтегазохимии в России сдерживалось высокой капиталоемкостью создания новых мощностей и относительно невысокой прибылью от вложений. Мощности были слабые, из-за чего нефтегазохимический рынок был дефицитным по большинству позиций (хоть в России и производятся основные группы продуктов нефтегазохимии: пластики, каучуки и продукты органического синтеза). Иностранные пластики ввозились в страну в широком ассортименте.

Ситуация начала меняться в 2009 году, после кризиса нефтяных цен в 2008-м. Химические и нефтегазовые компании убедились, что при падении цен на сырье производители продуктов глубокого передела пострадали меньше, чем добывающие предприятия. А наступивший после кризиса продолжительный отскок нефтегазовых цен обеспечил поступление в российскую экономику значительных средств. Помимо нефтегазовых компаний, они расходились и по смежным отраслям.

В одной из них — нефтегазохимической — тоже начался подъем. Стали строиться и запускаться в эксплуатацию новые мощности. В результате в 2009–2018 годах объемы производства нефтегазохимической продукции увеличились: по полипропилену — в 2 раза, полиэтилену — в 1,2 раза, полиэтилентерефталату — в 2,2 раза, полистиролу — в 2 раза, поливинилхлориду — в 1,7 раза. А доля импорта в российском потреблении базовых полимеров, соответственно, сократилась: по полипропилену — в 1,8 раза, поливинилхлориду и полистиролу — в 2 раза, полиэтилентерефталату — в 2,2 раза.

Экспортные перспективы для продукции российской нефтехимии выглядят вполне обнадеживающе.

Размер мирового химического рынка на сегодняшний день оценивается примерно в $4,5 трлн, а к 2030 году ожидается практически двукратный его рост. Мировой спрос на продукты нефтегазохимии увеличится к 2030 году на 40%.

Наиболее перспективные рынки — Китай и Индия. Сегодня их совокупное потребление полиолефинов (в первую очередь полиэтилена и полипропилена) составляет 62 млн т/г. К 2024 году оно увеличится на 22–25 млн т/г. Спрос на пластики увеличивается в Латинской Америке и США.

А вот в Европе перспективы роста противоречивы. С одной стороны, ЕС в марте 2019 года принял резолюцию о запрете ввоза некоторых видов пластика из США начиная с 2021 года. С другой стороны, такие глобальные компании, как Unilever, Procter & Gamble, Colgate, Palmolive, сокращают потребление первичного пластика и заменяют его вторичной переработкой. Такой подход будет замедлять рост рынка полиолефинов.

Россия старается воспользоваться возможностями, которые создает азиатский спрос и «торговая война» между США и ЕС. Поэтому к нефтегазохимическим проектам подключаются добывающие компании.

Одно из преимуществ российских производителей продуктов нефтегазохимии — низкая цена на сырье.

Но есть и ограничения роста. Они заключаются в высокой стоимости проектов по созданию нефтегазохимических мощностей и слабой развитости транспортной инфраструктуры. Особенно на азиатском направлении.

«Газпром» ставит на переработку

Новый рывок Россия запланировала в производстве группы полиолефинов, куда входят полипропилен и полиэтилен. Из числа ВИНК наиболее размашисто действует «Газпром». В конце марта прошлого года компания объявила о совместном со своим партнером АО «РусГазДобыча» инвестиционном решении построить в районе Усть-Луги Балтийский химический комплекс. В этот крупный индустриальный узел будет входить комплекс переработки газа, добываемого на месторождениях «Газпрома», газоперерабатывающий завод, газохимический комплекс (ГХК) и объекты транспортной инфраструктуры.

На мощностях ГХК планируется перерабатывать этаносодержащий газ в объеме 45 млрд куб. м в год с последующим получением 13 млн тонн СПГ, до 4 млн тонн этана и более 2,2 млн тонн СУГ. Кроме того, на комплексе запланировано строительство установок пиролиза этана с получением этилена и установок полимеризации этилена с получением товарной полимерной продукции. Первая очередь комплекса должна быть введена в строй в III квартале 2023 года, вторая — ровно через год. Уже куплены лицензии для переработки у американских компаний Lummus Technology и Univation Technologies, LLC. Стоимость проектов оценивается в €12 млрд.

Этот проект осуществляется в интересном рыночном контексте.

Изначально партнером «Газпрома» в создании газоперерабатывающего комплекса и производства СПГ и СУГ была англо-голландская Shell. Но компания вышла из проекта, когда «Газпром» принял решение о газохимическом продолжении переработки. Shell дала понять, что не верит в возможности сбыта олефинов и полиолефинов. Российские эксперты также отмечают и прогнозируют низкий рост потребления полимеров в Европе, ближайшем рынке к Усть-Луге. Но газовая корпорация столько десятилетий продавала сырой газ на Западе, что верит в свои связи и лоббистов в ЕС.

С 2015 года «Газпром» ведет работы по созданию Амурского ГПЗ, который будет разделять многокомпонентный газ с Чаяндинского месторождения.

Метан станет поставляться в Китай, а этан — на одноименный газохимический комплекс СИБУРа, который должны возвести неподалеку от ГПЗ. Амурский ГПЗ возводится на территории опережающего развития (ТОР) «Свободный», для резидентов которой действуют льготные ставки налогов на прибыль (0% в первые 5 лет и 12% в следующие 5 лет), землю (0% в течение первых трех лет) и имущество (0% в первые 5 лет), а также страховых взносов в ПФР и фонды социального и общего медицинского страхования (7,6% вместо 30%).

Еще один инвестиционный замысел «Газпрома» — строительство ГХК на Ямале, который будет выпускать 3 млн тонн полиэтилена и полипропилена. Но пока он находится на ранней стадии проектирования. Вместе с Каспийской инновационной компанией (МЕТАКЛЭЙ) «Газпром» планирует создать производство по переработке природного газа в полиэтилены на базе Астраханского ГПЗ.

Оценивая стратегию «Газпрома» в газопереработке и газохимии, можно сделать вывод, что корпорация серьезно отнеслась и к своим прежним просчетам в оценке рыночных перспектив СПГ, и к затянувшемуся снижению цен на сырой газ. Теперь она спешно строит и планирует к постройке всё новые мощности по глубокой переработке газа.

ЛУКОЙЛ сомневается

У крупнейшей частной российской ВИНК — два проекта строительства новых нефтегазохимических мощностей на территории РФ. Компания сообщает, что намерена приступить к строительству нового производства полипропилена на базе Кстовского НПЗ в Нижегородской области в течение 2020 года. Предполагается, что мощность будущего нефтехимического комплекса составит 500 тыс. тонн полипропилена и 300 тыс. тонн стирола. ЛУКОЙЛ намерен отправлять полученную продукцию на экспорт.

Производство полипропилена в Кстово может стать логическим продолжением работы двух новых установок каталитического крекинга на Кстовском НПЗ мощностью 4 млн тонн в год, побочным продуктом которых является пропилен. Летом прошлого года Законодательное собрание Нижегородской области одобрило предоставление ЛУКОЙЛу 1,3 млрд руб. льгот по налогу на имущество и 3,1 млрд руб. льгот по налогу на прибыль (в пределах доли региона в этих федеральных платежах).

Местные эксперты предполагают, что ЛУКОЙЛ завершит строительство нефтехимического производства в 2024–2025 годах.

Компания много лет намеревается построить в Буденновске на Ставрополье газохимический комплекс. Там уже работает завод «Ставролен», который выпускает полиэтилен низкого давления (ПЭНД), перерабатывая попутный газ с месторождения им. Филановского на Каспии. Сырьем для нового ГХК должен будет стать газ с двух других каспийских месторождений — им. Грайфера (Ракушечного) и им. Кувыкина (Сарматского). Первая очередь, как предполагается, будет производить карбамид и аммиак, а вторая — полиэтилен и полипропилен. Объем инвестиций в проект оценивается в $2 млрд.

Однако точная конфигурация проекта пока не утверждена. Прежде чем принимать инвестиционное решение, ЛУКОЙЛ хочет получить от государства нефинансовую господдержку, то есть задействовать механизм специальных инвестиционных контрактов. В его рамках инвестор в обмен на капиталовложения получает от федерального или регионального правительства гарантии неизменности налоговых и регуляторных условий.

Но пока таких гарантий нет, Буденновский ГХК остается «воздушным замком».

А ЛУКОЙЛ намерен инвестировать в болгарский НПЗ в Бургасе €1 млрд, в частности, для увеличения производства пропилена с 80 до 150 тыс. тонн.

На Дальнем Востоке

Среди заявленных в отрасли проектов есть и строительство ГПЗ в Усть-Куте, который хочет возвести «Иркутская нефтяная компания» (ИНК).

Этот завод — часть более масштабного плана ИНК по глубокой переработке сырья Ярактинского нефтегазоконденсатного месторождения.

Компания планирует построить установку подготовки природного и попутного газа мощностью 3,6 млн куб. м в сутки. Она будет выделять смесь пропана и бутана, которую станут отправлять по продуктопроводу до Усть-Куты. Там предстоит создать комплекс приема, хранения и отгрузки СУГ, с которого смесь будет доставляться потребителям железнодорожным и автомобильным транспортом.

Затем ИНК построит еще две установки на Ярактинском месторождении и одну на соседнем Марковском НГКМ (общей производительностью 18 млн куб. м в сутки). С них смесь пропана и бутана будет транспортироваться до Усть- Куты, где нужно возвести ГПЗ. Он станет ежегодно выпускать до 600 тыс. тонн полиэтилена низкого и высокого давления. Завершить строительство завода ИНК рассчитывает в 2022 году.

Масштабные планы по строительству предприятий глубокой нефтегазопереработки на Дальнем Востоке у самой большой ВИНК России — «Роснефти».

Она намерена создать газоперерабатывающий и нефтегазохимический комплекс в административном центре Богучаны Красноярского края. Его ресурсной базой станут месторождения Юрубчено-Тохомского кластера: попутный и природный газ будет перерабатываться в полиолефины. Мощность комплекса может составить 3 млн т/г готовой продукции. Партнером «Роснефти» по проекту должна стать китайская Sinopec, с которой заключено обязывающее соглашение в рамках подготовки предварительного ТЭО. В своей Стратегии развития до 2022 года «Роснефть» подтвердила заинтересованность в проекте. Но точные сроки его реализации пока не обозначены.

Другой крупный проект «Роснефти» на Дальнем Востоке — нефтеперерабатывающий и нефтехимический комплекс в Партизанском районе Приморского края. Им занимается «Восточная нефтехимическая компания» (ВНХК, «дочка» «Роснефти»). Комплекс планируется выстроить в две очереди. Первая рассчитана на переработку 5 млн т/г нафты и производство из нее 850 тыс. т/г полиэтилена, 800 тыс. тонн полипропилена, 200 тыс. тонн бутадиена, 230 тыс. тонн бензола и 700 тыс. тонн моноэтиленгликоля. Блок нефтепереработки предусматривает выпуск 1 млн т/г бензина класса Евро-5. Первая очередь может быть завершена в 2026 году, вторая — в 2029-м. Снабжать проект газом «Роснефть» планирует за счет собственных ресурсов.

Правительство спорит само с собой

Но реальные перспективы приморского проекта во многом зависят от налогового режима, который будет действовать как на ТОР «Нефтехимический» (якорный инвестор — ВНХК), так и в отрасли в целом. Нефтяные компании и правительственные агентства уже несколько лет ведут переговоры о государственной поддержке капиталоемких проектов нефтегазохимии.

Описанные проекты создания новых мощностей либо находятся на начальной стадии, либо их реализация еще не начата.

В «Дорожной карте развития нефтехимической отрасли до 2025 года» правительство РФ признает, что «не приняты инвестиционные решения по большинству крупных проектов нефтегазохимического комплекса».

Почему? Правительство честно отвечает: «Для их принятия необходимо создание стабильных налоговых условий, отлаженное таможенно-тарифное регулирование, оказание мер административной и экономической поддержки со стороны государства для эффективной деятельности предприятий нефтегазохимического комплекса». Так кто же, кроме правительства, должен создать эти условия и предоставить эту поддержку?

В кабмине между Минэнерго и Минфином идет спор о мерах содействия нефтегазохимическому комплексу.

Минфин предлагает ввести экспортный налог на СУГ, который служит сырьем для получения полиолефинов. Тогда под воздействием «карательной меры» нефтяные и перерабатывающие компании вроде как будут вынуждены развивать проекты и производства глубокой переработки. Минэнерго выступает за ввод «поощрительной меры» в виде ввода отрицательного акциза на самые распространенные виды сырья для нефтегазохимии: этан и СУГ. Обратные акцизы предлагается начислять на новые проекты или проекты по модернизации стоимостью не менее 65 млрд руб. Ставку отрицательного акциза на этан предлагается установить в размере 9 тыс. руб. за тонну с начала 2022 года, а для СУГ увеличивать ее с 4,5 тыс. руб. с 1 января 2022 года до 7,5 тыс. руб. с 1 января 2026 года.

Минфин не сдается и предлагает для компенсации отрицательного акциза на СУГ ввести НДПИ на попутный нефтяной газ. Павел Сорокин, заместитель министра энергетики, в интервью информационно-аналитическому центру RUPEC заявил: «Обложение налогами добычи попутного нефтяного газа приведет к выпадающим доходам в нефтехимии, которая создает наибольшую добавленную стоимость и которую мы пытаемся стимулировать».

Таким образом, окончательная ясность в налоговом режиме для нефтегазохимических проектов пока до конца не сформировалась. И, судя по примерам различных участников рынка, получение льгот в большой степени зависит от их индивидуального административного ресурса.

Конечно, все эти реалии не остановят дальнейшее развитие нефтегазохимии российскими добывающими компаниями. Но, безусловно, осложняют и тормозят его.

Игорь Ивахненко

Россия > Нефть, газ, уголь. Химпром > oilcapital.ru, 26 февраля 2020 > № 3308924 Игорь Ивахненко

Зеленский призвал ограничить импорт угля и электроэнергии на Украину

Президент Украины Владимир Зеленский заявил во вторник о необходимости ограничения импорта угля и электроэнергии на Украину.

Украина ограничила мощности АЭС 1-2 января и прекратила 1-7 января импорт электроэнергии из РФ и Белоруссии, это было связано с традиционным снижением потребления электроэнергии в праздничные дни.

"Импорт электроэнергии. Честно говоря, о каком импорте может быть в целом речь, если страны, из которых мы импортируем, не пускают нас на свои рынки. Поэтому сначала наш уголь, наши шахтеры, наша электроэнергия. Если, как мне говорили, какая-то марка (угля – Прим. ред.) у нас не добывается, только тогда мы можем начинать обсуждать вопрос импорта этой марки. Поэтому импорту сейчас нет места в нашей угольной отрасли, и это срочная задача нашему министру", - сказал Зеленский в ходе всеукраинского совещания работников угольной сферы.

В декабре 2019 года Зеленский подписал изменения в закон "О рынке электрической энергии", которым запрещается импорт электроэнергии из РФ по двусторонним договорам. В то же время кабинет министров Украины имеет право отменять этот запрет на определенный им срок во избежание чрезвычайной ситуации в объединенной энергосистеме Украины.

Украина прекратила импорт электроэнергии из РФ в 2015 году. В сентябре Рада разрешила импортировать электроэнергию по двусторонним договорами из России и Белоруссии, и в начале октября Украина возобновила импорт электроэнергии из РФ по таким договорам.

Кабинет министров Украины 10 апреля 2019 года обновил перечень товаров из РФ, запрещенных к ввозу на Украину. Россия приняла ответные меры, дополнив запрет на импорт с Украины отдельными видами продукции машиностроения, легкой промышленности, металлообработки, трубной продукции, бумаги и картона, одежды и обуви. Кроме того, с 1 июня поставки угля, бензина и дизтоплива, а также сжиженных газов из РФ на Украину возможны только по отдельным разрешениям, а экспорт нефти, этана, бутана, битума, этилена, пропилена запрещен полностью.

Якутский ГПЗ вдвое увеличивает производство СУГ

Якутский газоперерабатывающий завод нефтегазового предприятия «Сахатранснефтегаз» планирует в два раза увеличить в 2021 году производство сжиженных углеводородных газов (СУГ). Это станет возможным после модернизации газофракционирующей установки (ГФУ), сообщил ТАСС директор компании Владимир Романов. «Мы хотим применить новую технологию извлечения пропан-бутановой смеси из природного газа. Существующая технология позволяет извлекать 30-40% пропан-бутана из природного газа, а новая — до 90-95%. Так, мы увеличим один из наших продуктов, который востребован на рынке Якутска. Это пропан-бутановая смесь, которая используется для автомобильного транспорта», — сказал Романов, отметив, что модернизацию планируют закончить в 2021 году. «Сейчас мы выпускаем 7,5 тыс. тонн в год пропан-бутановой смеси. Увеличить предполагаем до 14-16 тыс. тонн», — уточнил директор.

Модернизация ГФУ вошла в инвестиционную программу «Сахатранснефтегаза» на 2019–2023 годы. Финансирование будет осуществляться из собственных и заемных средств.

Завод планирует также смонтировать установку по производству СПГ, которая позволит обеспечить газом удаленные села в Якутии, куда не могут провести магистральный газопровод из-за больших расстояний. Проектирование установки начнется в этом году, реализация запланирована в 2023 году.

Якутский газоперерабатывающий завод был полностью введен в эксплуатацию в 1999 году. Создание Якутского ГПЗ позволило производить подготовку более 50% природного газа, который затем подается в сети Якутска и центральных районов республики. Помимо подачи газа, завод извлекает дополнительную продукцию — сжиженный газ и бензиновую фракцию.

На Амурском ГПЗ начался монтаж технологического оборудования

Монтаж технологического оборудования начался на четвертой линии Амурского газоперерабатывающего завода (ГПЗ). Уже установлены фильтры и адсорберы сырьевого газа, которые будут очищать поступающий на переработку природный газ. Специалисты смонтировали на четвертую линию сепараторы, буферные, дренажные и рефлюксная емкости. Основные колонны газоразделения доставят на ГПЗ по воде и установят летом 2020 года.

По окончании строительства Амурский ГПЗ станет одним из крупнейших в мире предприятий по переработке природного газа. Проектная мощность завода — 42 млрд кубометров газа в год. Завод включает шесть технологических линий. Помимо очищенной метановой фракции, ГПЗ будет производить на продажу этан, пропан, бутан, пентан-гексановую фракцию и гелий.

Первые две линии завода, где сейчас идет подготовка к пусконаладочным работам, пустят в 2021 году, пояснили в пресс-службе инвестора и заказчика проекта «Газпром переработка Благовещенск», который входит в группу «Газпром».

Выход Амурского ГПЗ на проектную мощность запланирован на январь 2025 года.

Купить не получится: как усилят контроль за техосмотром

ГИБДД дадут право аннулировать результат незаконного техосмотра

Александра Баландина

Сотрудники ГИБДД смогут аннулировать диагностические карты автомобилистов, если технический осмотр был проведен с нарушениями или не проводился вовсе. В поправках, которые предлагает Минтранс, также прописаны новые правила проведения ТО — теперь машину будут фотографировать в три этапа, чтобы данные о ней хранились у МВД. С лета 2020 года для тех, кто захочет ездить без техосмотра, заработают и новые штрафы.

Минтранс планирует разрешить сотрудникам ГИБДД аннулировать итоговый документ о техническом осмотре автомобиля в случае обнаружения нарушений. Соответствующий проект изменений, которые будут внесены в правила прохождения техосмотра, был опубликован на федеральном портале проектов нормативных правовых актов.

Согласно постановлению, «должностные лица» ГИБДД получат право аннулировать диагностическую карту, в случае, если машина диагностику не проходила, либо технический осмотр проходил с нарушением установленных правил.

После этого автоинспектор должен будет уведомить о случившемся страховую компанию, а также добиться привлечения к ответственности оператора ТО.

Нововведения должны вступить в силу уже 8 июня текущего года вместе с новым законом о техосмотре (обновленная редакция 170-ФЗ). Благодаря нему автомобилисты больше не смогут покупать диагностические карты без предоставления автомобилей. Сейчас такая услуга в Москве может обойтись в 1–1,2 тыс. руб. и, по оценкам Минэкономики, активно используется среди 80% нынешних автовладельцев.

По новым правилам процесс диагностики будет фиксироваться на фото — причем в три этапа. Так, автомобиль будут снимать перед процедурой, во время нее и в конце, после чего снимки будут передаваться для хранения в «облако» МВД.

К слову, накануне МВД заявили о возможном переходе на единую автоматизированную информационную систему технического осмотра (ЕАИСТО). В ней будут храниться цифровые диагностические карты. По предварительным данным, ведомство планирует создать сервис, который позволит гражданам по VIN (идентификационный номер транспортного средства) в любой момент проверить срок действия диагностической карты, название оператора, проводившего диагностику машины, а также пробег автомобиля, зафиксированный на последней диагностике.

С 27 июля заработают и новые штрафы, прописанные в КоАП.

Они коснутся тех, кто хочет ездить на машине без техосмотра — в случае, если нарушителя зафиксируют камеры, ему придется заплатить 2 тыс. рублей. Наказание будет также предусмотрено и для операторов, торгующих диагностическими картами без фактических проверок автомобилей.

В проекте не прописано, что должны будут сделать страховые компании после того, как получат информацию об аннулировании диагностической карты автомобилистов. Но, по мнению экспертов, наиболее правильным вариантом для страховщиков будет отзыв полиса.

«По закону об ОСАГО полис выдается только при наличии диагностической карты. Если нет карты, то нет и полиса», — пояснил «Коммерсанту» гендиректор союза операторов ТО «Техэксперт» Сергей Зайцев.

В то же время, согласно закону об ОСАГО, компания не может расторгнуть договор страхования в одностороннем порядке. Для этого ей придется обращаться в суд. «Единственное, что сможет сделать страховщик — обратиться в суд для прекращения договора. Для таких случаев нужно вводить отдельную процедуру», — рассказал изданию заместитель исполнительного директора Российского союза автостраховщиков Сергей Ефремов.

При этом ввиду новых правил для водителей должна заработать единая система информирования об аннулировании диагностических карт, уверен гендиректор компании «Услугиавто» Юрий Пархоменко. «Водитель будет ездить, ничего не зная, насобирает штрафов или попадет в ДТП и получит регрессный иск со стороны страховщика за управление автомобилем, не прошедшим ТО», — заявил он «Коммерсанту».

Согласно проекту постановления, теперь усиленный контроль будет введен и за транспортными средствами, использующими газовое топливо.

По данным ГИБДД на начало 2019 года природный газ использовали 1,42 млн из 60 млн зарегистрированных транспортных средств. Еще 327 тыс. транспортных средств ездят на пропан-бутане. Теперь в ходе ТО эксперт-техник будет обязан проверить газобаллонное оборудование на предмет «механических повреждений», а также сверить год выпуска баллона, серийный номер и дату освидетельствования.

«Контроль за ГБО практически не осуществляется. По экспертным оценкам, надлежащий контроль проходит не более 10% транспортных средств», — пояснили в Минтрансе.

Свое желание усилить меры предосторожности при использовании альтернативного топлива в министерстве объяснили тем, что в правительстве поставили задачу популяризировать природный газ среди автомобилистов.

Президент РФ Владимир Путин ранее неоднократно призывал правительство стимулировать переход транспорта на газомоторное топливо. В 2013 году был обнародован план о переходе 50% всего общественного транспорта и коммунальной техники в городах-миллионниках на газ к 2020 году.

Полный баллон

На Ставрополье меняют рынок топлива в пользу природного газа

Текст: Роман Кияшко (Ставропольский край)

В регионе активно обсуждается строительство нового предприятия по производству сжиженного природного газа (метана) в промышленной зоне города Буденновска. Такое расположение позволит обеспечивать топливом не только Ставропольский край, но и другие регионы юга России.

Сейчас Ставрополье обладает самой развитой в стране сетью автомобильных газонаполнительных компрессорных станций (АГНКС) - в регионе 21 АГНКС и два передвижных автомобильных газовых заправщика. Основным видом моторного топлива является компримированный (сжатый) природный газ (КПГ), а именно метан. Одна из таких заправок в Георгиевске имеет 100-процентную загрузку при среднероссийском показателе 26 процентов (в СКФО - 44). Станций со сжиженным природным газом (СПГ) - метаном - в регионе нет. Исправить ситуацию позволит строительство нового завода. Производительность будущего предприятия должна составить 88 тысяч тонн СПГ в год.

- Расстояние между заправками с СПГ составит всего несколько сотен километров, при том что полного бака хватит более чем на тысячу километров, - отметил министр энергетики, промышленности и связи края Виталий Шульженко. - Наличие в регионе подобного завода подтолкнет к расширению сети заправок с СПГ.

В прошлом году в регионе открылись три новых АГНКС - в Ставрополе, Кисловодске и поселке Иноземцево. Общая сумма инвестиций превысила 370 миллионов рублей, из которых 80 миллионов предоставило министерство энергетики РФ в виде компенсации части затрат на строительство АГНКС.

К 2022 году на Ставрополье планируют открыть еще девять АГНКС. Заинтересованность в их строительстве выразили местные бизнесмены. Они появятся в наиболее перспективных для использования газомоторного топлива районах. В частности, инвесторам предложили свободные участки в Александровском, Апанасенковском, Буденновском, Кочубеевском, Красногвардейском, Труновском районах и Нефтекумском городском округе.

- Инвесторы заинтересованы в расширении сети АГНКС на Ставрополье во многом из-за возможности получить компенсацию части затрат. В среднем на одну станцию нужно 160 миллионов рублей, и предприниматели могут вернуть до 40 миллионов за счет федеральных субсидий, что позволит сократить срок окупаемости объекта, - рассказал заместитель министра энергетики, промышленности и связи края Василий Глушаков.

Но, несмотря на то что на Ставрополье самая высокая доступность природного газа, сеть развивается в основном за счет перевода на газ общественного регионального и муниципального, а также коммунального транспорта. Ведь, согласно постановлению правительства РФ, к 2020 году в российских городах с численностью населения более 300 тысяч человек на газ должно быть переведено до 30 процентов общественного транспорта и техники дорожно-коммунальных служб, а в населенных пунктах численностью свыше 100 тысяч человек - до 10 процентов.

Обычные же автолюбители не спешат переходить на новый вид топлива. Тут следует пояснить несколько важных нюансов. На АГНКС заправляют машины компримированным природным газом (КПГ), а именно метаном, которого в стране добывают очень много, его запасы огромны, он дешевле и экологичнее. Его сжимают на компрессорной станции, давление доходит до 200-250 бар. Он в три раза дешевле обычного бензина. Средняя цена - 15-16 рублей за кубометр. Согласно подсчетам специалистов, легковушка в среднем тратит на 100 километров пути около семи кубометров КПГ. Однако такое топливо необходимо заправлять в баллоны повышенной прочности и определенной цилиндрической формы, держать их можно только в багажнике.

Существует еще такое топливо, как сжиженный углеводородный газ (СУГ), или пропан-бутановая смесь. Производят ее в процессе ректификации продуктов переработки попутного нефтяного газа и газового конденсата на обычных нефтеперерабатывающих заводах. И именно СУГ использует большинство автолюбителей, переоборудовавших свои машины под новое топливо. Он дороже КПГ, но обладает важнейшими преимуществами - его легко сжижать, продается он литрами, а не кубометрами и одного баллона с пропан-бутаном хватает на большее расстояние, чем с природным газом. Да и купить его можно практически на любой обычной заправке.

К тому же, как рассказал корреспонденту "РГ" владелец магазина газобаллонного оборудования Александр Сухарев, перевести легковую машину на природный газ дороже, чем на СУГ.

- Дело в цене на баллон, в котором будет храниться топливо. Для пропан-бутана емкость объемом 50 литров будет стоить около пяти тысяч рублей, а для метана - несколько десятков тысяч.

Сухарев также уточнил, что для СУГ баллон может быть как цилиндрической формы, так и тороидальной, а значит, легко помещается в штатное углубление для запасного колеса, тем самым экономя пространство в багажнике. Что касается емкости для метана, то тут все иначе, так как из-за высокого давления подходит только баллон цилиндрической формы, и его вес значительно больше.

- Если взять два баллона одной емкости, один заправить метаном, а другой пропан-бутаном, то окажется, что на СУГ можно проехать значительно больше, так как газ сжиженный. А природный газ пока используют только в сжатом виде , - подтвердил Сухарев.

С его выводами согласен и автолюбитель из Ставрополя Александр Барыбин:

- Автомобиль я купил уже с установленным на нем газобаллонным оборудованием. Стоимость бензина постоянно растет, цена же на газ остается практически неизменной. Сейчас я заправляюсь СУГ и менять ничего не собираюсь. О метане и не думаю, хотя он дешевле, заправок очень мало, стоимость оборудования и его установки высокая, также места в багажнике баллон занимает много. Для поездок по городу и иногда по трассе мне хватает того, что есть.

Илья Нестеров, индивидуальный предприниматель, занимающийся пассажирскими и грузоперевозками, говорит, что рентабельно пользоваться КПГ в том случае, если автобус курсирует в границах города.

- Многие частники все-таки ездят на СУГ, который можно приобрести практически на каждой заправке. Кроме того, при его использовании не так сильно падает мощность двигателя. Метан уменьшает количество лошадиных сил под капотом примерно на 30 процентов.

А если речь идет о коммерческом транспорте, голубое топливо почти не используют в дизельных двигателях.

- Мы пробовали установить на один из своих микроавтобусов газовое оборудование. Но в дизельных двигателях, в отличие от бензиновых, газ не полностью заменяет солярку, а смешивается с ней. Экономия минимальная - около 5-10 процентов, а проблем с топливной системой возникает много, - добавляет Нестеров.

Тем не менее он считает, что за метаном будущее, тем более сжиженным, который так же дешев, как компримированный (сжатый), но при этом обладает преимуществами пропан-бутановой смеси. И если завод по производству СПГ на Ставрополье заработает, а количество АГНКС вырастет, водители и перевозчики начнут активнее переходить на метан.

- В обществе все чаще обсуждаются проблемы экологии. А голубое топливо гораздо экологичнее бензина, а уж тем более дизеля, - добавляет Нестеров. - Россия же занимает первое место в мире по запасам природного газа. Все это со временем приведет к тому, что плюсы использования газового топлива перевесят существующие минусы.

Комментарий

Дмитрий Баранов, аналитик ГК "Финам":

- Перспективы у газомоторного топлива в нашей стране весьма неплохие. Во-первых, в России значительные запасы газа. Во-вторых, приняты нормативные акты для расширения данного рынка, задача - увеличить использование данного топлива в разных отраслях, в том числе в транспортной сфере. В-третьих, все острее стоит проблема изменения климата, необходимо сокращать выбросы в атмосферу. Использование газомоторного топлива может помочь в этом, так как его сжигание наносит меньше вреда. К тому же технологии не стоят на месте, добыча, переработка и использование газа становятся все более эффективными. Выгодность газомоторного топлива уже очевидна для многих. Что касается метана, то он вполне может стать одним из востребованных видов газомоторного топлива в будущем. Его добывают много лет, накапливается опыт использования на транспорте.

Факторов, сдерживающих данный рынок, несколько. В первую очередь - нехватка соответствующей инфраструктуры, в том числе заправочной. АГНКС построены в 70 субъектах страны, но нет ни одного региона, о котором можно сказать, что там развитая сеть. Газовых заправок в стране в 50 раз меньше, чем обычных. Всего их около 400 - такого количества недостаточно.

Водители мало информированы о выгодах перехода на газовое топливо. Если перевод на него регионального и муниципального транспорта ведется, то бизнес и частники пока неохотно включаются в процесс. Сдерживающими факторами также можно назвать нехватку подходящих земельных участков для газовых станций и недостаточность мер государственной поддержки.

Хоть на 1%, но выросла

На 1% в годовом выражении выросла добыча нефти и газового конденсата в России в 2019 году — до 561 млн тонн. Добыча газа увеличилась на 0,8% — до 644 млрд кубометров, сообщает Росстат.

Производство СПГ выросло в 2019 году на 47,7% — до 29,5 млн тонн.

В то же время первичная переработка нефти в России сократилась за год на 0,3% — до 290 млн тонн. Производство автомобильного бензина выросло на 2,3% — до 40 млн тонн, дизельного топлива — на 1,2%, до 78,4 млн тонн.

Производство топочного мазута снизилось на 3,9% — до 47,3 млн тонн, а сжиженных пропана и бутана — на 9,5% до, 14,5 млн тонн, отмечают «Вести.Экономика».

Про танки, фланец и таможню

Куда может завести незнание правил международной торговли

Текст: Игорь Дашков

В прошлом году на российском нефтяном рынке произошло сразу два масштабных сбоя, последствия которых до сих пор продолжают аукаться и мешают России зарабатывать деньги на поставках нефти и нефтепродуктов. 19 апреля стало известно об аварии на нефтепроводе "Дружба" - в него по вине одного из поставщиков попала "не та" нефть. А в конце года - 18 декабря - полиция и сотрудники таможенных органов пришли в гости сразу по 14 адресам в дома и офисы семьи миллиардера Михаила Гуцериева.

О размахе этого мероприятия можно судить даже географически: обыски прошли не только в Москве и Московской области, но и в Санкт-Петербурге, а также в Ростовской и Нижегородской областях.

Два этих, на первый взгляд, никак не связанных между собой события тем не менее похожи по своим последствиям. Как только об этих ЧП стало известно, добросовестные российские компании - поставщики нефти и нефтепродуктов - оказались моментально скомпрометированы в глазах своих контрагентов и понесли не только репутационные, но и весьма солидные материальные издержки. В итоге ОАО "Транснефть" пришлось на время закрыть нефтепровод для ремонта и компенсировать финансовый ущерб своим партнерам. А некоторые бизнес-структуры, входящие в холдинг "САФМАР" Михаила Гуцериева, накануне Нового года оказались фактически парализованы из-за паники, возникшей у их партнеров. Те просто приостановили все расчеты со ставшей в мгновение ока "токсичной" бизнес-структурой, решив, что благоразумнее дождаться какой-нибудь развязки этой истории.

Чтобы хоть как-то снизить негативный эффект от этих новостей, пресс-служба промышленно-финансовой группы "САФМАР" поначалу даже пыталась отрицать очевидное, утверждая, что никаких обысков в квартирах и офисах нет. Но затем, после лавинообразного появления разного рода "утечек" в соцсетях, в Telegram-канале Mash и других электронных СМИ, которые на удивление оперативно выкладывали фотографии с мест событий, причем даже оттуда, где никаких журналистов заведомо быть не могло, благоразумно "ушла в тень", предоставив коллегам демонстрировать свою явную вовлеченность в эту спецоперацию силовых структур.

Масла в огонь подливало и то обстоятельство, что поначалу никто не мог понять, кого и в каких прегрешениях подозревают. Когда наконец обыски завершились и спецгруппы, изъяв все необходимые им документы, ушли, так никого и не задержав и не выдвинув никаких обвинений в адрес топ-менеджеров и акционеров холдинга, паника и растерянность в российском бизнес-сообществе наконец начали спадать. Но им на смену тут же пришло недоумение, потому что в ходе этих обысков выяснилось, что основанием для появления опергрупп стало уголовное дело, возбужденное 22 ноября 2019 года Управлением на транспорте МВД России по Центральному федеральному округу по части 3 статьи 226.1 УК РФ (контрабанда стратегически важных товаров и ресурсов) в отношении капитана судна перевозчика и неустановленных лиц. А формальным поводом для возбуждения этого дела, как писали СМИ, стали рапорты сотрудников Центральной энергетической таможни ФТС России, которые утверждали, что в 2017-2018 годах холдинг "ФортеИнвест", который входит в группу "САФМАР" Михаила Гуцериева, а ее гендиректором является его сын Саид Гуцериев, по подложным документам вывез на Украину 130 тысяч тонн нефтепродуктов стоимостью около 2 миллиардов рублей.

При этом в сопроводительных документах значилось, что на самом деле горючее якобы должно было оказаться в Турции. Однако, по версии оперативников, танкеры с дизтопливом, выходившие из российских портов, в частности из Азова (Ростовская область), до Анкары и Стамбула так ни разу и не добрались, предпочтя дальним турецким берегам более близкие в географическом отношении украинские порты.

Прочитав эти обвинения, любой человек, несведущий в устройстве нефтяного рынка, может подумать, что так оно и было. Любой - да, но не таможенник, который по определению обязан разбираться, на какой стадии стопроцентно российский товар вдруг перестает быть российским. И должен хотя бы догадываться, почему у каждого связанного с нефтью предприятия есть своя узкая специализация. Но почему-то в этом случае специальные знания и простейшая логика дали сбой, что и привело к возникновению этого анекдотичного по своей сути, но крайне опасного по своим последствиям для экономики страны уголовного дела.

Бизнесмены знают, что незримая граница нашей Родины проходит везде, где находятся таможни. А на нефтеналивных судах, которые приходят в российские порты, чтобы забрать купленную у нас в стране нефть и отвезти ее хоть к черту на рога, хоть на кудыкину гору, где за нее, может быть, заплатят еще больше, эта незримая граница является совершенно осязаемым физическим объектом и гордо носит свое собственное название - фланец. По сути, это специальное приемное отверстие, через которое любой жидкий груз попадает в танки (tank в переводе с английского - бак, резервуар, цистерна, емкость) на борт судна.

К тому же фланец на танкере обладает еще одним волшебным свойством - пройдя через него, любой стопроцентно российский товар, будь то нефть, бензин, мазут или дизтопливо, - окончательно переходит из собственности продавца в собственность покупателя, а заодно он еще и переходит госграницу - становится иностранным, если за него была уплачена таможенная пошлина. С этого момента ответственность за груз несет уже покупатель. И он волен распоряжаться им по своему усмотрению - при желании может даже самостоятельно съесть на завтрак или подарить на ужин врагу прямо в порту погрузки.

В терминологии международной торговли есть даже специальное буквенное сокращение для подобного рода контрактов - FOB. Расшифровывается эта аббревиатура Free On Board - в переводе на русский "Свободно на борту", и она означает, что продавец выполнил поставку, когда товар перешел на борт судна в указанном порту отгрузки.

Собственно, именно такой тип контракта и был у ForteInvest AG - дочерней компании холдинга "ФортеИнвест" - с компанией Cantarell Trading LTD, которая специализируется на различных международных перевозках. Причем не только нефти и нефтепродуктов, но и угля, нефтегазового оборудования, различных сельхозпродуктов, а также сжиженного газа. География ее деятельности тоже впечатляет - это страны СНГ, Азии, Евросоюз. Разумеется, что за годы своей работы на этом рынке Cantarell Trading LTD получила не только большой опыт взаимодействия с российскими поставщиками, но и сама заслужила статус надежного партнера. И при этом она ничем, кроме контрактов, не связана с АО "ФортеИнвест" ни прямо, ни косвенно.

- Учитывая, что большинство контрактов в международной торговле являются по большей части типовыми (а схема FOB - одной из самых распространенных), отмена или необоснованные сомнения в том, что какой-то из них является "ненадежной формой" торговли и несет непредусмотренные контрактом дополнительные риски судебного преследования, может повлечь за собой системную отмену всех контрактов. И не только этого типа, - заявил адвокат АО "ФортеИнвест", известный правовед Анатолий Кучерена. - Тем более что инициатива в заключении какого-либо из них исходит от покупателя, а не продавца. Именно покупатель определяет, как в случае с FOB, и тип судна, которое он планирует использовать, и сроки исполнения контракта, и количество необходимого ему товара. Такова международная практика, и вмешательство третьей стороны в эти отношения, в том числе и государства, может крайне негативно сказаться на всей трансграничной торговле.

Всего этого любой мало-мальски грамотный таможенник не знать не может, потому что согласно всем установленным регламентам товаросопроводительные документы (поручение на погрузку, коносамент, карго-манифест, сертификат качества) оформлялись портовым перевалочным терминалом по поручению ForteInvest AG на основе информации, предоставленной компанией Cantarell Trading LTD. И перед началом погрузки товара на танкер таможенники в поручении на погрузку сделали отметку "Погрузка разрешена", разрешающую этот товар погрузить. А после завершения грузовых операций таможенники поставили отметку "Вывоз разрешен" на карго-манифесте, подтверждая тем самым, что товар убыл с таможенной территории России.

Как только это происходит, процедура экспорта считается завершенной и товар приобретает статус иностранного. То есть загруженный в любом российском порту танкер может уйти куда угодно, хоть на покой в нейтральные воды, в ожидании лучшей цены. Собственно, такое много раз и случалось. Когда не так давно в США возник очередной нефтяной кризис, около американских берегов в ожидании роста цен на "черное золото" дрейфовало более ста таких танкеров. И каждая минута их формального "простоя" делала владельцев груза заметно богаче. Но никому не пришло в голову обвинить их в каких-либо прегрешениях, например в такой частности, как изменение порта разгрузки во время транспортировки из пункта А в пункт Б по воле владельца груза. Такой вот бизнес, когда даже формальный простой танкера-перевозчика вместо плановых убытков иногда превращается в звонкую монету.

Очевидно, недопонимание сотрудниками таможни этих нигде не писанных правил и сыграло с ними, как с профессором Плейшнером, злую шутку. Во всяком случае, совершенно необъяснимо, почему в конце 2019 года они вдруг прозрели и предъявили претензии российскому холдингу "ФортеИнвест" за проданные еще в 2017-2018 годах нефтепродукты, которые, согласно их же таможенным документам, легально и с уплатой таможенной пошлины пересекли границу и перешли в собственность иностранной компании. И почему, наконец, эти претензии, если они вдруг стали актуальны, не были выдвинуты той самой компании Cantarell Trading LTD, которая, по версии компетентных органов, якобы нарушив свои обязательства, отвезла злополучный бензин, дизтопливо и мазут вместо Турции на Украину. Может быть, потому, что иностранные покупатели, получив столь странный привет, попросту отвернутся от российских берегов?

Как при таком развитии событий может пострадать бюджет Российской Федерации, можно только гадать. Но совершенно очевидно, что и российские продавцы, узнав, чем им может грозить торговля с не искушенными в тонкостях российской юриспруденции иностранцами, как-то сразу погрустнели. А вдруг они тоже по незнанию когда-то продали какой-то стратегически важный товар заморскому гостю, а тот перепродал его не тому, кому бы следовало?

Учитывая, что в России около 300 компаний торгуют нефтью и нефтепродуктами, а иностранных покупателей на порядок больше, вероятность продать что-то "не туда" вырастает в гео­метрической прогрессии. Тем более что по сложившейся на мировом рынке практике любой товар может поменять свое гражданство, даже формально еще не оказавшись на борту судна. Просто потому, что так в какой-то момент сложилась конъюнктура этого самого рынка, а действующий контракт на поставку этого самого товара уже есть. То есть товар еще в России, а в случае с нефтью, он может быть еще даже и не добыт, а его уже дважды, а то и трижды перепродали. Что, собственно, обычно и происходит.

К слову, количество контрагентов, с которыми АО "ФортеИнвест" имеет торговые контракты, - около 400. И претензии у контролирующих органов возникли только к одному из таких контрактов на поставку. Причем на весьма скромные, по меркам холдинга, как количества проданных нефтепродуктов, так и их общую стоимость. 130 тысяч тонн нефтепродуктов - это меньше 0,8 процента от общего объема ежегодной переработки в 17 миллионов тонн тремя нефтеперерабатывающими предприятиями холдинга "ФортеИнвест". А в пересчете на два года (2017-2018) цифра становится просто смешной до абсурда! Особенно на фоне ежегодной выручки "ФортеИнвеста", которая достигает 400 миллиардов рублей.

Но даже такого мизерного объема якобы "токсичной" поставки в 130 тысяч тонн, а в 2017 году из России на экспорт было отправлено 148,4 миллиона тонн нефтепродуктов, хватило, чтобы перепугать весь рынок.

Есть еще один аспект, почему все так переполошились. Группа "САФМАР", в которую входит и холдинг "ФортеИнвест", является одним из крупнейших игроков не только на нефтяном рынке, но и вообще в российской экономике. Даже простое перечисление компаний и активов Михаила Гуцериева занимает не одну страницу. И большинство из них - это бюджетообразующие предприятия для многих регионов страны. Только ежегодные налоговые отчисления "САФМАР" в бюджеты различных уровней составляют не менее 200 миллиардов рублей. Поэтому столь масштабные обыски, связанные с неким возможным и нигде не зафиксированным нарушением только лишь в одной из корпораций холдинга, рынок оценил как "черную метку" для всего бизнес-сообщества.

Ни для кого не секрет, что с 1 июня 2019 года Россия ввела эмбарго на поставку на Украину российской нефти и нефтепродуктов. Под запрет также попали каменный уголь, окатыши, бурый уголь, кокс, ретортный уголь и другие виды топлива. Пропан, бутан и другие сжиженные газы могут поставляться на Украину только по специальному разрешению Министерства экономического развития РФ и в ограниченном количестве. Разумеется, что это постановление правительства не имеет никакого отношения к коллизии вокруг якобы "контрабандных поставок" топлива на Украину в 2017-2018 годах, но российским экспортерам этих товаров на всякий случай нужно подготовиться - вдруг у таможенников задним числом опять широко откроются глаза на подписанные ими самими документы?

Хочется верить, что следователь по этому уголовному делу - фактически под конец 2019 года его передали дальше по инстанции старшему следователю по особо важным делам следственной части СУ УТ МВД России по Центральному федеральному округу - разберется в нагромождении странных "доказательств" вины в отношении не­установленных лиц. Тем более что опасность такого прецедента для российской экономики совершенно очевидна. Подорвать реноме добросовестного поставщика может любая нелепость или глупая ошибка, расплачиваться за которую потом придется очень долго и дорого. Технологическая авария на нефтепроводе "Дружба" тому яркий пример.

ТОМСКГАЗПРОМ ПЕРЕЧИСЛИЛ В ФЕДЕРАЛЬНЫЙ БЮДЖЕТ СВЫШЕ 84 МЛН РУБЛЕЙ

Штраф был начислен акционерному обществу за нарушение антимонопольного законодательства

Напомним, в 2017 году ФАС России выдала предупреждение ОАО «Томскгазпром» в связи с наличием в его действиях признаков нарушения Закона о защите конкуренции1. Общество не исполнило предупреждение, в связи с чем антимонопольный орган возбудил дело о нарушении антимонопольного законодательства2.

В ходе рассмотрения дела Комиссия ФАС России пришла к выводу, что ОАО «Томскгазпром», занимая доминирующее положение на оптовых рынках СУГ, при заключении очередного договора поставки не учитывало предложения ряда других участников рынков, что привело к ущемлению прав хозяйствующих субъектов в сфере предпринимательской деятельности и ограничению конкуренции на рынке СУГ3.

ФАС России выдала ОАО «Томскгазпром» предписание, предусматривающее прекращение нарушений антимонопольного законодательства, заключение договоров с контрагентами, внедрение торговой практики по реализации СУГ на внутреннем рынке, реализацию СУГ на биржевых торгах в установленных объемах4.

При рассмотрении дела об административном правонарушении ФАС России установила обстоятельства, отягчающие административную ответственность, а именно – совершение длящегося административного правонарушения5 и продолжение противоправного поведения, несмотря на требование уполномоченных на то лиц прекратить его.

Обществу был назначен штраф в размере 84 564 995, 36 рублей, который оно оплатило в январе 2020 года в полном объеме.

«В настоящее время ФАС России осуществляет контроль за ходом исполнения предписания, в том числе по внедрению обществом торговой практики, а также по выводу общества на биржевые торги СУГ», - отметил начальник Управления регулирования топливно-энергетического комплекса и химической промышленности ФАС России Дмитрий Махонин.

1 Пунктов 5 и 8 части 1 статьи 10 Федерального закона от 26.07.2006 № 135-ФЗ «О защите конкуренции».

2 ОАО «Томскгазпром» являясь собственником завода по производству СУГ в Томской области, а именно - смеси пропана и бутана технических (далее - СПБТ), входит в состав производственной цепочки ПАО «Газпром» и как часть вертикально-интегрированного хозяйствующего субъекта занимает доминирующее положение на оптовом рынке СУГ, в том числе на рынке реализации СПБТ. Таким образом, на ОАО «Томскгазпром», как на хозяйствующего субъекта, занимающего доминирующее положение на рынке, распространяются требования и запреты, предусмотренные статьей 10 Закона о защите конкуренции.

3 Ответственность за данное нарушение предусмотрена частью 2 статьи 14.31 КоАП.

4 Приказ ФАС России N 3/15, Минэнерго России № 3 от 12.01.2015 (ред. от 16.01.2018) «Об утверждении минимальной величины продаваемых на бирже нефтепродуктов, а также отдельных категорий товаров, выработанных из нефти и газа, и требований к биржевым торгам, в ходе которых заключаются сделки с нефтепродуктами, а также с отдельными категориями товаров, выработанных из нефти и газа, хозяйствующим субъектом, занимающим доминирующее положение на соответствующих товарных рынках, и признании утратившим силу приказа ФАС России и Минэнерго России от 30.04.2013 № 313/13/225».

5 Продолжительность которого превышает один год.

Иранский нефтехимический комплекс "Парс" к концу года побьет рекорд производства

Нефтехимический комплекс "Парс" объявил, что к концу текущего 1398 иранского календарного года он побьет рекорд производства [до 20 марта 2020].

По данным Национальной нефтехимической компании (NPC), производительность завода за первые 9 месяцев этого года выросла на 8,5% в годовом исчислении, сообщает Shana.

Согласно заявлению, рост составил 8% на этановой установке, 9% на пропановой установке и 11,8% на бутановой установке комплекса.

Производство бензола на заводе выросло на 33,9%, а производство стирольного мономера увеличилось на 33,1%.

Еще в 2016 году производственная мощность завода составляла 4,006 млн. тонн в год, и как ожидается, она достигнет 4,15 млн. тонн к марту 2020 года, что станет новым рекордом производительности завода.

Внутренние продажи бутана выросли на 64 процента по сравнению с аналогичным периодом прошлого года, а продажи толуола и бензола выросли на 14 процентов. В целом продажи продукции завода на внутреннем рынке увеличились на 11,5%.

Нефтехимическая компания также сообщила о резком увеличении своего экспорта. Несмотря на ужесточение санкций, экспорт за первые 9 месяцев года значительно вырос в пересчете на твердую валюту и объем по сравнению с аналогичным периодом прошлого года.

НПЗ в сирийском Хомсе возобновил работу

НПЗ в Хомсе (Сирия) вновь заработал после ремонта, в ходе которого были устранены последствия атаки террористов около недели назад. На текущий момент НПЗ производит 600 тонн бензина в сутки дополнительно к производству бутана, уточняет Федеральное агентство новостей (ФАН).

С результатами ремонта на НПЗ ознакомился министр нефти Сирии Али Ганем, он высоко оценил профессионализм ремонтников. Сообщается, что сейчас все подразделения НПЗ работают в нормальном режиме.

Террористическая атака на НПЗ в 50 км от города Хомс (юге центрального региона в Аль-Фарклюсе) совершена неделю назад, также атаке подверглась станция «Ар-Райян». Вызванный атакой пожар вывел из строя оборудование завода, который считают одним из крупнейших в Сирии. Ответственность за нападение взяла на себя ИГИЛ.

Как сэкономить на грузоперевозках? Универсальный рецепт от компании Scania

О снижении стоимости владения рассказывает менеджер департамента продаж грузовых автомобилей «Скания-Русь» Дмитрий Миклашевич

Что волнует грузоперевозчиков, учитывая цены на топливо и регулярные ужесточения для этой сферы бизнеса? Разумеется, снижение стоимости владения. А есть ли универсальный «ключ» для снижения расходов, который подошел бы всем перевозчикам? Об этом мы и поговорим с Дмитрием Миклашевичем — менеджером департамента продаж грузовых автомобилей ООО «Скания-Русь».

Итак, есть ли какой-то уникальный универсальный рецепт для этого?

Дмитрий Миклашевич: Конечно, такой «ключ» есть. И в компании Scania мы его успешно применяем. Структура затрат любой транспортной компании представляет собой так называемый пирог, который состоит из затрат на топливо, обслуживающий персонал, в данном случае водителей, техобслуживание, резину, администрирование и прочее. Топливо занимает самую большую часть. С этим мы и предлагаем работать.

Если речь идет о топливе, то в первую очередь важно правильно подобрать спецификацию автомобиля. Как мы это делаем? У Scania есть уникальная система Fleet Management System, сокращенно FMS, и так называемый блок-коммуникатор С-300, который ставится на все машины с 2013 года. С его помощью мы собираем обезличенные данные обо всех автомобилях Scania: как они движутся по дорогам и по каким маршрутам, какой у них расход топлива, сколько они работают на холостом ходу. Все эти данные позволяют в дальнейшем подобрать самую подходящую спецификацию для клиентов. Мы загружаем информацию в специальную программу, и она подсказывает, какую комплектацию автомобиля лучше использовать под бизнес-задачи клиента, как оптимизировать силовую линию автомобиля, правильно выбрать кабину, резину для колес. У разных видов техники (тягачей, самосвалов) спецификации будут абсолютно разные.

То есть вы смотрите на клиентов, которые у вас уже есть, на базу, которая содержит данные о тягачах или самосвалах, и говорите им: «Вам эта машина не подходит»?

Дмитрий Миклашевич: Мы просто работаем со спецификацией. Предлагаем, что можно улучшить при выборе нового автомобиля. Если это клиент, у которого уже есть техника Scania, берем номер шасси его машины, загружаем в систему FMS и смотрим, как эксплуатируется автомобиль. Затем на основе полученных данных наши менеджеры предлагают клиенту самое лучшее решение, то есть наиболее подходящие под его задачи двигатель, кабину, коробку передач. Сейчас технологии стремительно развиваются, возможности техники расширяются. К примеру, на рынке уже появился новый двигатель с топливной системой XPI — это топливная система высокого давления. В прошлом использовалась топливная система PDE с обычными насос-форсунками. И даже просто сравнивая два мотора с этими системами, можно увидеть, что новый экономичнее на 1-2 литра в движении, чем предыдущий.

А если рассмотреть, как машина ведет себя на трассе? Вы говорили про холостой ход, про торможение. Наверное, речь еще может идти и об ускорении. Важна же не только сама автомобильная техника, но и водитель, как он справляется с управлением. Здесь какие-то у вас есть рекомендации?

Дмитрий Миклашевич: Конечно, какая бы ни была машина, как бы мы правильно ее ни укомплектовали, только обученный водитель может эксплуатировать автомобиль максимально эффективно и экономично, что в конечном итоге будет положительно отражаться на снижении затрат транспортной компании. А для того чтобы водители правильно эксплуатировали технику, с ними работают инструкторы школы водительского мастерства Scania.

А можно подробнее про эту школу? Какие навыки может получить водитель — например, как вести себя, если фуру занесло…

Дмитрий Миклашевич: Перед инструкторами школы водительского мастерства не стоит задача научить водителя управлять автомобилем, потому что водительский персонал транспортных компаний имеет достаточно знаний для эксплуатации техники. Наша задача — в теории и на практике показать, как управлять автомобилем максимально эффективно, с выгодой для компании. Если транспортное предприятие меняет марку грузовой техники, инструкторы рассказывают, как эффективно эксплуатировать именно машину Scania, потому что водитель, может быть, ни разу не сидел за рулем такого автомобиля. Водителям транспортной компании, у которой Scania уже есть, рассказывают о новых модификациях и нюансах эксплуатации именно того автомобиля, на котором они работают. Потому что предыдущее поколение грузовиков Scania и новое кардинально отличаются друг от друга. Мы внедряем много полезных функций. Например, систему, которая позволяет автомобилям Scania двигаться, учитывая холмистость, правильно проходить подъемы и, соответственно, экономить топливо. Не так давно мы внедрили адаптивный круиз-контроль, который помогает водителю не только меньше уставать, но и избегать аварийных ситуаций. Засмотрелся — машина за тебя притормозила.

Вообще, это очень полезная система, на легковых автомобилях она давно применяется. И очень помогает, когда на дальние расстояние двигаешься. Вы делаете упор на новичков? Ведь опытный дальнобойщик, наверное, и не пойдет в школу, скажет: «Я все умею лучше вас». А молодые? Сейчас достаточно много молодых водителей, для них есть какие-то специальные курсы?

Дмитрий Миклашевич: Наши курсы рассчитаны на водителей с абсолютно разным опытом, и они оказываются полезны всем. Кстати, бывалые дальнобойщики зачастую самые проблемные, потому что считают: «Я ездил, я умею, чему вы меня учите?» У нас есть несколько программ, базовая — это «Эффективное управление транспортным средством», где даются основы экономичного и безопасного вождения автомобиля Scania. Есть и другие программы.

Мы делали анализ результатов обучения, и даже тот водитель, который утверждал: «Я все умею», — пройдя буквально однодневный курс, достигал от 5 до 14% экономии топлива на своем маршруте. Эти данные официально подтверждены. Если обратиться к статистике транспортных компаний, то вот показательный пример: на предприятии, где работает 71 водитель, до обучения средний расход топлива составлял 28,5-28,7 литра на 100 километров, а после обучения снизился до 26,5 литра.

Это очень хорошие результаты. Но, как я понимаю, вы держите показатели водителей под контролем? Поскольку водитель-старожил может пройти обучение, а потом сесть в грузовик и опять сказать: «Я все знаю лучше всех, зачем меня учили?»

Дмитрий Миклашевич: Да, показатели всех водителей отслеживаются. Школа водительского мастерства Scania не ограничивается только тем, чтобы научить один раз. Для закрепления новых полезных навыков есть коучинг, когда инструкторы работают с каждым водителем индивидуально, наблюдают и помогают устранить недочеты. Через систему FMS инструкторы, а также руководители транспортных предприятий могут увидеть, как каждый водитель ежедневно эксплуатирует машину. Система выставляет ему оценки, практически как в школе: A, B, C, D. Причем сравнивает водителей не только в одной транспортной компании, но и по всему региону, где это предприятие работает. Например, в вашей компании есть водитель, который хорошо ездит, у него достаточно экономный расход топлива, он получает оценку А. Но у других водителей в регионе такая же транспортная задача, такой же маршрут, и среди них он уже может оказаться середнячком. Для транспортной компании это повод задуматься и найти ту точку улучшения, где можно сэкономить еще.

Давайте вернемся к топливу, потому как порядка 40% расходов на каждый грузовик уходит у компании именно на оплату топлива. Вопрос экономичности и, главное, цены. А как вы смотрите на машины на газе?

Дмитрий Миклашевич: Сейчас это одно из инновационных решений в грузоперевозках. Переход с дизельного топлива на газ — это реальная возможность сэкономить 40-50% расходов на топливо. И поэтому транспортным компаниям, особенно тем, которые эксплуатируют автомобили на длительных маршрутах, где требуется много топлива, газ делает экономику перевозок гораздо более привлекательной. У нас есть много клиентов, которые уже освоили технику на метане. Кстати, в декабре этого года на дорогах России появился пятисотый грузовик Scania на газомоторном топливе.

А вы газобаллонное оборудование устанавливаете здесь, в России, в дилерских центрах или это машины с завода в Швеции?

Дмитрий Миклашевич: Все машины с газомоторными двигателями приходят с завода. То есть там они собраны, а здесь проходят сертификацию, после чего можно их безопасно выпускать на дороги.

Вопрос по поводу безопасности. Многие по-прежнему считают, что газовый баллон — это страшно. Пора развеять миф.

Дмитрий Миклашевич: Действительно, были такие опасения. Но газа бояться не стоит. Завод Scania в Швеции совместно с производителем баллонов проводят многочисленные испытания. Есть видео, как эти баллоны мнут, поджигают, бьют, бросают, пытаются разрезать, но это сделать невозможно. Даже если предположить, что случится утечка газа, то здесь тоже нет риска, так как он быстро испаряется. Тем более мы говорим не о пропан-бутане, а о метане — это более безопасный газ, и перевозчики, которые эксплуатируют машины Scania на газомоторном топливе, уже убедились в его преимуществах. Они существенно экономят. Приведу пример: компания — 11 седельных газовых тягачей G340 с колесной формулой 4х2, работающих в Ульяновской и Самарской областях. Общий средний годовой пробег этих тягачей — 260 тысяч километров, работают без остановок. Средний расход топлива — 45 кубических метра на 100 километров. Только за счет более дешевого, чем дизельное, газового топлива эта компания экономит около 25 млн рублей в год, имея разницу по топливу в 8,81 рубля с каждого километра пробега в пользу газового автомобиля.

Однако пока, к сожалению, внедрение газомоторной техники сдерживает то, что заправок мало. Но они появляются. И не только в Центральной части, где это направление развивается более активно, но и в других регионах — на Урале, на Дальнем Востоке. Например, в Свердловской области дилеры Scania второй год подряд реализуют больше газовых машин, а не дизельных.

У нас, к сожалению, считают, что сначала должен появиться спрос, как на электромобили, и только потом надо строить инфраструктуру, а обычно делается наоборот. Вы, кстати, ведете переговоры с правительством, консультируетесь по поводу развития этого сегмента?

Дмитрий Миклашевич: Мы постоянно находимся в диалоге с представителями органов власти. Информируем о том, что развиваем технику на газомоторном топливе, что нужны заправки. Мы также ведем переговоры о необходимости снижения эксплуатационных расходов, в частности транспортного налога.

А есть какой-то профиль компании, которой наиболее выгодно использовать газомоторные машины? Или это не имеет значения? Какие есть ограничения?

Дмитрий Миклашевич: Наиболее эффективно использовать газ тем, у кого большие пробеги. Это компании, которые занимаются грузоперевозками на дальние расстояния. В этом случае экономия затрат особенно заметна. Также газ очень перспективен в сфере ЖКХ — например, когда машины эксплуатируются в городах с плотной застройкой, где остро стоит вопрос снижения уровня CO2. Scania предлагает инновационные решения в этой области. Благодаря переходу на газомоторную технику Scania в России выбросы CO2 в атмосферу за восемь месяцев 2019 года снизились на 3 тысячи тонн по сравнению с аналогичными автомобилями на дизельном топливе.

Смотрите, мы обозначили практически все главные вопросы, которые могут влиять на снижение стоимости владения грузовой техникой, — топливо, водители, спецификации машин, поговорили про газовое топливо, что, безусловно, тренд. Есть ли еще какие-то инструменты, может быть, менее эффективные, а может, по эффективности схожие с тем, о чем мы говорили, для грузоперевозчиков?

Дмитрий Миклашевич: Есть очень важная статья затрат в бизнесе транспортной компании — это техническое обслуживание автомобиля. Вы наверняка следите за состоянием своей легковой машины. Коммерческий транспорт эксплуатируется в гораздо более напряженном режиме, и важно поддерживать его в хорошем техническом состоянии, тогда он сможет показывать наибольшую эффективность, работать на линии максимальное количество времени. И можно сэкономить за счет продуманного ТО. Для этого Scania разработала специальную программу гибкого техобслуживания — Scania FLEX. Она позволяет обслуживать машину именно в том объеме, в каком это необходимо. Именно в то время, когда необходимо сделать ТО. Как было в прошлом? Брали за основу среднестатистический автомобиль и выбирали межсервисный интервал, исходя из данных о его эксплуатации в течение года. В результате одна машина оказывалась недообслужена, вторая — переобслужена.

Сейчас подход поменялся, все тот же коммуникатор С-300 снимает данные с каждой машины — около 17 параметров. Система Scania FMS отслеживает, в частности, холостой ход, среднюю скорость, температуру окружающего воздуха, и, соединяя эти параметры воедино, может точно определить межсервисный интервал, оптимальный для каждого конкретного грузовика.

При этом график ТО напрямую зависит от того, как водитель ведет машину. Если он управляет правильно, экономично и эффективно, значит, межсервисный интервал будет больше. А если ведет машину небрежно, перегружает, то интервал сокращается, о чем система FMS сообщит водителю и менеджеру.

Также в Scania есть специальная система сервисных контрактов, которая позволяет сэкономить на ТО и ремонте. Официальный дилер совместно с клиентом составляют подходящий график техобслуживания и определяют оптимальный график платежей, чтобы точно спрогнозировать затраты клиента. То есть никаких дополнительных инвестиций, непредвиденных расходов, и техника постоянно в исправном состоянии. Определенный ежемесячный платеж позволит клиенту поддерживать состояние машины на должном уровне.

При этом обслуживать технику можно на любой станции обширной дилерской сети Scania, которая охватывает все регионы России, даже самые отдаленные.

Вы перечислили много аспектов, давайте подытожим, что вы советуете грузоперевозчикам для максимального снижения стоимости владения грузовой техникой.

Дмитрий Миклашевич: В первую очередь — правильно выбирать спецификацию грузового автомобиля, чтобы она соответствовала транспортной задаче. Второе — обучать водителей эффективному эксплуатированию техники. А также использовать выгодные комплексные решения для технического обслуживания и ремонта автомобиля.

Россия. Швеция > Транспорт. Приватизация, инвестиции. Авиапром, автопром > bfm.ru, 27 декабря 2019 > № 3244687 Дмитрий Миклашевич

Чтобы получить льготы на СУГ, надо расширяться

Проект расширения нефтехимического комплекса «Запсибнефтехим» готовит СИБУР, чтобы получить обратный акциз на сырье, сообщает «Коммерсант», ссылаясь на источники, знакомые с планами компании.

По словам главы налогового департамента Минфина РФ Алексея Сазанова, СИБУРу будет необходимо заключить инвестиционное соглашение с Минэнерго РФ и вложить в модернизацию комплекса 65 млрд рублей. В этом случае компания сможет получить обратный акциз на весь объем СУГ, направляемый на пиролиз.

Компания в результате принципиально одобренных правительством мер поддержки газохимии может получить по этому проекту до 20 млрд рублей в год в виде обратного акциза на сырье — этан и сжиженный углеводородный газ, уточняет «Коммерсант».

В свою очередь, в СИБУРе сообщили, что компания учтет изменения в регулировании при реализации своей инвестиционной деятельности. Более того, решение о дополнительных вложениях будет принято исходя из сроков начала действия обратного акциза на СУГ модернизированных мощностей.

«Запсибнефтехим», отмечает ТАСС, — крупнейший проект СИБУРа, строительство которого завершилось в мае 2019 года. После выхода на проектную мощность он станет крупнейшим современным нефтехимическим комплексом в России. Проект предполагает строительство установки пиролиза мощностью 1,5 млн тонн этилена, около 500 тыс. тонн пропилена и 100 тыс. тонн бутан-бутиленовой фракции в год, а также установок по производству различных марок полиэтилена (1,5 млн тонн) и полипропилена (500 тыс. тонн).

На 13% увеличивает импорт СУГ Украина

На 170 тыс. тонн увеличился импорт сжиженного углеводородного газа (СУГ) на украинский рынок за 11 месяцев 2019 года, сообщает агентство Argus, ссылаясь на данные таможенной статистики. Суммарно за 2019 год на Украину было отгружено 1,47 млн тонн СУГ. Рост поставок трейдеры объясняют повышением потребления автогаза, стоимость которого более привлекательна относительно других видов топлива.

Нефтехимический комплекс «Карпатнефтехим» увеличил закупки бутана за рассматриваемый период на 6,6 тыс. тонн — до 101,1 тыс. тонн. Примечательно, что в ноябре поставки СУГ на украинский рынок снизились на 18,5 тыс. тонн — до 137,2 тыс. тонн вследствие падения спроса на автогаз. При этом «Карпатнефтехим» увеличил потребление газового сырья до 10,5 тыс. тонн.

По оценкам трейдеров, по итогам 2019 года объем импорта СУГ на Украину достигнет 1,57-1,6 млн тонн — на 13% больше, чем в 2018 году, отмечает rupec.ru.

«Газпром переработка Благовещенск» и Казанский техуниверситет заключили соглашение о подготовке кадров для Амурского ГПЗ

Соглашение заключено сроком на шесть лет и предусматривает подготовку студентов КНИТУ по специальностям, востребованным на Амурском ГПЗ.

Сегодня в Москве в рамках VI выставки «ВУЗПРОМЭКСПО-2019» генеральный директор «Газпром переработка Благовещенск» Юрий Лебедев и ректор Казанского национального исследовательского технологического университета (КНИТУ) Сергей Юшко подписали соглашение об обеспечении трудовыми ресурсами Амурского газоперерабатывающего завода (ГПЗ).

«Наши специалисты будут участвовать в разработке образовательных программ, в государственной итоговой аттестации студентов, – пояснил генеральный директор ООО «Газпром переработка Благовещенск» Юрий Лебедев. – Мы готовы принимать студентов на практику, а также трудоустраивать лучших выпускников на Амурском ГПЗ».

Кроме того, сотрудники Амурского ГПЗ планируют принимать участие в научных и научно-практических конференциях, организованных КНИТУ.

«Сотрудничество с ведущими предприятиями отрасли, участие в образовательных и научно-исследовательских проектах — это область взаимовыгодных интересов, – заявил ректор КНИТУ Сергей Юшко. – Уверен, что Амурский ГПЗ, как один из крупнейших газоперерабатывающих заводов в мире, станет работодателем для наших лучших выпускников».

С начала 2019 года компания «Газпром переработка Благовещенск» ведет набор персонала на основное производство Амурского ГПЗ для участия в пусконаладочных работах. После выхода завода на проектную мощность на производстве будет работать порядка 2500 сотрудников.

Справка: ООО «Газпром переработка Благовещенск» (входит в Группу «Газпром») – инвестор, заказчик и эксплуатирующая организация проекта строительства Амурского ГПЗ. Амурский ГПЗ станет одним из крупнейших в мире предприятий по переработке природного газа. Его проектная мощность составит 42 млрд куб. м газа в год. Завод будет состоять из шести технологических линий, ввод в эксплуатацию первых двух запланирован в 2021 году. Товарной продукцией ГПЗ, помимо очищенной метановой фракции, будут этан, пропан, бутан, пентан-гексановая фракция и гелий.

Экспорт нефтехимической продукции из Ирана растет несмотря на санкции

Несмотря на то, что Исламская Республика Иран испытывает самые жесткие нефтяные санкции, экспорт нефтехимической продукции с газового месторождения Южный Парс показал 39-процентный рост в иранском месяце Абан (с 21 октября по 22 ноября).

Несмотря на санкции США, введенные против Исламской Республики Иран, экспорт не нефтяных продуктов через таможню Особой экономической энергетической зоны "Парс" находится на стадии роста, и таким образом было экспортировано не нефтяных продуктов на сумму более 500 миллионов долларов США в иранском месяце Абан (21 октября - 22 ноября), демонстрируя рост на 39 и пять процентов по весу и стоимости,, соответственно, сообщает Mehr News.

Хотя против Исламской Республики Иран было введено множество ограничений в области судоходства, страхования судов и нефтяных танкеров, все эти случаи не смогли предотвратить рост не нефтяного экспорта, особенно продуктов нефтехимии.

Генеральный директор ОЭЭЗ "Парс" Ахмед Пурхейдар в интервью IRNA рассказал, что был осуществлен экспорт 1 626 458 тонн продукции из этой зоны за тот же период и добавил: «Эти экспортные продукты включают метанол, пропан, бутан, легкий и тяжелый полиэтилен, аммиак, серу, стирол, сырую нефть, так далее".

Он оценил стоимость этой продукции, экспортируемой из страны в указанный период, в более чем 574 665 754 долларов США.

Эти продукты были экспортированы в другие страны, включая Китайскую Народную Республику, Объединенные Арабские Эмираты (ОАЭ), Южную Корею, Индию, Гонконг, Индонезию, Турцию, Египет, Кувейт и т. д.

Река по имени Силасибири

Из России в Китай устремилась новая река

Текст: Айсель Герейханова (Сочи) , Сергей Тихонов

Лидеры России и Китая Владимир Путин и Си Цзиньпин приняли участие в запуске газопровода "Сила Сибири". Это крупнейший инвестиционный проект в мировой газовой отрасли. Специально для этого события между двумя странами был организован телемост, связавший Сочи, Пекин и компрессорные станции в России и Китае. Команду запустить газопровод отдал глава "Газпрома" Алексей Миллер после получения соответствующего разрешения от президента России.

Пока в Европе рассуждали о диверсификации поставок энергоресурсов, чтобы не зависеть от газа и нефти из России, отечественное "голубое топливо" пошло на восток. Теперь российский экспорт трубопроводного газа не будет зависеть от переменчивого политического климата в странах ЕС, находящихся под давлением США. И это только одна сторона медали. Поставки в Китай традиционно экономически более выгодны экспорта в западном направлении. И хотя важность европейского рынка для российского газа едва ли можно оспаривать, в последние годы он практически не растет, в отличие от рынка Китая. "Сила Сибири" выводит энергетическое взаимодействие РФ и Китая на новый уровень и приближает страны к достижению цели выйти к 2024 году на уровень товарооборота в 200 млрд долларов, - заявил Путин. - Контракт, подписанный нашими странами в 2014 году, стал крупнейшим соглашением в истории отечественной газовой отрасли. За 30 лет по газопроводу "Сила Сибири" в Китай будет поставлено свыше триллиона кубических метров газа".

Напомним, что договор о поставках российского газа в Китай по восточному маршруту "Газпром" и Китайская национальная нефтегазовая корпорация подписали в мае 2014 года сроком на 30 лет.

По словам Путина, с заключением этого контракта на Востоке России стартовал беспрецедентный по своему масштабу высокотехнологичный проект.

"В тяжелых климатических условиях в Якутии с нуля создан новый центр газодобычи, осваивается уникальное по своему размеру и запасам Чаяндинское месторождение, развернуто строительство трубопроводной магистрали: по завершении проекта ее протяженность по территории РФ составит около трех тысяч километров", - рассказал Владимир Путин.

По его словам, для России этот проект важен еще и потому, что газ по трубопроводу пойдет не только на экспорт, но и на Амурский газоперерабатывающий завод, который станет одним из самых мощных в мире.

На Амурский газоперерабатывающий завод будет поступать многокомпонентный газ Якутского и Иркутского центров газодобычи, которые "Газпром" создает в рамках Восточной газовой программы. Переработанный газ будет поставляться в Китай. Строительство Амурского ГПЗ началось в октябре 2015 года. Поэтапный ввод в эксплуатацию технологических линий ГПЗ будет синхронизирован с развитием добычных мощностей "Газпрома" в Якутии и Иркутской области. На заводе планируется производить до 60 млн кубометров гелия, около 2,5 млн тонн этана, около 1 млн тонн пропана, около 0,5 млн тонн бутана и около 200 тыс. тонн в год пентан-гексановой фракци

В свою очередь председатель КНР Си Цзиньпин отметил, что стратегическое взаимодействие Москвы и Пекина вступило в новую эпоху. Он призвал обеспечить безопасность, надежность и экологичность при эксплуатации "Силы Сибири". "Ввод в эксплуатацию газопровода является важным промежуточным результатом и началом нового этапа нашего взаимодействия", - отметил Си Цзиньпин. Китайский лидер подчеркнул, что этот проект служит образцом глубокой интеграции и взаимовыгодного сотрудничества двух стран.

Какое значение "Сила Сибири" имеет для Китая

Для Китая запуск "Силы Сибири" также будет иметь большое значение в плане экологической безопасности. Пекин всеми силами старается перейти с угля, который до сих пор доминирует в их генерации, на более чистые виды энергоресурсов, и поставки российского газа позволят сократить выбросы углекислого газа в атмосферу.

Ранее в "Газпроме" сообщили, что планируют через "Силу Сибири" в 2020 году поставить в Китай минимум пять миллиардов кубометров газа, в 2021 году - 10 миллиардов, в 2022 году - 15. Максимальная мощность, на которую должен выйти газопровод, - 38 миллиардов кубометров газа в год. Достигнуть таких объемов загрузки в компании рассчитывают в 2025 году.

"Запуск трубопровода позволяет увеличить поставки газа в Китай и составить конкуренцию СПГ из Австралии, а также трубопроводу из Туркменистана", - подчеркнул партнер и руководитель департамента "Россия и СНГ" компании "Делойт" в Китае Александр Крылов.

Предусмотрено также дальнейшее расширение мощностей трубопровода до 60 млрд кубометров в год.

Китай в прошлом году потребил около 280 млрд кубометров природного газа и, по прогнозам на этот год, должен преодолеть отметку в 300 млрд кубометров. Сжиженный газ, который активно закупают в Китае, поставляется в основном в прибрежные районы юго-востока, а "Сила Сибири" будет доставлять газ на север Китая и в район Пекина. При этом трубопроводный газ из России, несомненно, будет выигрывать в цене по сравнению с СПГ.

"Вначале доля российского газа на китайском рынке будет небольшая. Проект "Сила Сибири" должен выйти на контрактные объемы в течение 5 лет, - пояснил замглавы Фонда национальной энергетической безопасности Алексей Гривач. - В зависимости от темпов роста рынка Китая доля может составить 8-10%. Кроме того, нельзя исключать, что Китай запросит расширение контракта. С точки зрения ресурсной базы и инфраструктуры объемы поставок по "Силе Сибири" могут быть увеличены на 20%".

Что "Сила Сибири" даст восточным регионам России

"Сила Сибири" - это еще и развитие инфраструктуры, налоги в местные бюджеты, рабочие места по обслуживанию добычных промыслов и газопроводов, - подчеркивает Гривач. - В Амурской области строится большой газоперерабатывающий завод на 3000 постоянных рабочих мест. И вскоре должно быть принято инвестиционное решение по газохимическому комплексу".

Проектная мощность Амурского газохимического комплекса должна составить 1,5 млн тонн этилена в год с дальнейшей переработкой в полиэтилен востребованных на российском и мировом рынке марок. Причем основным сырьем будет выступать этановая фракция с Амурского газоперерабатывающего завода.

Сотрудничество с Китаем в газовой сфере окажет влияние и на освоение месторождений в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке. Спрос, как известно, рождает предложение, и растущий экспорт газа в Китай может стать серьезным драйвером развития этих регионов России.

Протяженность газопровода - около трех тысяч километров. Ресурсной базой "Силы Сибири" станет газ Чаяндинского месторождения в Якутии, а с 2022 года - еще и Ковыктинского месторождения в Иркутской области. Совокупный объем добычи с этих месторождений составит около 60 млрд кубометров в год, что позволит полностью загрузить газопровод - выполнить экспортные обязательства перед Китаем и удовлетворить потребности потребителей внутри страны.

Последнее особенно важно, поскольку по темпам газификации Восточная Сибирь и Дальний Восток самые отстающие регионы. Наибольшее влияние старт "Силы Сибири" должен оказать на газификацию областей, через которые он проходит. "Газификация в первую очередь затронет Амурскую область, где он уже реализуется, - пояснил Гривач. - Готовится к вводу газопровод к космодрому Восточный, и завершено проектирование системы газоснабжения в городе Свободный. Но также есть перспективы и в Иркутской области, и в Якутии".

Церемония ввода в эксплуатацию газопровода "Сила Сибири" прошла в режиме телемоста. "В настоящее время газопровод "Сила Сибири" заполнен газом и находится под давлением. "Газпром" готов к началу поставок газа в Китайскую Народную Республику", - доложил председатель правления "Газпрома" Алексей Миллер с компрессорной станции "Атаманская".

Какие новые проекты по поставкам газа обсуждают Россия и Китай

Обсуждаются и новые маршруты, в том числе из Западной Сибири и с Дальнего Востока. На прошедшем в этом году Петербургском международном экономическом форуме Алексей Миллер подтвердил, что с китайскими партнерами уже обсуждаются в том числе "возможные поставки с Дальнего Востока РФ".

Свою актуальность сохраняет проект "Сила Сибири-2", предусматривающий поставки газа в Китай с месторождений Западной Сибири. Запланированная мощность газопровода - 30 млрд кубометров. Пока проект находится в стадии согласования с китайской стороной.

Прочитано в...

Bloomberg

"3000-километровый газопровод, который стал символом поворота президента РФ Владимира Путина к быстрорастущим экономикам Азии на фоне ухудшения отношений с Западом, начинает транспортировку газа из огромных запасов России в ее восточных регионах до границы. Затем он соединится с сетью Китая, чтобы поставлять топливо до восточного побережья и удовлетворить огромные и растущие потребности страны в энергии. В КНР России придется конкурировать с такими производителями, как Катар и Австралия, поставляющими СПГ по морю. Уже сейчас Россия и Китай говорят о второй нитке, известной как "Сила Сибири-2", которая пройдет по узкому перешейку российско-китайской границы между Монголией и Казахстаном".

The Wall Street Journal

"Запуск "Силы Сибири" - это подвиг энергетической инфраструктуры и политической инженерии, самый значительный энергетический проект России после распада Советского Союза, физическая связь, укрепляющая новую эру сотрудничества между двумя мировыми державами, которые по отдельности бросили вызов США. Пекин и Москва после многих лет соперничества и взаимных подозрений расширяют экономическое и стратегическое партнерство, влияющее на мировую политику, торговые и энергетические рынки".

Asia Times

"Сила Сибири" является первым из трех амбициозных проектов, призванных укрепить роль Москвы в качестве главного экспортера газа (речь идет также о "Турецком потоке" и "Северном потоке-2". - Прим. "РГ"). Россия не только создает новые источники дохода, но и хеджирует свои ставки и стратегически укрепляет свою позицию, считает аналитик по энергетике Эндрю Хилл. По его словам, эти три проекта являются признаком того, что российская газовая промышленность - "стержень мировой газовой отрасли" - становится все более зрелой".

Bfmtv

"Пекин и стал стратегическим партнером Москвы, однако Россия все еще в значительной степени ориентирована на европейские рынки. Москва не отказывается от старых клиентов: две новые трубы, одна в Германию, а другая в Турцию, будут запущены в ближайшее время".

Подготовил Юрий Когалов

На иранском острове Харг увеличат объемы сбора попутных газов

Генеральный директор нефтехимического завода на острове Харг заявил, что компания должна начать проект по сбору попутных газов на острове Харг к следующей неделе.

В среду Голямреза Амиршаги заявил, что компания включает в себя установку по производству сжиженного природного газа и метанола и поставляет такие товары, как метанол, пропан, бутан, нафта и сера, сообщает Shana.

Он сказал, что попутный газ, добытый во время операций по добыче нефти на острове, используется в качестве сырья на объекте, добавив, что все товары, добываемые на нефтехимическом заводе, экспортируются через причал на острове.

Завод поставляет 1,15 млн. тонн продукции в год.

Амиршагаги также рассказал, что на острове не было газопроводов в какой-либо форме, и компания предоставляла газ жителям острова в виде сжиженного природного газа (СПГ) или газовых баллонов.

По его словам, проект по созданию станции «Метанол II» достиг 30% прогресса, добавив, что проект по сбору попутных газов на острове должен начаться к концу следующей недели.

В рамках подготовки к реализации на экспорт продукции Амурского газоперерабатывающего завода, строительство которого ведётся в настоящее время, ООО "Газпром экспорт" осуществило первую отгрузку сжиженных углеводородных газов железнодорожным транспортом из Российской Федерации в Китайскую Народную Республику. Об этом говорится в сообщении компании.

Партия из 18 вагонов-цистерн с пропан-бутаном техническим производства Сургутского завода стабилизации конденсата имени В.С. Черномырдина в начале ноября была получена покупателем на терминале приграничной станции Маньчжурия.

"Запуск Амурского ГПЗ существенно увеличит объём и номенклатуру экспортного портфеля "Газпром экспорт". Сейчас мы проводим активную работу по маркетированию продукции, тестируем новые логистические маршруты. Это позволит в кратчайшие сроки наладить поставки на экспорт продукции Амурского ГПЗ сразу после его ввода в эксплуатацию", - отметила заместитель председателя правления ПАО "Газпром", генеральный директор ООО "Газпром экспорт" Е.Бурмистрова, цитируемая в сообщении.

Ранее в августе этого года компания "Газпром экспорт" успешно осуществила тестовую поставку партии пропан-бутана технического в КНР через газонаполнительную станцию, расположенную в районе города Уссурийска, с использованием железнодорожного и автомобильного транспорта.

Открыто рабочее движение по второму железнодорожному пути, который связывает площадку строительства Амурского газоперерабатывающего завода (ГПЗ) и Транссибирскую магистраль. Участок дороги протяжённостью 460 метров используется для доставки возрастающего потока грузов на предприятие. Об этом говорится в сообщении Амурского ГПЗ.

Примыкание к путям общего пользования является одним из ключевых объектов масштабной железнодорожной инфраструктуры Амурского ГПЗ. На сегодняшний день она включает в себя две железнодорожные станции - Заводская-2 (расположена рядом с действующей станцией Усть-Пера в 17 км от стройплощадки) и Заводская (расположена рядом с площадкой Амурского ГПЗ), перегон между станциями протяжённостью 12 км, железнодорожный мост через р. Большую Перу и путепровод через участок региональной автодороги.

Амурский ГПЗ ПАО "Газпром" станет одним из крупнейших в мире предприятий по переработке природного газа. Его проектная мощность составит 42 млрд куб. м газа в год. Завод будет состоять из шести технологических линий, ввод в эксплуатацию первых двух запланирован в 2021 году. Товарной продукцией ГПЗ, помимо природного газа, будут этан, пропан, бутан, пентан-гексановая фракция и гелий.

Инвестор и заказчик проекта строительства Амурского ГПЗ - ООО "Газпром переработка Благовещенск" (входит в Группу "Газпром"). Управление строительством осуществляет АО "НИПИГАЗ" - ведущий российский центр по управлению проектированием, поставками, логистикой и строительством (входит в Группу СИБУР). Пик строительных работ придется на 2019-2020 годы, когда на строительную площадку будут мобилизованы более 25 тыс. человек.

«Ведение бизнеса 2020» – темпы реформ не снижаются

Цель правового регулирования – защита. Защита работников, общественной безопасности, бизнеса и инвестиций. Но неэффективное или ненадлежащее правовое регулирование способно привести к торможению предпринимательской активности и роста бизнеса. Например, если в Сингапуре на выполнение всех пограничных формальностей для экспорта товаров на торговых судах требуется 10 часов, то в Камеруне и Кот-д’Ивуаре – свыше 200 часов. В Габоне расходы на выполнение нормативных требований к экспортным операциям через морские порты составляют, в среднем, свыше 1600 долл. США, а на Маврикии – всего лишь немногим больше 300 долл. США.

Обременительность правил может привести к тому, что компании уйдут от надзора регуляторных и налоговых органов в теневой, неформальный сектор, либо за рубеж – в поисках более благоприятной деловой среды. Иностранные инвесторы могут избегать стран и территорий, где нормативная база препятствует расцвету экономической активности.

Обременительные бюрократические процедуры не просто тормозят деятельность отдельных компаний или инвесторов: они могут негативно сказаться на способности экономики к устойчивому росту. Экономическая свобода, свобода предпринимательства неотделима от развития экономики и динамичного роста частного сектора, а это, в свою очередь, служит основой усилий по искоренению бедности и обеспечению общего благосостояния.

В рамках исследования «Ведение бизнеса 2020» проводится оценка правовых норм 190 стран и территорий в 12 областях регулирования предпринимательской деятельности, что позволяет оценить деловой климат в каждой из этих стран и территорий. Для рейтинговой оценки удобства ведения бизнеса в этом году были использованы десять из этих показателей. Это – 17-й выпуск исследования, которое служит правительствам всего мира стимулом к проведению реформ в области регулирования предпринимательской деятельности в целях поддержки устойчивого экономического роста.

В ходе этого исследования изучаются правила, влияющие на все этапы жизненного цикла предприятия – от его создания, в период его функционирования и до его закрытия: создание предприятий, получение разрешений на строительство, подключение к системе электроснабжения, регистрацию собственности, получение кредитов, защиту миноритарных инвесторов, налогообложение, международную торговлю, обеспечение исполнения контрактов и разрешение проблем неплатежеспособности.

Что измеряется в рейтинге "Ведение бизнеса"?

Где лучше всего вести бизнес?

По данным исследования, в десятку стран и территорий с самыми благоприятными в мире условиями ведения бизнеса вошли Новая Зеландия (рейтинг – 86,8 балла из 100 возможных), Сингапур (86,2), САР Гонконг, Китай (85,3), Дания (85,3), Республика Корея (84), Соединенные Штаты (84), Грузия (83,7), Соединенное Королевство (83,5), Норвегия (82,6) и Швеция (82).

У стран, лидирующих в рейтинге благоприятности условий ведения бизнеса, есть несколько общих характерных черт, в том числе широко распространенное применение электронных систем. Во всех 20 странах с наивысшим рейтингом существуют процедуры регистрации компаний через интернет, порталы подачи электронных налоговых деклараций, а также разрешены онлайновые процедуры оформления сделок с имуществом. Кроме того, в 11 странах существуют электронные процедуры оформления разрешений на строительство.

В целом, в 20 странах-лидерах рейтинга обеспечено рациональное правовое регулирование предпринимательской деятельности, отличающееся высокой степенью прозрачности.

Где заметнее всего улучшились условия ведения бизнеса?

В рамках исследования «Ведение бизнеса» также устанавливается, в каких странах и территориях достигнуто наибольшее улучшение положения. Исследование «Ведение бизнеса 2020» показало, что в десятку стран, добившихся максимального повышения своего рейтинга благоприятности условий ведения бизнеса, вошли Саудовская Аравия, Иордания, Того, Бахрейн, Таджикистан, Пакистан, Кувейт, Китай, Индия и Нигерия.

В Саудовской Аравии власти создали «службу одного окна» для регистрации компаний и отменили требование о предоставлении замужними женщинами дополнительной документации при подаче заявления на получение национальной идентификационной карты. В стране также были упрощены и объединены процедуры, предшествующие регистрации и следующие за ней.

Проведя три реформы, Иордания впервые вошла в число ведущих реформаторов. Благодаря принятию нового закона о сделках с обеспечением, внесению поправок в закон о банкротстве и созданию единого, современного, действующего на уведомительной основе реестра залогового обеспечения в стране была повышена доступность кредитов. Кроме того, Иордания облегчила процесс уплаты налогов за счет введения электронной подачи деклараций и уплаты налогов на фонд оплаты труда и иных обязательных взносов.

Того провело пять реформ своей системы правового регулирования предпринимательской деятельности – и вошло в десятку лучших второй год подряд и третий раз за прошедшие пять лет. Власти отменили требование о нотариальном заверении документов компаний и сократили сроки регистрации компаний. Правительство упростило процесс получения разрешений на строительство и облегчило подключение к системе электроснабжения. Оно также облегчило процессы регистрации собственности и получения кредитов.

Что касается других ведущих реформаторов, то:

• Бахрейн облегчил присоединение к электросетям – теперь подключиться к энергосистеме можно быстрее и дешевле, а надежность электроснабжения повысилась;
• Пакистан облегчил процесс регистрации собственности за счет ускорения и облегчения регистрации документов о передаче права собственности, а также повышения прозрачности системы управления землепользованием;
• Таджикистан облегчил получение кредитов за счет создания единого, современного, действующего на уведомительной основе реестра залогового обеспечения;
• Кувейт упрочил защиту миноритарных инвесторов, введя норму об уведомлении о проведении общих собраний акционеров за 21 день до их проведения;
• Китай облегчил процесс уплаты налогов, в частности, за счет внедрения преференциального налогового режима в отношении ставок налога на прибыль организаций применительно к малым и малоприбыльным предприятиям;
• Индия облегчила процесс международной торговли, сократив затраты на прохождение пограничных формальностей и оформление документов, а также необходимое для этого время;
• Нигерия облегчила обеспечение исполнения контрактов, повысив качество судопроизводства.
• Реформы проходили повсюду – но в некоторых регионах их было больше, чем в других

В целом 115 стран мира осуществили 294 реформы правового регулирования предпринимательской деятельности, облегчающие ведение бизнеса.

Ближний Восток и Северная Африка – это один из регионов, где реформы, облегчающие ведение бизнеса, осуществлялись наиболее решительно: здесь было проведено 57 реформ правового регулирования. Особенно активны были страны Персидского залива, осуществившие 35 реформ. Четыре страны региона входят в десятку стран мира, добившихся наиболее заметных результатов. Разрешения на строительство в регионе выдаются на 28 дней быстрее, чем в странах ОЭСР с высоким уровнем дохода. Особенно активно реформирование осуществлялось в сфере получения разрешений на строительство и подключения к системе электроснабжения. Однако получить кредит в странах Ближнего Востока и Северной Африки по-прежнему сложнее, чем в любом ином регионе мира. Кроме того, повсюду в регионе широко распространены препятствия к предпринимательской деятельности женщин.

Страны Европы и Центральной Азии придали дополнительный импульс своим и без того динамичным усилиям по улучшению делового климата – они осуществили 56 реформ. Две страны региона входят в число 20 самых удобных в мире мест для ведения бизнеса: Грузия занимает 7-е место, а Северная Македония – 17-е. Страны региона провели девять реформ в области налогообложения. С начала исследований делового климата в рамках программы «Ведение бизнеса» подачу налоговых деклараций по электронным каналам разрешили 22 страны региона. Кроме того, страны региона отличает легкость регистрации собственности: затраты на передачу права собственности на имущество здесь, в среднем, ниже, чем в странах ОЭСР с высоким уровнем дохода.

Страны Южной Азии не снижают темпы осуществления реформ правового регулирования; на этом фоне Индия и Пакистан вошли в десятку стран мира, деловой климат которых улучшился заметнее всего. Индия провела четыре реформы, в том числе облегчила процесс получения разрешений на строительство. Пакистан осуществил шесть реформ, в, частности, усовершенствовал порядок присоединения к электрическим сетям. Однако в Афганистане, Бутане, Мальдивских Островах и Шри-Ланке никаких изменений в нормах правового регулирования не проводилось. На разрешение коммерческих споров в этом регионе уходит, в среднем, почти вдвое больше времени, чем в странах ОЭСР с высоким уровнем дохода.

Хотя во многих странах Восточной Азии и Тихоокеанского региона предприятиям созданы благоприятные условия ведения бизнеса, темпы проведения реформ здесь замедлились по сравнению с предшествующими годами. Реформы проводились менее чем в половине стран региона (в 12 из 25). Но даже при этом в число 25 стран мира, добившихся наилучших результатов, входят пять стран и территорий Восточной Азии и Тихоокеанского региона: Сингапур (2-е место), САР Гонконг, Китай (3-е), Малайзия (12-е), Тайвань, Китай (15-е) и Таиланд (21-е). Китай поднялся в рейтинге на 31-е место и второй год подряд вошел в десятку стран мира, в которых отмечены наиболее ощутимые улучшения.

Страны Карибского бассейна провели за прошедший год рекордное число реформ – 19; 11 из 16 стран осуществили реформы, направленные на облегчение ведения бизнеса, в первую очередь, в области создания предприятий, подключения к системе электроснабжения, налогообложения и обеспечения исполнения контрактов.

Латинская Америка отставала от других регионов мира в деле создания благоприятных условий ведения бизнеса отечественным малым и средним предприятиям. Ни одной стране региона не удалось в последние два года войти в десятку стран мира, в которых наблюдаются наиболее ощутимые улучшения; не представлены страны Латинской Америки и в числе стран, занимающих первые 50 мест в мировом рейтинге благоприятности условий ведения бизнеса. Мексика по-прежнему занимает наивысшее место в этом рейтинге среди стран региона – 60-е, однако вот уже второй год подряд Мексика не осуществляет никаких существенных улучшений делового климата. Есть, однако, и некоторые отрадные исключения. Колумбия провела с 2005 года, в общей сложности, 37 реформ и остается ведущим реформатором в регионе. Она занимает в глобальном рейтинге 67-е место и приступила к осуществлению трех масштабных реформ в 12-месячный период, завершившийся в мае 2019 года.

Стимулы к проведению реформ

Исследовательская программа «Ведение бизнеса» осуществляется уже семнадцатый год, и с начала ее реализации 178 стран и территорий провели 722 реформы в области регистрации предприятий, направленные на снижение или устранение барьеров к их выходу на рынок. Однако, несмотря на достигнутое улучшение положения, между развитыми и развивающимися странами по-прежнему сохраняются существенные разрывы по большинству показателей, анализируемых в исследовании «Ведение бизнеса».

Вместе с тем налицо очевидные стимулы. Страны, демонстрирующие хорошие результаты по показателям исследования «Ведение бизнеса», отличаются повышенным уровнем деловой активности. Это, в свою очередь, обеспечивает более высокий уровень занятости, доходов и бюджетных поступлений. Помимо этого, там, где существуют обременительные и затяжные нормативно-правовые процедуры, может усилиться искушение прибегнуть к коррупционным методам для достижения нужного результата.

Результаты исследования «Ведение бизнеса 2020» свидетельствуют о том, что практически в каждой стране мира имеются определенные возможности для упрощения правил или ускорения процедур с тем, чтобы облегчить ведение бизнеса, способствовать расцвету предпринимательства и полной реализации потенциала экономической активности.

Эксперты назвали ТОП-10 мест для путешествий в 2020 году. На первом месте королевство, за въезд в которое нужно немало заплатить

Большинство позиций в этом списке заняли экзотические государства.

Рейтинг. Портал Lonely Planet ежегодно составляет рейтинг лучших стран для путешествий. Вот десятка мест, которые стоит посетить в 2020 году:

   1.Бутан

   2.Англия

   3.Северная Македония

   4.Аруба

   5.Эсватини (бывший Свазиленд)

   6.Коста-Рика

   7.Нидерланды

   8.Либерия

   9.Марокко

   10.Уругвай

Подробности:

   Первое место Бутану обеспечил низкий уровень туризма: страна живёт в собственном «замкнутом» мире, что ещё больше привлекает к ней внимание. Приезжие должны заплатить немалую суму, чтобы находиться в государстве. А взамен получают абсолютную чистоту, изобилие буддийских храмов и возможность неторопливых прогулок по горным тропам.

   В Англии лучшее, по мнению экспертов, — это береговая линия, которую сейчас дополнительно облагораживают.

   Македония известна великолепной кухней, древними традициями и природой, но любители культуры и авантюристы найдут новые предлоги для посещения в 2020 году. Ведь к прочим развлечениям добавят вертолётный маршрут к охраняемому ЮНЕСКО озеру Охрид. А недавно запустили High Scardus Trail — 495 км пути вдоль самых драматических вершин региона.

Автор: Виктория Закирова

Эксперты заявили о рекордном падении спроса на бензин в этом году

По данным аналитиков, с начала года спрос упал на 1%. За последние десять лет более заметное снижение наблюдалось четыре года назад, это было связано в том числе с обвалом рубля

В 2019 году спрос на бензин в России упал на 1% по сравнению с прошлым годом, сообщает газета «Известия» со ссылкой на данные представителей исследовательской группы «Петромаркет» и агентства «Аналитика товарных рынков».

За последние десять лет более заметное снижение наблюдалось в 2015 году. Тогда продажи топлива сократились почти на 2%, и связано это было с обвалом рубля и снижением потребительского спроса.

Если в Европе сокращение потребления говорит скорее о переходе на гибридный транспорт, то в России это обычная экономия из-за нестабильной экономической ситуации, считает руководитель Федерации автовладельцев России Сергей Канаев.

«Это с учетом того, что автомобильный парк прибавился на 1,5 млн. С учетом этого, если пересчитать хотя бы годом ранее, цифры более серьезные, и это говорит о том, что люди действительно очень серьезно стали экономить. Меньше пробег — меньше расход. Мне кажется, это то, что нас отличает от европейского сообщества, в котором тенденция на снижение потребления именно частными автомобилями бензина и дизеля, но там развитие имеют электротранспорт и гибридные автомобили».

В Минэнерго не отметили падения спроса, сославшись на то, что отгрузка бензина с НПЗ на пункты продажи упала меньше чем на полпроцента. По данным министерства, ситуация с топливообеспечением в России стабильная. Впрочем, падение продаж может быть незаметно для властей, потому что закупки с НПЗ часто идут на пополнение нефтебаз, говорит собеседник «Известий» — один из представителей топливного рынка.

Владелец частной АЗС в Челябинской области Фарид отметил, что клиенты стали меньше путешествовать на автомобиле и реже заезжать на станции, например на федеральных трассах. Да и сезонное снижение спроса стало гораздо заметнее.

«Конечно, упал, потому что цены начали опять расти, особенно на дизель. Сейчас покупаем дороже, чем продаем. Каждый год, начиная с конца сентября и в октябре, спрос на 10-15% всегда падает — люди мало отдыхать ездят, мало выезжают за город. В этом случе обязательно снижаем закупки с НПЗ на некоторых заправках — в несезон фермеры, колхозники, совхозники меньше берут».

Падение спроса может быть связано с интересом к альтернативному топливу, например газу и дизелю. Кроме того, снижение продаж на 1% может быть в пределах погрешности, отмечает президент Независимого топливного союза Павел Баженов.

«Факторы для снижения потребления присутствуют: недостаток предложения, все те же рыночные факторы плюс еще снижение уровня жизни, зарплат. Но, учитывая, что бензин, как и топливо в целом, не самый эластичный товар в плане цены, ожидать сильного снижения потребления в короткие сроки не стоит. Люди отказываются от топлива в последнюю, может, в предпоследнюю очередь. Переход на пропан, бутан — это достаточно простая операция, и практически любой двигатель внутреннего сгорания можно перевести и сделать его многотопливным. Там есть определенные последствия для автомобилей, но здесь и существенная экономия тоже имеет место, поэтому коммерческий транспорт, такси, небольшие «Газельки», маршрутные такси очень активно переходят на газ, именно на СУГ».

Опрошенные Business FM эксперты отмечают, что снижения цен из-за переизбытка предложения ожидать не стоит. В последний год цены регулируются государством, и значительное количество коммерческих АЗС и без того работают в убыток.

Если вы посмотрите сейчас в окно на облака, то, скорее всего, они висят на высоте километра-двух. При погоде получше — это уже четыре километра. А теперь представьте, что там, над облаками, идет поезд.

Это абсолютно реальная ситуация. Завершившийся в минувшие выходные визит главы китайского государства Си Цзиньпина в Непал принес урожай в виде 20 экономических соглашений. И среди них — решение начать изучение проекта по сооружению железной дороги из китайского Тибета в Катманду, столицу Непала. То есть, говоря проще, дороги через Гималаи.

Изучить предстоит финансовую сторону дела, но что касается технологий, то они у Китая есть. Потому что дорога, в том числе на четырехкилометровой высоте — с китайских равнин в Тибет, начала действовать еще в 2014 году.

Четыре километра… когда вы поднимаетесь на высоту вчетверо меньшую (например, на южные отроги Тибетского плато в провинции Юньнань), то вам уже трудно дышать. Для самолетов такая высота не проблема, а вертолеты как раз выше четырех километров летать не любят, не считая отдельных рекордов. Но Китай научил поезда ездить выше вертолетов (Как тебе такое, Илон Маск?).

Это не просто технический, но и глобальный дипломатический сюжет. Дело в том, что новые технологии меняют географическую реальность, а она, в свою очередь, меняет политику.

Перед официальным визитом в Непал Си Цзиньпин съездил в Индию на встречу с премьер-министром этой страны Нарендрой Моди. Но их общение было намеренно тихим — информация пошла в пятницу вечером (а такой выбор времени всегда работает как новостная черная дыра), да еще и встреча была неформальная. А раз так, то о ее итогах было сказано поначалу много общих слов, то есть ничего.

Но затем, после непальских новостей о высокогорном поезде, картина всей ситуации стала предельно ясна, и о ней — с большим запозданием — начали писать, говорить и показывать. Интеллектуально-аналитическая буря захлестнула Индию, китайские города — и особенно Гонконг, который не только ходит на демонстрации (люди там, вообще-то, еще и работают, в частности анализируют торгово-политическую обстановку в Азии и мире в целом). Потом подключились прочие центры мысли. Все поняли, что произошла сенсация и касается она далеко не только Непала.

Дело в том, что дорога через Гималаи может, конечно, остановиться в Катманду (притом что по стоимости она тогда будет золотой), но, вообще-то, экономическая логика автоматически продлевает ее до Индии. Громадная стена горного массива всегда вносила свой вклад в то, что два соседних сверхгосударства пользуются обходными торговыми маршрутами. И если в Катманду дорога застрянет, то всем будет ясно, что продолжению ее мешает исключительно неумелая политика. Причем невыгодная Индии.

Интересно наблюдать за тем, как менялась тональность индийских СМИ. Сначала они — даже проправительственные — напутствовали Моди: ну-ка, скажите этому Си. Напомните о стоянии со взведенными курками в тех же Гималаях в 2017 году, где после давней войны граница между двумя странами так и не согласована.

Но после непальского визита в тех же СМИ мы читаем: оказывается, на своем — уже втором — неформальном саммите два лидера выработали "новую грамматику переговоров". Что произошло на этой неформальной встрече? Моди заявил, что конфликтов между двумя соседями больше не будет, возник консенсус, что конфронтация между двумя экономиками лишь нанесет ущерб обеим. И — "две нации чувствуют, что вместе могут командовать мировыми экономиками, как делали это в прошлом", поэтому создают механизм координации для развития торговли.

Подтянулась и оценка гонконгских аналитиков: достигнут прорыв во всей глобальной экономике, причем в нужный момент: когда эту экономику рушит в пропасть американо-китайская торговая война. Два азиатских гиганта решили, что их будущее — вместе друг с другом.

Это заметят и в Вашингтоне. Ну а будет ли формально Индия присоединяться к китайским инициативам типа "Пояс и путь" — вопрос филологии.

Произошло, по сути, следующее. Пекин показал Дели, что сопротивляться его мирному наступлению невыгодно. Представим себе картину: Индия мрачно наблюдает, как китайские инвестиции улучшают жизнь в "ее" регионе (Пакистан — Непал — Бутан — Бангладеш — Шри-Ланка) и как горная дорога, впервые в истории способная связать его с востока на запад, зависает у самых ее границ. Кто в такой ситуации захочет оказаться в изоляции?

Кстати, эта ситуация нам знакома. У нас есть традиционно "наша" Центральная Азия, развивающая связи с Китаем. Что нам делать? Можно мрачно завидовать, а можно радоваться, что на наших границах становятся богаче и стабильнее хорошо знакомые нам государства. И участвовать в общем развитии.

Дмитрий Косырев

ИНТЕРВЬЮ АЛЕКСАНДРА НОВАКА РАДИОСТАНЦИИ «BUSINESS FM» В РАМКАХ РЭН-2019

«Новак: важно, что в переговорах по газовому транзиту участвовал министр энергетики Украины, а не глава МИД»

В этот раз на переговоры по газовому транзиту через Украину приехал не министр иностранных дел, а министр энергетики, и в этом есть большая разница. Об этом заявил глава Минэнерго РФ Александр Новак в интервью главному редактору Business FM Илье Копелевичу на Российской энергетической неделе.

Президент вчера здесь, на Российской энергетической неделе, сказал, что многие, наверное, об этом не знают, но мы на самом деле давно согласны уже в переговорах с Украиной по условиям транзита газа, если бы Украина перешла на европейское регулирование, пускай будет аукцион и всем будет хорошо. Правда, мы очень сомневаемся, что до конца этого года, когда нам надо договор заключить, это произойдет. В ходе переговоров на прошлой неделе, которые состоялись с участием Еврокомиссии, в которых вы участвовали, эта тема поднималась? И если это произойдет, то что, собственно, изменится в наших таких вечно напряженных отношениях с Украиной как транзитером?

Во-первых, действительно, и президент раньше говорил всегда о том, что мы не против того, чтобы продолжать использовать газотранспортную систему Украины в будущем. Ключевое условие, которое всегда ставилось, что эта система должна быть конкурентоспособной, эффективной, тарифы должны быть конкурентоспособные, то есть должна быть конкуренция по газотранспортной инфраструктуре. Что касается конкретного варианта или продления действующего договора между «Газпромом» и «Нафтогазом» или, например, тот второй вариант, который сейчас рассматривается, переход Украины на европейское законодательство, разделение «Нафтогаза» на добычную компанию, компанию, которая занимается сбытом, и компанию, которая занимается транспортировкой газа, такие решения приняты на Украине, и, когда мы встречались с нашими украинскими коллегами в Брюсселе, в Еврокомиссии с участием заместителя председателя Еврокомиссии Шевчевича, мы обсуждали именно этот вариант, потому что он был предложен и со стороны Еврокомиссии, и со стороны наших украинских партнеров.

То есть он уже становится основным?

Он становится основным, но на самом деле в чем заключается нюанс? Мы действительно не против, как сказал Владимир Владимирович, работать и по этому законодательству. Вопрос в другом: насколько это законодательство действительно будет принято к 1 января 2020 года. Это первое. А второе — насколько это законодательство будет соответствовать европейскому законодательству. Бывают такие нюансы, когда принимается законодательство, а при этом в него вписываются некие дополнения или отклонения, которые отличаются от того, что декларируется. Поэтому очень важно провести юридическую экспертизу принимаемых законов и нормативно-правовых актов на Украине в части энергетического законодательства. Мы об этом договорились с Шевчевичем, с Еврокомиссией, что, во-первых, они дадут соответствующее заключение на то, что это действительно законодательство полностью копирует европейское законодательство, а во-вторых, мы также проведем свою юридическую экспертизу. Пока в настоящий момент, к сожалению, на момент переговоров у нас не было даже на английском языке проектов этих документов. И мы попросили наших коллег, чтобы они нам направили все документы на английском языке, чтобы можно было к ним отнестись как минимум. Почему мы готовы работать в соответствии с европейским законодательством? Потому что у «Газпрома» большой опыт работы и он работает в Европе ровно по европейскому законодательству, никаких проблем нет. Мы просто видим риски, что могут быть некие закладки в украинском законодательстве, которые могут не соответствовать тому, как сегодня «Газпром» работает и как привык работать в соответствии с принятым европейским законодательством. А так, если оно будет полностью копировать, и с этим все согласятся, и будут соответствующие юридические заключения, конечно, тут у нас не будет никаких вопросов, мы можем работать в соответствии с этим законодательством.

Там ключевое слово «аукцион», что владелец газотранспортной инфраструктуры, газопровода в данном случае, свою мощность выставляет на аукцион. А никого не смущает, что покупателем этой инфраструктуры, поставщиком все равно будет один и тот же «Газпром», и в конечном счете этот аукцион сводится к переговорам ровно все тех же двух сторон? Или там как-то меняется процедура, когда действуют какие-то автоматические механизмы, определяющие цену?

Если будет полностью принято европейское законодательство, это законодательство предусматривает действительно бронирование мощностей, то есть выставление сначала оператором газотранспортной системы определенных мощностей на аукцион и подача заявок со стороны компаний, которые бронируют мощности. В частности, это «Газпром», который готов будет бронировать мощности. Там есть несколько вариантов. Если ты хочешь бронировать на год и более, то соответствующий аукцион проходит до 15 февраля года предшествующего.

В общем, мы уже не попадаем в 2020 год по этой модели.

Совершенно верно. Если бронирование осуществляется на один квартал, то это должно быть до 15 апреля года предшествующего. А если на месяц, то до 1 декабря. То есть фактически, если законодательство будет принято, мы сможем до 1 декабря подать заявку на аукцион, который будет на месячные объемы прокачки. Вы спросили, зачем европейское законодательство для Украины, если пока что только один поставщик со стороны РФ. У меня ровно такой же вопрос на самом деле. Европа — понятно, там очень много поставщиков, и поэтому там в рамках развития конкуренции произошло разделение в рамках Третьего энергетического пакета и созданы условия для того, чтобы можно было на аукционе различным поставщикам, бронируя, создавая конкуренцию, повышать эффективность, конкурировать между собой. Для Украины это европейское законодательство мне не очень понятно для чего. Это, может быть, просто желание следовать неким политическим трендам, чтобы имплементировать европейское законодательство. Хотя по факту на самом деле, как мы понимаем, украинскую газотранспортную систему может загружать только наш российский газ на сегодняшний день. Поэтому тут никакой конкуренции нет, и мы просто будем работать действительно в соответствии с этим законодательством, которое будет принято на Украине. Но тем не менее его целесообразность не соответствует тому, для чего принималось в Европе это законодательство — Третий энергопакет.

А цена транзита как будет определяться? Сейчас она предмет спора и условие предмет спора, потому что у нас это увязано с нашими поставками газа на Украину — take-or-pay, а они, как мы знаем, потом выставляют, что вы тоже должны take-or-pay мощность газопровода использовать. У нас такая сложная конструкция. А в этой модели она как будет выглядеть? Это будет уже два разделенных процесса — поставки газа и транзит газа?

В соответствии с европейским законодательством цена транзита будет определяться в соответствии с этим законодательством. И это не стоимость прокачки за 1000 кубических метров газа и за 100 километров, как это было ранее, это будет цена, связанная с входом в газотранспортную систему и выходом. И за это нужно будет платить. Хотя в переводе, конечно, это все считается и оценивается с точки зрения конкуренции с другими газотранспортными системами. В настоящий момент пока мы не обсуждали цену в рамках переговоров, я думаю, что это будет обсуждаться позже. И это будет в рамках существующих тарифов, которые действуют сегодня в Европе.

Вы сказали, что переговоры прошли конструктивно. Вы сказали: все детали, конечно, не будут выноситься пока, это только начало, но хорошее начало — здесь же новое правительство, новая администрация. Что заставило вас так охарактеризовать, что вы видите с той стороны?

Во-первых, мне кажется важным, что в переговорах участвовал министр энергетики, а не как в прошлые два раза министр иностранных дел, который приезжал только для того, чтобы делать политические заявления, господин Климкин (был министром иностранных дел Украины до 29 августа 2019 года. — Business FM). Сейчас действительно приехал человек, который профессионален, разбирается, с ним обсуждаются конкретные профессиональные вопросы. Во-вторых, мы договорились о дальнейших действиях, о передаче нам пакета документов, чтобы мы могли изучить, о том, что в случае, если украинское законодательство не будет готово, мы сможем обсудить и предложить вариант продления действующего договора, естественно, с некими корректировками, но тем не менее на старых условиях с точки зрения законодательства. И это уже конструктив.

«Газпром» ранее говорил, что увязывает продление нынешнего договора с мировым соглашением по тому решению Стокгольмского арбитража, который мы считаем абсолютно несправедливым, потому что в одной части он take-or-pay признал, а в другой части — нет, и что тогда мы не можем так договариваться, если в дальнейшем в судах только половина соглашения используется, а вторая — нет.

Действительно, несмотря на то что мы конструктивны с точки зрения обсуждения вопросов транзита с 1 января, на мой взгляд, негативный отпечаток во всей этой истории остается от тех судебных решений, которые состоялись в Стокгольмском арбитражном суде и которые были явно политизированными и ангажированными в пользу одной из сторон. По двум контрактам, которые в 2009 году были подписаны, это единый пакетный документ, были абсолютно разные решения приняты, в частности, по контракту на поставку газа для Украины, не был учтен принцип «бери или плати», а он был прописан в этом контракте. Что касается контракта на транзит газа для европейских потребителей через территорию Украины, здесь Стокгольмский арбитражный суд, наоборот, посчитал штрафы за якобы недопрокачанные объемы, причем он посчитал не как убыток от того, что там не было, допустим, несколько миллиардов кубометров прокачано, а посчитал ровно полностью как всю выручку, которая не была получена «Нафтогазом» за эту прокачку. Это разные вещи — убытки и выручка. Поэтому мы считаем, что это несправедливое решение суда, его нужно пересматривать, «Газпром» подал соответствующую апелляцию.

Но сейчас это не является предусловием.

Безусловно, мы это обсуждали на переговорах, и мы ставим вопрос нашим украинским партнерам и коллегам о том, что нужно обсуждать вопрос нулевого варианта, то есть выхода на мировое соглашение, либо дожидаться решения суда. Но решение суда будет не раньше середины следующего года. Поэтому, чтобы нам четко понимать наши совместные действия с 1 января следующего года и говорить о транзите газа и об условиях транзита, о том, какое законодательство применяется, нам важно, чтобы нормализовались отношения между нашими компаниями, чтобы они нашли вариант урегулирования тех разногласий, которые есть, и это нормально, потому что у нас очень давние взаимоотношения, мы много десятков лет использовали газотранспортную систему, постоянно реализуются новые соглашения, сейчас обсуждаем также механизм взаимодействия, я думаю, он все равно будет длительным. Конечно, важно, чтобы между коммерческими партнерами не было разногласий, иначе это, конечно, очень сильно мешает работе и достижению определенных договоренностей. Этот вопрос у нас на повестке дня и мы считаем, что он очень важный для того, чтобы дальше работать с нашими партнерами.

В переговорах всегда важны альтернативы. Мы понимаем, что хотя «Северный поток — 2» почти закончен, все-таки с 1 января 2020 года он не заработает. А когда заработает, это еще зависит в данный момент от позиции Дании. Можно, конечно, и обойти тот участок, который она не дает, но это еще несколько затянет. Что вы можете сейчас сказать, что известно по переговорам с Данией?

Этим вопросом занимается операционная компания Nord Stream 2, которая реализует проект, и менеджмент этой компании, они ведут переговоры с датским правительством, и по той информации, которая сейчас у нас есть, все-таки сохраняются шансы на то, что будет получено разрешение Дании на прокладку участка подводного газопровода в исключительной экономической зоне Дании. Соответствующая заявка была подана, и сроки рассмотрения этой заявки уже фактически прошли, поэтому мы также надеемся и считаем, что такое решение должно состояться, поскольку нет никаких противоречий и никаких проблем, которые бы позволили отказать в этой заявке. В настоящее время строительство газопровода идет теми же темпами, которые и были, уже порядка 83%. Если считать в однониточном исполнении — примерно 2,5 тысячи километров. Поэтому будем надеяться, что это решение будет принято. Безусловно, возникает вопрос: а что будет, если, например, Дания не даст соответствующих разрешений? Есть и другие варианты прокладки газопровода, они просто несколько удорожат проект. И по времени это будет дольше на несколько месяцев с точки зрения реализации самого проекта. Но, наверное, нет необходимости сейчас говорить о том, будет ли уже принят второй вариант прокладки газопровода и когда он будет принят, пока окончательно не будет понимания о решении правительства Дании.

Несколько других тем — рынка как такового и его перспектив. ЕС поставил очень амбициозные задачи, таких никто в мире пока не ставит, по замещению своей энергетики возобновляемой энергетикой. К 2030 году они, по-моему, собираются добиться результата в 50%. Во-первых, верите ли вы в реализуемость таких целей? Во-вторых, если это произойдет, насколько изменится спрос на углеводородное сырье? Потому что еще важно, от чего считать эти 50%. Если в целом энергопотребление растет, то, возможно, спрос-то и не упадет. В общем, какие прогнозы с этой точки зрения?

Сейчас экологическая повестка выходит на первый план, и мы это видим во многих обсуждениях и на уровне глав государств. Например, Парижское соглашение, которое было подписано, наша страна приняла решение о ратификации буквально неделю назад. На полях проходящей сейчас Российской энергетической недели, наверное, половина вопросов на различных панелях, в том числе и углеводородных, была именно относительно чистых возобновляемых источников энергии. Мы, конечно, понимаем и видим, что возобновляемые источники энергии будут активно развиваться более быстрыми темпами в общем энергобалансе. Если сейчас это около 7% в энергобалансе, то в ближайшие 15 лет, по оценкам экспертов, доля ВИЭ в мировом энергобалансе достигнет 15-20%. Этим занимаются многие страны, и Россия занимается, но у всех разные цели достижения этих показателей. Многое зависит от того, есть ли другие собственные источники энергоснабжения. Например, Европа ставит себе более амбициозные задачи, потому что у них других собственных источников энергии нет. Для России мы в нашем энергобалансе гораздо меньшие показатели ставим, хотя тоже достаточно амбициозные. Недавно рассматривалась в правительстве продление до 2034 года программы поддержки строительства солнечной генерации, ветровой генерации. И такое решение уже было принято. А мы этим занимаемся, я напомню, с 2014 года, в 2024 году заканчивается первый этап программы, у нас будет построено 6 тысяч мегаватт соответствующих мощностей, а к 2034 году еще примерно столько же. То есть мы здесь не в последнем вагоне поезда, и у нас есть соответствующие компетенции, которые разработаны благодаря поддержке и программе правительства. У нас, как вы знаете, построено уже несколько заводов по производству солнечных панелей по российской технологии, она очень конкурентоспособная. И на сегодняшний день уже есть контракты на продажу этих солнечных панелей за рубеж. И мы планируем, что наши компании будут поставлять не только на российский рынок, но и на те рынки, которые более активно будут развиваться, в частности китайский рынок, европейский рынок и так далее.

Подрывая конкурентоспособность своего углеводородного сырья. Это сарказм, конечно.

Я думаю, что мы здесь сбалансированно развиваем свою энергосистему, в том числе и позволяя развивать добычу, переработку нефти и газа, угля, использование его в энергобалансе, а также производство солнечной и ветровой генерации.

Что касается европейских амбициозных задач, поживем — увидим, достигнут они или нет. Здесь очень много вопросов, которые носят достаточно сложный технический характер. Во-первых, потому что, несмотря на большое количество генерации из возобновляемых источников энергии, все равно необходимо держать на сегодняшний день резервную газовую генерацию, которая в часы пик и в часы отсутствия ветра или солнца должна покрывать и очень быстро включаться в общую энергосистему и вырабатывать электроэнергию, выдавать мощность в систему. Причем эта генерация должна содержаться, даже если она не работает, за это должны потребители платить. Вторая очень сложная составляющая — это развитие сетевой инфраструктуры Европы. Строительство солнечной, ветровой генерации происходит в основном в тех районах, где это целесообразно и эффективно, но для того чтобы обеспечивать снабжение европейских потребителей, нужно строить большое количество сетей, а это очень дорого. И за это нужно платить опять же кому-то. И в-третьих, несмотря на то что себестоимость производства такой генерации снижается с каждым годом, пока она все еще дорогая и субсидируется все равно за счет государства либо за счет потребителей. Хотя мы видим, что цели действительно амбициозные, поживем — увидим, но, наверное, все равно тренд будет в эту сторону.

А спрос на углеводороды в связи с этим будет стагнировать или будет снижаться?

Есть разные оценки на разные углеводороды. Например, уголь будет потребляться в будущем примерно в тех же объемах, как сегодня, но с учетом роста общего потребления энергии в мире его доля в энергобалансе будет снижаться в процентном отношении, а в абсолюте будет примерно сохраняться. Что касается нефти, примерно такая же ситуация, только еще ближайшие лет двадцать потребление нефти и общий пик потребления будут прирастать, хотя доля в энергобалансе тоже будет снижаться, потому что темпы потребления энергии будут выше. По газу наоборот: доля потребления газа будет увеличиваться. И сегодня мы видим, что это наиболее перспективный источник энергоснабжения. Его будут все больше и больше потреблять во многих странах мира, учитывая, что сжиженный природный газ можно доставлять в любой уголок нашей планеты, построить регазификационный терминал. А у нас еще очень большое количество стран, которые не имеют доступа к электроэнергии. То есть самый главный вопрос — в возможностях экономики этих стран обеспечивать выработку электроэнергии и оплачивать ее, потому что очень много стран в мире, особенно в Африке, достаточно бедных.

Не потянут альтернативную энергетику.

Это точно. Им нужно пройти путь, который прошла Европа или развитые страны, и прежде чем говорить о ВИЭ, которые очень дорогие, наверное, нужно говорить еще и о выработке хотя бы электроэнергии из традиционных источников.

По поводу нефти есть немаловажный вопрос. Мы уже видим отчетливый тренд — электромобилизацию. Практически все автоконцерны переходят на выпуск именно электромобилей. Это значит, что как раз спрос на бензин в перспективе, наверное, будет сокращаться. С другой стороны, на топливо, из которого будет вырабатываться электричество, наоборот, он будет расти. Но это чуть в сторону. Мы долгое время считали, и я слышал это не раз, что не электромобиль является лучшей альтернативой нынешнему двигателю внутреннего сгорания, а топливо на сжиженном газе, которое, кстати, популярно во многих бывших советских странах, где бензин дорог. Я лично видел, что баллоны очень распространены. Но западные производители взяли другой курс. Этот курс очень быстро завоевывает все пространство. Какие выводы из этого можно делать? Будем ли мы пытаться все-таки внедрять автомобили на сжиженном газе — на пропане, бутане? Будем ли мы понимать, что бензина нужно будет меньше, что надо у нас быстро создавать инфраструктуру электросетевых заправок? Потому что бензиновые автомобили скоро негде будет взять.

Есть следующие тренды. Действительно, сейчас во всем мире достаточно активно развивается использование газа в качестве газомоторного топлива: и СПГ, и компримированный природный газ. Это очень экологичный вид топлива, экономный, и многие сегодня заинтересованы в переводе на него своей техники, особенно техники жилищно-коммунального хозяйства, автотранспортной техники, больших грузовиков, которые на дальние расстояния ездят, в меньшей степени транспорт для личного пользования. Этот тренд, который сегодня идет во всем мире, строятся заправки, производится соответствующая техника.

Второй тренд, вы об этом сказали, производство электромобилей: либо гибридных, либо чистых электромобилей. Сегодня мы видим, что темпы прироста очень большие: в 2018 году продажи выросли на 70%. Но если вдуматься в цифры, сколько автомобилей в мире на сегодняшний день всего: 1 млрд 400 млн автомобилей, а электромобилей всего 5 млн. Еще очень далеко до хотя бы 15%, 20%, 30% рынка, и есть еще ограничения, связанные с отсутствием такого большого количества аккумуляторов, накопителей. Поэтому посмотрим, как будет развиваться. Сейчас это просто фактически нулевой показатель, нулевой старт, а всегда, когда база занижена, темпы роста сначала высокие.

И третий тренд: производители бензина, и дизеля, и двигателей внутреннего сгорания тоже не стоят на месте, постоянно совершенствуют свои технологии и качество топлива, снижая количество вредных составляющих. Мы уже в 2016 году перешли на «Евро-5» в нашей стране, а сейчас ставятся более амбициозные задачи, и во всем мире идут разработки «Евро-7», где будут вообще, может быть, нулевые выбросы в атмосферу. Тогда возникает следующий вопрос: три тренда — электромобили, использование газа и двигатели внутреннего сгорания на дизеле и бензине — будут между собой конкурировать по экологии, по цене автомобиля, по себестоимости, качеству автомобиля и так далее. Посмотрим, кто будет более конкурентен.

То есть пока рано ставить крест?

Я абсолютно уверен, что все три вида будут и будут занимать свою нишу, но размер этой ниши будет зависеть от научно-технического прогресса, который не стоит на месте, от потребительских качеств товара и автомобиля. Все автомобили пока что одинаковые независимо от того, какой они источник энергии имеют, и для человека без разницы: у него такой же салон, такой же руль, такая же панель, которая напичкана сегодняшними современными программными обеспечениями, ничего в принципе не меняется от того, что у тебя впереди стоит, какой мотор или какой двигатель. Если кто-то придумает новый качественный продукт, который бы изменил для человека качественные характеристики, например как раньше был стационарный телефон, придумали сотовый, еще и с видеоизображением — это существенное изменение качества. Почему кнопочные телефоны, по сути, впали в небытие? Потому что появилось новое качество для пользователя. Для пользователей автомобилей, думаю, будет очень важно именно качество.

Спасибо!

Беседовал Илья Копелевич

Украина. Евросоюз. Россия > Нефть, газ, уголь. Внешэкономсвязи, политика > minenergo.gov.ru, 4 октября 2019 > № 3175130 Александр Новак

Новак: важно, что в переговорах по газовому транзиту участвовал министр энергетики Украины, а не глава МИД

Переговоры носят конструктивный, а не политический характер, заявил министр энергетики РФ в интервью Business FM на Российской энергетической неделе

В этот раз на переговоры по газовому транзиту через Украину приехал не министр иностранных дел, а министр энергетики, и в этом есть большая разница. Об этом заявил глава Минэнерго РФ Александр Новак в интервью главному редактору Business FM Илье Копелевичу на Российской энергетической неделе.

Президент вчера здесь, на Российской энергетической неделе, сказал, что многие, наверное, об этом не знают, но мы на самом деле давно согласны уже в переговорах с Украиной по условиям транзита газа, если бы Украина перешла на европейское регулирование, пускай будет аукцион и всем будет хорошо. Правда, мы очень сомневаемся, что до конца этого года, когда нам надо договор заключить, это произойдет. В ходе переговоров на прошлой неделе, которые состоялись с участием Еврокомиссии, в которых вы участвовали, эта тема поднималась? И если это произойдет, то что, собственно, изменится в наших таких вечно напряженных отношениях с Украиной как транзитером?

Александр Новак: Во-первых, действительно, и президент раньше говорил всегда о том, что мы не против того, чтобы продолжать использовать газотранспортную систему Украины в будущем. Ключевое условие, которое всегда ставилось, что эта система должна быть конкурентоспособной, эффективной, тарифы должны быть конкурентоспособные, то есть должна быть конкуренция по газотранспортной инфраструктуре. Что касается конкретного варианта или продления действующего договора между «Газпромом» и «Нафтогазом» или, например, тот второй вариант, который сейчас рассматривается, переход Украины на европейское законодательство, разделение «Нафтогаза» на добычную компанию, компанию, которая занимается сбытом, и компанию, которая занимается транспортировкой газа, такие решения приняты на Украине, и, когда мы встречались с нашими украинскими коллегами в Брюсселе, в Еврокомиссии с участием заместителя председателя Еврокомиссии Шевчевича, мы обсуждали именно этот вариант, потому что он был предложен и со стороны Еврокомиссии, и со стороны наших украинских партнеров.

То есть он уже становится основным?

Александр Новак: Он становится основным, но на самом деле в чем заключается нюанс? Мы действительно не против, как сказал Владимир Владимирович, работать и по этому законодательству. Вопрос в другом: насколько это законодательство действительно будет принято к 1 января 2020 года. Это первое. А второе — насколько это законодательство будет соответствовать европейскому законодательству. Бывают такие нюансы, когда принимается законодательство, а при этом в него вписываются некие дополнения или отклонения, которые отличаются от того, что декларируется. Поэтому очень важно провести юридическую экспертизу принимаемых законов и нормативно-правовых актов на Украине в части энергетического законодательства. Мы об этом договорились с Шевчевичем, с Еврокомиссией, что, во-первых, они дадут соответствующее заключение на то, что это действительно законодательство полностью копирует европейское законодательство, а во-вторых, мы также проведем свою юридическую экспертизу. Пока в настоящий момент, к сожалению, на момент переговоров у нас не было даже на английском языке проектов этих документов. И мы попросили наших коллег, чтобы они нам направили все документы на английском языке, чтобы можно было к ним отнестись как минимум. Почему мы готовы работать в соответствии с европейским законодательством? Потому что у «Газпрома» большой опыт работы и он работает в Европе ровно по европейскому законодательству, никаких проблем нет. Мы просто видим риски, что могут быть некие закладки в украинском законодательстве, которые могут не соответствовать тому, как сегодня «Газпром» работает и как привык работать в соответствии с принятым европейским законодательством. А так, если оно будет полностью копировать, и с этим все согласятся, и будут соответствующие юридические заключения, конечно, тут у нас не будет никаких вопросов, мы можем работать в соответствии с этим законодательством.

Там ключевое слово «аукцион», что владелец газотранспортной инфраструктуры, газопровода в данном случае, свою мощность выставляет на аукцион. А никого не смущает, что покупателем этой инфраструктуры, поставщиком все равно будет один и тот же «Газпром», и в конечном счете этот аукцион сводится к переговорам ровно все тех же двух сторон? Или там как-то меняется процедура, когда действуют какие-то автоматические механизмы, определяющие цену?

Александр Новак: Если будет полностью принято европейское законодательство, это законодательство предусматривает действительно бронирование мощностей, то есть выставление сначала оператором газотранспортной системы определенных мощностей на аукцион и подача заявок со стороны компаний, которые бронируют мощности. В частности, это «Газпром», который готов будет бронировать мощности. Там есть несколько вариантов. Если ты хочешь бронировать на год и более, то соответствующий аукцион проходит до 15 февраля года предшествующего.

В общем, мы уже не попадаем в 2020 год по этой модели.

Александр Новак: Совершенно верно. Если бронирование осуществляется на один квартал, то это должно быть до 15 апреля года предшествующего. А если на месяц, то до 1 декабря. То есть фактически, если законодательство будет принято, мы сможем до 1 декабря подать заявку на аукцион, который будет на месячные объемы прокачки. Вы спросили, зачем европейское законодательство для Украины, если пока что только один поставщик со стороны РФ. У меня ровно такой же вопрос на самом деле. Европа — понятно, там очень много поставщиков, и поэтому там в рамках развития конкуренции произошло разделение в рамках Третьего энергетического пакета и созданы условия для того, чтобы можно было на аукционе различным поставщикам, бронируя, создавая конкуренцию, повышать эффективность, конкурировать между собой. Для Украины это европейское законодательство мне не очень понятно для чего. Это, может быть, просто желание следовать неким политическим трендам, чтобы имплементировать европейское законодательство. Хотя по факту на самом деле, как мы понимаем, украинскую газотранспортную систему может загружать только наш российский газ на сегодняшний день. Поэтому тут никакой конкуренции нет, и мы просто будем работать действительно в соответствии с этим законодательством, которое будет принято на Украине. Но тем не менее его целесообразность не соответствует тому, для чего принималось в Европе это законодательство — Третий энергопакет.

А цена транзита как будет определяться? Сейчас она предмет спора и условие предмет спора, потому что у нас это увязано с нашими поставками газа на Украину — take-or-pay, а они, как мы знаем, потом выставляют, что вы тоже должны take-or-pay мощность газопровода использовать. У нас такая сложная конструкция. А в этой модели она как будет выглядеть? Это будет уже два разделенных процесса — поставки газа и транзит газа?

Александр Новак: В соответствии с европейским законодательством цена транзита будет определяться в соответствии с этим законодательством. И это не стоимость прокачки за 1000 кубических метров газа и за 100 километров, как это было ранее, это будет цена, связанная с входом в газотранспортную систему и выходом. И за это нужно будет платить. Хотя в переводе, конечно, это все считается и оценивается с точки зрения конкуренции с другими газотранспортными системами. В настоящий момент пока мы не обсуждали цену в рамках переговоров, я думаю, что это будет обсуждаться позже. И это будет в рамках существующих тарифов, которые действуют сегодня в Европе.

Вы сказали, что переговоры прошли конструктивно. Вы сказали: все детали, конечно, не будут выноситься пока, это только начало, но хорошее начало — здесь же новое правительство, новая администрация. Что заставило вас так охарактеризовать, что вы видите с той стороны?

Александр Новак: Во-первых, мне кажется важным, что в переговорах участвовал министр энергетики, а не как в прошлые два раза министр иностранных дел, который приезжал только для того, чтобы делать политические заявления, господин Климкин (был министром иностранных дел Украины до 29 августа 2019 года. — Business FM). Сейчас действительно приехал человек, который профессионален, разбирается, с ним обсуждаются конкретные профессиональные вопросы. Во-вторых, мы договорились о дальнейших действиях, о передаче нам пакета документов, чтобы мы могли изучить, о том, что в случае, если украинское законодательство не будет готово, мы сможем обсудить и предложить вариант продления действующего договора, естественно, с некими корректировками, но тем не менее на старых условиях с точки зрения законодательства. И это уже конструктив.

«Газпром» ранее говорил, что увязывает продление нынешнего договора с мировым соглашением по тому решению Стокгольмского арбитража, который мы считаем абсолютно несправедливым, потому что в одной части он take-or-pay признал, а в другой части — нет, и что тогда мы не можем так договариваться, если в дальнейшем в судах только половина соглашения используется, а вторая — нет.

Александр Новак: Действительно, несмотря на то что мы конструктивны с точки зрения обсуждения вопросов транзита с 1 января, на мой взгляд, негативный отпечаток во всей этой истории остается от тех судебных решений, которые состоялись в Стокгольмском арбитражном суде и которые были явно политизированными и ангажированными в пользу одной из сторон. По двум контрактам, которые в 2009 году были подписаны, это единый пакетный документ, были абсолютно разные решения приняты, в частности, по контракту на поставку газа для Украины, не был учтен принцип «бери или плати», а он был прописан в этом контракте. Что касается контракта на транзит газа для европейских потребителей через территорию Украины, здесь Стокгольмский арбитражный суд, наоборот, посчитал штрафы за якобы недопрокачанные объемы, причем он посчитал не как убыток от того, что там не было, допустим, несколько миллиардов кубометров прокачано, а посчитал ровно полностью как всю выручку, которая не была получена «Нафтогазом» за эту прокачку. Это разные вещи — убытки и выручка. Поэтому мы считаем, что это несправедливое решение суда, его нужно пересматривать, «Газпром» подал соответствующую апелляцию.

Но сейчас это не является предусловием.

Александр Новак: Безусловно, мы это обсуждали на переговорах, и мы ставим вопрос нашим украинским партнерам и коллегам о том, что нужно обсуждать вопрос нулевого варианта, то есть выхода на мировое соглашение, либо дожидаться решения суда. Но решение суда будет не раньше середины следующего года. Поэтому, чтобы нам четко понимать наши совместные действия с 1 января следующего года и говорить о транзите газа и об условиях транзита, о том, какое законодательство применяется, нам важно, чтобы нормализовались отношения между нашими компаниями, чтобы они нашли вариант урегулирования тех разногласий, которые есть, и это нормально, потому что у нас очень давние взаимоотношения, мы много десятков лет использовали газотранспортную систему, постоянно реализуются новые соглашения, сейчас обсуждаем также механизм взаимодействия, я думаю, он все равно будет длительным. Конечно, важно, чтобы между коммерческими партнерами не было разногласий, иначе это, конечно, очень сильно мешает работе и достижению определенных договоренностей. Этот вопрос у нас на повестке дня и мы считаем, что он очень важный для того, чтобы дальше работать с нашими партнерами.

В переговорах всегда важны альтернативы. Мы понимаем, что хотя «Северный поток — 2» почти закончен, все-таки с 1 января 2020 года он не заработает. А когда заработает, это еще зависит в данный момент от позиции Дании. Можно, конечно, и обойти тот участок, который она не дает, но это еще несколько затянет. Что вы можете сейчас сказать, что известно по переговорам с Данией?

Александр Новак: Этим вопросом занимается операционная компания Nord Stream 2, которая реализует проект, и менеджмент этой компании, они ведут переговоры с датским правительством, и по той информации, которая сейчас у нас есть, все-таки сохраняются шансы на то, что будет получено разрешение Дании на прокладку участка подводного газопровода в исключительной экономической зоне Дании. Соответствующая заявка была подана, и сроки рассмотрения этой заявки уже фактически прошли, поэтому мы также надеемся и считаем, что такое решение должно состояться, поскольку нет никаких противоречий и никаких проблем, которые бы позволили отказать в этой заявке. В настоящее время строительство газопровода идет теми же темпами, которые и были, уже порядка 83%. Если считать в однониточном исполнении — примерно 2,5 тысячи километров. Поэтому будем надеяться, что это решение будет принято. Безусловно, возникает вопрос: а что будет, если, например, Дания не даст соответствующих разрешений? Есть и другие варианты прокладки газопровода, они просто несколько удорожат проект. И по времени это будет дольше на несколько месяцев с точки зрения реализации самого проекта. Но, наверное, нет необходимости сейчас говорить о том, будет ли уже принят второй вариант прокладки газопровода и когда он будет принят, пока окончательно не будет понимания о решении правительства Дании.

Несколько других тем — рынка как такового и его перспектив. ЕС поставил очень амбициозные задачи, таких никто в мире пока не ставит, по замещению своей энергетики возобновляемой энергетикой. К 2030 году они, по-моему, собираются добиться результата в 50%. Во-первых, верите ли вы в реализуемость таких целей? Во-вторых, если это произойдет, насколько изменится спрос на углеводородное сырье? Потому что еще важно, от чего считать эти 50%. Если в целом энергопотребление растет, то, возможно, спрос-то и не упадет. В общем, какие прогнозы с этой точки зрения?

Александр Новак: Сейчас экологическая повестка выходит на первый план, и мы это видим во многих обсуждениях и на уровне глав государств. Например, Парижское соглашение, которое было подписано, наша страна приняла решение о ратификации буквально неделю назад. На полях проходящей сейчас Российской энергетической недели, наверное, половина вопросов на различных панелях, в том числе и углеводородных, была именно относительно чистых возобновляемых источников энергии. Мы, конечно, понимаем и видим, что возобновляемые источники энергии будут активно развиваться более быстрыми темпами в общем энергобалансе. Если сейчас это около 7% в энергобалансе, то в ближайшие 15 лет, по оценкам экспертов, доля ВИЭ в мировом энергобалансе достигнет 15-20%. Этим занимаются многие страны, и Россия занимается, но у всех разные цели достижения этих показателей. Многое зависит от того, есть ли другие собственные источники энергоснабжения. Например, Европа ставит себе более амбициозные задачи, потому что у них других собственных источников энергии нет. Для России мы в нашем энергобалансе гораздо меньшие показатели ставим, хотя тоже достаточно амбициозные. Недавно рассматривалась в правительстве продление до 2034 года программы поддержки строительства солнечной генерации, ветровой генерации. И такое решение уже было принято. А мы этим занимаемся, я напомню, с 2014 года, в 2024 году заканчивается первый этап программы, у нас будет построено 6 тысяч мегаватт соответствующих мощностей, а к 2034 году еще примерно столько же. То есть мы здесь не в последнем вагоне поезда, и у нас есть соответствующие компетенции, которые разработаны благодаря поддержке и программе правительства. У нас, как вы знаете, построено уже несколько заводов по производству солнечных панелей по российской технологии, она очень конкурентоспособная. И на сегодняшний день уже есть контракты на продажу этих солнечных панелей за рубеж. И мы планируем, что наши компании будут поставлять не только на российский рынок, но и на те рынки, которые более активно будут развиваться, в частности китайский рынок, европейский рынок и так далее.

Подрывая конкурентоспособность своего углеводородного сырья. Это сарказм, конечно.

Александр Новак: Я думаю, что мы здесь сбалансированно развиваем свою энергосистему, в том числе и позволяя развивать добычу, переработку нефти и газа, угля, использование его в энергобалансе, а также производство солнечной и ветровой генерации.

Что касается европейских амбициозных задач, поживем — увидим, достигнут они или нет. Здесь очень много вопросов, которые носят достаточно сложный технический характер. Во-первых, потому что, несмотря на большое количество генерации из возобновляемых источников энергии, все равно необходимо держать на сегодняшний день резервную газовую генерацию, которая в часы пик и в часы отсутствия ветра или солнца должна покрывать и очень быстро включаться в общую энергосистему и вырабатывать электроэнергию, выдавать мощность в систему. Причем эта генерация должна содержаться, даже если она не работает, за это должны потребители платить. Вторая очень сложная составляющая — это развитие сетевой инфраструктуры Европы. Строительство солнечной, ветровой генерации происходит в основном в тех районах, где это целесообразно и эффективно, но для того чтобы обеспечивать снабжение европейских потребителей, нужно строить большое количество сетей, а это очень дорого. И за это нужно платить опять же кому-то. И в-третьих, несмотря на то что себестоимость производства такой генерации снижается с каждым годом, пока она все еще дорогая и субсидируется все равно за счет государства либо за счет потребителей. Хотя мы видим, что цели действительно амбициозные, поживем — увидим, но, наверное, все равно тренд будет в эту сторону.

А спрос на углеводороды в связи с этим будет стагнировать или будет снижаться?

Александр Новак: Есть разные оценки на разные углеводороды. Например, уголь будет потребляться в будущем примерно в тех же объемах, как сегодня, но с учетом роста общего потребления энергии в мире его доля в энергобалансе будет снижаться в процентном отношении, а в абсолюте будет примерно сохраняться. Что касается нефти, примерно такая же ситуация, только еще ближайшие лет двадцать потребление нефти и общий пик потребления будут прирастать, хотя доля в энергобалансе тоже будет снижаться, потому что темпы потребления энергии будут выше. По газу наоборот: доля потребления газа будет увеличиваться. И сегодня мы видим, что это наиболее перспективный источник энергоснабжения. Его будут все больше и больше потреблять во многих странах мира, учитывая, что сжиженный природный газ можно доставлять в любой уголок нашей планеты, построить регазификационный терминал. А у нас еще очень большое количество стран, которые не имеют доступа к электроэнергии. То есть самый главный вопрос — в возможностях экономики этих стран обеспечивать выработку электроэнергии и оплачивать ее, потому что очень много стран в мире, особенно в Африке, достаточно бедных.

Не потянут альтернативную энергетику.

Александр Новак: Это точно. Им нужно пройти путь, который прошла Европа или развитые страны, и прежде чем говорить о ВИЭ, которые очень дорогие, наверное, нужно говорить еще и о выработке хотя бы электроэнергии из традиционных источников.

По поводу нефти есть немаловажный вопрос. Мы уже видим отчетливый тренд — электромобилизацию. Практически все автоконцерны переходят на выпуск именно электромобилей. Это значит, что как раз спрос на бензин в перспективе, наверное, будет сокращаться. С другой стороны, на топливо, из которого будет вырабатываться электричество, наоборот, он будет расти. Но это чуть в сторону. Мы долгое время считали, и я слышал это не раз, что не электромобиль является лучшей альтернативой нынешнему двигателю внутреннего сгорания, а топливо на сжиженном газе, которое, кстати, популярно во многих бывших советских странах, где бензин дорог. Я лично видел, что баллоны очень распространены. Но западные производители взяли другой курс. Этот курс очень быстро завоевывает все пространство. Какие выводы из этого можно делать? Будем ли мы пытаться все-таки внедрять автомобили на сжиженном газе — на пропане, бутане? Будем ли мы понимать, что бензина нужно будет меньше, что надо у нас быстро создавать инфраструктуру электросетевых заправок? Потому что бензиновые автомобили скоро негде будет взять.

Александр Новак: Есть следующие тренды. Действительно, сейчас во всем мире достаточно активно развивается использование газа в качестве газомоторного топлива: и СПГ, и компримированный природный газ. Это очень экологичный вид топлива, экономный, и многие сегодня заинтересованы в переводе на него своей техники, особенно техники жилищно-коммунального хозяйства, автотранспортной техники, больших грузовиков, которые на дальние расстояния ездят, в меньшей степени транспорт для личного пользования. Этот тренд, который сегодня идет во всем мире, строятся заправки, производится соответствующая техника.

Второй тренд, вы об этом сказали, производство электромобилей: либо гибридных, либо чистых электромобилей. Сегодня мы видим, что темпы прироста очень большие: в 2018 году продажи выросли на 70%. Но если вдуматься в цифры, сколько автомобилей в мире на сегодняшний день всего: 1 млрд 400 млн автомобилей, а электромобилей всего 5 млн. Еще очень далеко до хотя бы 15%, 20%, 30% рынка, и есть еще ограничения, связанные с отсутствием такого большого количества аккумуляторов, накопителей. Поэтому посмотрим, как будет развиваться. Сейчас это просто фактически нулевой показатель, нулевой старт, а всегда, когда база занижена, темпы роста сначала высокие.

И третий тренд: производители бензина, и дизеля, и двигателей внутреннего сгорания тоже не стоят на месте, постоянно совершенствуют свои технологии и качество топлива, снижая количество вредных составляющих. Мы уже в 2016 году перешли на «Евро-5» в нашей стране, а сейчас ставятся более амбициозные задачи, и во всем мире идут разработки «Евро-7», где будут вообще, может быть, нулевые выбросы в атмосферу. Тогда возникает следующий вопрос: три тренда — электромобили, использование газа и двигатели внутреннего сгорания на дизеле и бензине — будут между собой конкурировать по экологии, по цене автомобиля, по себестоимости, качеству автомобиля и так далее. Посмотрим, кто будет более конкурентен.

То есть пока рано ставить крест?

Александр Новак: Я абсолютно уверен, что все три вида будут и будут занимать свою нишу, но размер этой ниши будет зависеть от научно-технического прогресса, который не стоит на месте, от потребительских качеств товара и автомобиля. Все автомобили пока что одинаковые независимо от того, какой они источник энергии имеют, и для человека без разницы: у него такой же салон, такой же руль, такая же панель, которая напичкана сегодняшними современными программными обеспечениями, ничего в принципе не меняется от того, что у тебя впереди стоит, какой мотор или какой двигатель. Если кто-то придумает новый качественный продукт, который бы изменил для человека качественные характеристики, например как раньше был стационарный телефон, придумали сотовый, еще и с видеоизображением — это существенное изменение качества. Почему кнопочные телефоны, по сути, впали в небытие? Потому что появилось новое качество для пользователя. Для пользователей автомобилей, думаю, будет очень важно именно качество.

Спасибо!

Илья Копелевич

Россия. Весь мир > Нефть, газ, уголь > bfm.ru, 4 октября 2019 > № 3174441 Александр Новак

Колонны выделения пропана и бутана установлены на Амурском ГПЗ

На Амурском газоперерабатывающем заводе установлены колонны выделения пропана (депропанизатор) и бутана (дебутанизатор) газофракционирующей установки для третьей и четвертой технологических линий. Установленное оборудование позволяет выделять из широкой фракции легких углеводородов товарные фракции пропана и бутана. Вес депропанизатора — 258 тонн, высота — 54,3 м. Вес колонны выделения бутана — 134 тонны, высота — 48 м. Всего на заводе будет установлено три пары депропанизатор-дебутанизатор — по одной паре колонн на каждые две технологические линии. Первая пара таких колонн была смонтирована на Амурском ГПЗ летом 2019 года.

Амурский ГПЗ «Газпрома» проектной мощностью 42 млрд кубометров в год станет одним из крупнейших в мире предприятий по переработке природного газа. Завод будет состоять из шести технологических линий, ввод в эксплуатацию первых двух запланирован в 2021 году. Товарной продукцией ГПЗ, помимо природного газа, будут этан, пропан, бутан, пентан-гексановая фракция и гелий.

На Амурском газоперерабатывающем заводе (ГПЗ) установлены колонны выделения пропана (депропанизатор) и бутана (дебутанизатор) газофракционирующей установки для третьей и четвёртой технологических линий. Это оборудование позволяет выделять из широкой фракции лёгких углеводородов товарные фракции пропана и бутана. Об этом говорится в сообщении компании "Газпром переработка Благовещенск".

Вес депропанизатора составляет 258 т, высота - 54.3 м. Вес колонны выделения бутана - 134 т, высота - 48 м.

Всего на заводе будет установлено три пары депропанизатор-дебутанизатор - по одной паре колонн на каждые две технологические линии. Первая пара таких колонн была смонтирована на Амурском ГПЗ летом 2019 года.

Амурский ГПЗ ПАО "Газпром" станет одним из крупнейших в мире предприятий по переработке природного газа. Его проектная мощность составит 42 млрд куб. м газа в год. Завод будет состоять из шести технологических линий, ввод в эксплуатацию первых двух запланирован в 2021 году. Товарной продукцией ГПЗ, помимо природного газа, будут этан, пропан, бутан, пентан-гексановая фракция и гелий.

Инвестор и заказчик проекта строительства Амурского ГПЗ - ООО "Газпром переработка Благовещенск" (входит в Группу "Газпром"). Управление строительством осуществляет АО "НИПИГАЗ" - ведущий российский центр по управлению проектированием, поставками, логистикой и строительством (входит в Группу СИБУР).

ООО "ГЭХ Инжиниринг" (входит в Группу "Газпром энергохолдинг"), реализующее проект строительства Свободненской теплоэлектростанции (ТЭС), получило разрешение на ввод в эксплуатацию первых объектов электросетевого и подстанционного хозяйства.

Завершено строительство открытого распределительного устройства (ОРУ 220/110 кВ), заведены две линии электропередачи 220 кВ, построена линия 110 кВ. В результате достигнута полная готовность оборудования к передаче электроэнергии для строительства Амурского газоперерабатывающего завода (ГПЗ) "Газпрома". Об этом говорится в сообщении компании "Газпром энергохолдинг".

Реализация проекта Свободненской ТЭС синхронизирована со строительством Амурского ГПЗ. После завершения второго и третьего этапа создания электросетевого и подстанционного хозяйства (расширения распределительного устройства и строительства еще нескольких линий электропередачи) мощность будет увеличена до эксплуатационной потребности ГПЗ. Кроме того, в настоящее время завершен монтаж каркаса главного корпуса Свободненской ТЭС, осуществляется монтаж котлоагрегатов, ведётся подготовка к прибытию турбоагрегатов и паровых турбин.

Строительство ТЭС общей электрической мощностью порядка 160 МВт (две паротурбинные установки, три котлоагрегата), электросетевого и подстанционного хозяйства, для энерго- и теплоснабжения Амурского ГПЗ ведётся в Свободненском районе Амурской области.

Амурский ГПЗ станет одним из крупнейших в мире предприятий по переработке природного газа. Его проектная мощность составит 42 млрд куб. м газа в год. Завод будет состоять из шести технологических линий, ввод в эксплуатацию первых двух запланирован в 2021 году. Товарной продукцией ГПЗ, помимо природного газа, будут этан, пропан, бутан, пентан-гексановая фракция и гелий. Кроме того, СИБУР прорабатывает проект строительства Амурского ГХК, технологически связанного с Амурским ГПЗ.

ИНК в разы увеличит производство сжиженного углеродного газа

Производство Иркутской нефтяной компанией (ИНК) сжиженных углеводородных газов (СУГ) должно возрасти с нынешних 13–17 тыс. тонн до более 65 тыс. тонн в месяц (800 тыс. тонн в год), сообщили «НиК» в компании. Это произойдет в 2021 г., после ввода в эксплуатацию новых производственных объектов — трех установок комплексной подготовки газа на Ярактинском и Марковском месторождениях.

ИНК начала производство СУГ в конце 2017 г., а в августе 2019 г. компания отгрузила первую партию продукции в Китай. Поставки были осуществлены через терминал Manzhouli Far East Gas на станции Маньчжурия.

ИНК «рассматривает рынок АТР как наиболее быстрорастущий и обеспечивающий возможность реализации большей части производимого ею СУГ», отметили в этой связи в компании. Она намерена пользоваться как сухопутными маршрутами экспорта в Китай, так и «перспективными морскими каналами сбыта, которые позволят расширить географию поставок до территории всего АТР».

ИНК также поставляет СУГ в страны СНГ, ЕС, Монголию и на внутренний рынок.

«Объемы и направления поставок, как и прежде, определяются экономической целесообразностью», — сообщили в компании.

Приоритетный проект ИНК в области газопереработки — строительство Иркутского завода полимеров (ИЗП), который будет производить 650 тыс. т полиэтилена низкой и высокой плотности в год. В настоящее время проект вступил в активную фазу. Для его реализации привлечена аффилированная компания Toyo Engineering Corporation, которая будет оказывать услуги по координации, планированию и контролю над строительством. Сейчас на стройплощадке ИЗП ведутся масштабные земляные работы, продолжается проектирование и приобретение оборудования для завода.

Запуск ИЗП в эксплуатацию запланирован на 2023 г. Основным сырьем для производства полиэтилена станет этан, который будут выделять из широкой фракции легких углеводородов (С2+) на газофракционирующей установке. Товарный продукт — пропан и бутаны (а также их смесь, в зависимости от потребностей покупателей) — компания «намерена продолжать реализовывать на внутреннем и международных рынках».

На третьей технологической линии Амурского газоперерабатывающего завода (ГПЗ) начат монтаж холодного блока сырьевого газа. Он предназначен для охлаждения поступающего на завод природного газа перед подачей на колонны газоразделения и является важным элементом комплекса криогенного оборудования. Об этом говорится в сообщении "Газпром переработка Благовещенск".

Общий вес монтируемого оборудования холодного блока составляет 1400 тонн, высота - более 77 метров. Оборудование состоит из семи модулей, доставка которых на строительную площадку Амурского ГПЗ заняла около трёх месяцев. Сборка модулей в единый блок ведется при помощи крана грузоподъёмностью 1600 тонн.

В 2018 году два аналогичных холодных блока сырьевого газа были установлены на первой и второй технологических линиях Амурского ГПЗ.

Амурский ГПЗ ПАО "Газпром" станет одним из крупнейших в мире предприятий по переработке природного газа. Его проектная мощность составит 42 млрд куб. м газа в год. Завод будет состоять из шести технологических линий, ввод в эксплуатацию первых двух запланирован в 2021 году. Товарной продукцией ГПЗ, помимо природного газа, будут этан, пропан, бутан, пентан-гексановая фракция и гелий.

Инвестор и заказчик проекта строительства Амурского ГПЗ - ООО "Газпром переработка Благовещенск" (входит в Группу "Газпром"). Управление строительством осуществляет АО "НИПИГАЗ" - ведущий российский центр по управлению проектированием, поставками, логистикой и строительством (входит в Группу СИБУР).

Чистое искусство западносибирских полимеров

Завершение реализации одного из самых амбициозных проектов в российской нефтехимии — «ЗапСибНефтехима» от СИБУРа — пришлось на весьма неблагоприятный период как в российской, так и в мировой экономике. Слабый внутренний спрос на полимерную продукцию и протекционистские барьеры на внешних рынках могут существенно осложнить планы сибуровской экспансии. В то же время масштаб и долгосрочность проекта позволяют рассчитывать, что рано или поздно ему удастся успешно войти в новый цикл экономического роста.

Запуск без первого лица

Строительные работы на площадке «ЗапСибНефтехима» завершены, на части производств начата пусконаладка, сообщил в начале июля портал «Тобольск.ру» со ссылкой на гендиректора предприятия, члена правления ООО «СИБУР» Игоря Климова. Тогда же в ходе визита на «ЗапСибНефтехим» мэра Тобольска Максима Афанасьева стало известно об успешно проведенных испытаниях ключевого компонента производства пиролиза — компрессора пирогаза; еще в марте в тестовом режиме были получены первые гранулы полипропилена, в июне — полиэтилена.

Летом в рамках торжественного открытия «ЗапСибНефтехима» ожидалось появление президента Владимира Путина, но визит не состоялся. По имеющимся данным, перерезать ленточку в присутствии главы государства теперь планируется в ноябре. Но на этом стройка не завершится: в 2020 г. продолжится реализация проекта производства малеинового ангидрида. Кроме того, на 2020 г. в Тобольске намечено строительство аэропорта, стоимость которого предварительно оценивалась в 8,8 млрд руб.

«Не думаю, будто имеют место какие-то существенные недоработки, — комментирует перенос визита первого лица на «ЗапСибНефтехим» независимый аналитик нефтегазового рынка Александр Полыгалов. — Наоборот, по сравнению с более ранними планами (изначально строительство планировали окончить к концу 2019 г.) имеет место опережение графика примерно на 1-2 квартала.

Приезд же Путина и прочие перерезания ленточек — это скорее из области пиара, а не из области производственных или строительных вопросов. А пиар живет по своим законам».

Весь цикл строительства «ЗапСибНефтехима» занял 7 лет. Точкой отсчета для проекта стало соглашение, которое в июне 2012 г. на XVI Петербургском международном экономическом форуме (ПМЭФ) СИБУР заключил с немецкой LINDE AG, выбранной для проектирования пиролизного производства мощностью 1,5 млн т этилена в год — самого мощного в истории российской нефтехимии, включая советский период. Помимо этого, проект предполагал выпуск около 500 тыс. т пропилена, 100 тыс. т бутан-бутиленовой фракции (ББФ), различных марок полиэтилена и полипропилена совокупной мощностью 2 млн т в год.

О завершении работ по FEED-контрактам и проектной документации стало известно в сентябре 2014 г., спустя несколько месяцев было получено положительное заключение Главгосэкспертизы РФ, а первую сваю на территории будущего предприятия площадью 460 га забили в феврале 2015 г. Вскоре была утверждена схема инвестиций в проект в предельном объеме $9,5 млрд. Из них до $1,75 млрд планировалось привлечь из средств российского Фонда национального благосостояния (ФНБ), а еще до $3,3 млрд — от международных соинвесторов, Российского фонда прямых инвестиций и коммерческих банков, не считая собственных средств СИБУРа.

Первоначально запустить «ЗапСибНефтехим» в эксплуатацию собирались в 2020 г., однако в начале 2017 г. генеральный директор СИБУРа Дмитрий Конов на Всемирном экономическом форуме в Давосе заявил, что это произойдет на год раньше. А в июне 2017 г. в ходе очередного ПМЭФ стало известно, что после запуска «ЗапСибНефтехима» СИБУР может выйти на IPO. Об этом сообщил не кто иной, как владелец НОВАТЭКа Леонид Михельсон, который к тому моменту стал еще и крупнейшим акционером СИБУРа, доведя долю в компании до 48,5% после выкупа 17-процентного пакета у бывшего вице-президента Кирилла Шамалова.

«Именно поэтому завершить строительство в 2019 г., как было анонсировано, стало для СИБУРа моментом принципиальной важности: сигнал потенциальным инвесторам уже был послан», — говорит один из источников «НиК».

Достраивали «ЗапСибНефтехим» по привычному для мегапроектов принципу — «и значит, нам нужна одна победа». В июле 2018 г., когда готовность проекта составляла порядка 80%, стало известно о массовой драке на площадке будущего предприятия между рабочими одной из субподрядных компаний. Местные СМИ писали, что затеяли стычку гастарбайтеры из Узбекистана, недовольные условиями и оплатой их труда.

«Работники субподрядчика высказывали общие замечания к условиям транспортировки и проживания, качеству питания. Претензии проверяются. Ситуация на строительстве штатная», — прокомментировала инцидент PR-служба компании «СИБУР-Тобольск».

О масштабах стройки в части задействованных человеческих ресурсов можно судить по данным, которые привел Климов в июле: «Идет демобилизация работавших на „ЗапСибе“ строителей. В пик работ их было до 28 тыс. человек, на конец июля останется не больше 10 тыс. До конца года демобилизация полностью завершится, начнется эксплуатация производства».

Что же касается производственных показателей проекта, то «ЗапСибНефтехим» действительно можно считать беспрецедентным начинанием для российской нефтехимии.

По данным самого СИБУРа, он входит в пятерку крупнейших мировых инвестпроектов по пиролизу и базовым полимерам и позволит удвоить российское производство базовых полимеров. Но за время проектирования и строительства комплекса условия выхода этой продукции на рынок принципиально изменились.

Импортозамещение под вопросом

Проект «ЗапСибНефтехим» изначально задумывался как импортозамещающий — собственно, поэтому для него и был выбран Тобольск (Тюменская область), говорит основатель аналитического агентства InfraNews Алексей Безбородов. Если бы он был ориентирован на экспортный рынок, для него бы нашли совершенно другую локацию наподобие Усть-Луги в Ленинградской области, где расположен крупный порт с терминалами для вывоза нефти и нефтепродуктов. Однако в середине 2000-х гг., когда возникла идея строительства «ЗапСибНефтехима», российский внутренний рынок был на подъеме и предполагалось, что продукцию этого комплекса будут использовать самые разные отрасли: автопром, пищепром, ЖКХ и т. д.

Действительно, инициаторы проекта делают особый акцент на импортозамещении.

«В целом продукция „ЗапСибНефтехима“ будет играть важную роль в замещении существующего импорта полимеров в основном из Китая и Европы, позволяя заместить по разным продуктам от 85% до 95% импортного ассортимента», — говорится в релизе СИБУРа.

Но многие российские эксперты сомневаются, что на внутреннем рынке продукция «ЗапСибНефтехима» найдет адекватный объем спроса в условиях практически нулевого экономического роста и падающих доходов населения, на которое в конечном итоге и ориентирована полимерная продукция — важнейший компонент продукции многих потребительских рынков. Впрочем, усмотреть в этом прямую недоработку СИБУРа достаточно сложно.

«Сейчас выясняется, что внутреннему рынку заявленные объемы не нужны, — констатирует Безбородов. — В пищепроме растет давление на пластик со стороны экологов, а в прочих отраслях экономики производства еще во многом не сложились так, чтобы вся продукция «ЗапСибНефтехима» была востребована. Например, совершенно очевидно, что во многих отраслях требуется замена металлических труб на пластиковые, но процесс упирается в специфику нашей металлургии, которая выпускает очень простую номенклатуру продукции. В результате метизы мы до сих пор покупаем в Китае: у китайских металлургов тысячи наименований продукции, у российских — в лучшем случае сто. Конечно, труба не должна быть главной продукцией металлургов, поэтому пластик должен вытеснять металл, а металлурги — переходить к производству метизов. Все это обсуждалось, специалисты СИБУРа активно общались с потенциальными заказчиками, логистами, чиновниками, но пока ситуацию изменить не удалось. К тому же у металлургов тоже есть свое лобби. Поэтому планы СИБУРа на внутреннем рынке тормозятся».

О потенциальных проблемах сбыта продукции «ЗапСибНефтехима» говорит и генеральный директор компании «ИнфоТЭК-КОНСАЛТ» доктор экономических наук Тамара Канделаки. По ее словам, для развития нефтехимии в России, равно как и для развития любой другой отрасли, есть четыре препятствия. Первое — нищета населения, второе — валютная экономика базовых переделов, третье — неравные отношения заказчика и подрядчика, вследствие чего последний недофинансируется, четвертое — недостаточное знание отечественного и мирового рынка.

«Проект «ЗапСибНефтехим» отличный, «СИБУР» имеет положительный опыт строительства, но куда он собрался девать продукцию? — задается вопросом Канделаки. — На внутренний рынок рассчитывать не приходится как минимум до того момента, пока не изменится мышление наших горе-стратегов. Значит, остается экспорт. Но для того, чтобы войти с таким огромным количеством продукта, компаниям необходимо как следует изучить внешний рынок, построить модели, лучше всего с привлечением независимых специалистов, затем организовать постоянный мониторинг и уже на этой основе затевать проекты. В той же Европе есть свои пиролизные производства, так что Европа не страдает от недостатка пластиков. Население там не растет, значит, спрос стабильный. Рассчитывать, что какое-то из этих предприятий закроется, а местные власти будут при этом сидеть сложа руки, — это невероятный вариант. Так что, скорее всего, продукт будет некуда девать, а приезд первого лица не всегда означает начало производства продукции и выход на режим. Ленточку, конечно, разрежут — это у нас происходит сплошь и рядом».

Впрочем, перечисленные проблемы, резюмирует Канделаки, характерны практически для всех отраслей российской экономики, лишая смысла строительство многих крупных промышленных объектов.

«У нас льготируют только первые переделы, которые продают свою продукцию по формулам тем, кто должен их перерабатывать. В результате первый передел жирует, остальные закрываются, поэтому и экономика у нас сырьевая».

(Продолжение следует)

Николай Проценко

«Механизм уступок»: Коломойский придумал, как вернуть Донбасс

Коломойский посоветовал снять с России часть санкций

Алексей Поплавский

Олигарх Игорь Коломойский призвал Киев частично снять санкции с России. По его словам, власти Украины должны пойти на уступки для возвращения Донбасса. При этом он считает, что Киеву не следует отказываться от своей позиции по Крыму.

Украинский олигарх Игорь Коломойский призвал власти Украины к частичному снятию антироссийских санкций. Об этом он сказал в интервью порталу «Цензор.нет».

«Я считаю, что мы можем предложить им снять часть санкций, которые касаются Донбасса, для нас это выгодная переговорная позиция. Надо возвращать Донбасс сейчас», — заявил Коломойский.

По его словам, Киеву стоит реалистичнее смотреть на ситуацию и «отделить вопрос Крыма и вопрос Донбасса». Он также добавил, что власти Украины не должны отказываться от своей позиции по полуострову.

«Если мы отработаем механизм уступок — наша земля в обмен на санкции, — значит, это работает, и мы в следующее окно возможностей добьемся большего и по Крыму», — отметил Коломойский.

По мнению олигарха, Россия якобы страдает от санкций по Донбассу и их снятие пойдет на пользу как Киеву, так и Москве.

Москва неоднократно указывала, что не является стороной внутриукраинского гражданского конфликта, а также отмечала, что именно Киев отказывается от выполнения договоренностей.

Власти Украины в 2015 году приняли постановление об отмене зоны свободной торговли в рамках СНГ и ввели эмбарго на ряд российских товаров. Также Киев присоединился к международным антироссийским санкциям. К тому же, Украина ввела специальные пошлины на продукцию из России. Москва зеркально отвечала на украинские ограничительные меры. В частности, российская сторона полностью запретила экспорт нефти, этана, бутана, битума, этилена, пропилена и других нефтепродуктов запретили полностью.

При этом эксперты скептически оценивают предложение Коломойского. По словам политолога Александра Асафова, украинские санкции не являются чем-то принципиальным для российской экономики.

«Для России они практически нечувствительны. А обратные санкции весьма чувствительны для Украины. В ситуации экономического обвала, экономических проблем, связанных, например, с отдачей внешнего долга, который стоит на повестке перед Украиной, таким вот незатейливым образом Коломойский советует своему протеже [президенту Владимиру] Зеленскому снять хотя бы часть экономических проблем»,— сказал Асафов в эфире Sputnik. Он также добавил, что Коломойский занимается популизмом, созданием своего медийного образа, личным репутационным пиаром.

При этом предложение олигарха прозвучало на фоне решения Киева присоединиться к продлению европейских санкций против России. Власти Украины направили соответствующие уведомление в Совет Евросоюза еще в начале августа.

Дело в том, что Совет ЕС продлил экономические санкции против России до 31 января 2020 года. К данному решению присоединились несколько стран — Албания, Босния и Герцеговина, Грузия, Черногория и Украина.

«Они обеспечат, чтобы их национальная политика соответствовала этому решению Совета. ЕС принимает к сведению это обязательство и приветствует его», — говорится в сообщении Совета ЕС.

Европейские антироссийские санкции были введены в 2014 году, одной из главных причин для появления ограничительных мер стало присоединение Крыма к России. Несмотря на то, что полуостров вошел в состав страны путем референдума, который был проведен в соответствии со всеми международными нормами, западные страны отказались признавать его итоги. В частности, итоги референдума не признали страны Евросоюза, США и Украина.

Данные страны систематически призывают Москву «вернуть Крым» Украине для снятия ограничительных мер. Однако Россия не раз подчеркивала, что вопрос принадлежности полуострова является закрытым.

При этом вопрос снятия санкций с России активно обсуждается в Европе. Спустя пять лет после присоединения Крыма политики различных стран ЕС выступают против ограничительных мер в отношении Москвы. К примеру, премьер-министр Саксонии Михаэль Кретшмер в начале июля призвал к нормализации отношений с Россией.

«Мы должны снять эти санкции. Я надеюсь, что обе стороны пойдут навстречу друг другу. Мы должны сделать все, чтобы Россия сохранила свою европейскую ориентацию и не была ориентирована на таких партнеров, как Китай или Индия», — заявил Кретшмер.

По его словам, европейские санкции против России стали «большой проблемой» для востока Германии и Саксонии.

США вырвались в лидеры по добыче нефти и газа в 2018 году

На 16% и 12% соответственно увеличились добыча нефти и природного газа в США в 2018 году, установив новые исторические рекорды, сообщило управление энергетической информации Минэнерго США (EIA). При этом ведомство усиленно подчеркивает мировое лидерство США и приводит сравнение с другими крупнейшими нефте- и газодобывающими странами, в первую очередь, с Россией, пишет ANGI.ru.

В 2018 году в США было произведено 28,7 квадрлн БТЕ (британских тепловая единица) нефти. В этот объем EIA включает не только сырую нефть и газовый конденсат, но и NGPL (тяжелые фракции природного газа: бутаны, пентаны, гептаны, которые выделяют из природного газа на перерабатывающих заводах) и битум. В структуре производства в 2018 году 80% пришлось на сырую нефть и газовый конденсат и 20% на NGPL. Добыча сырой нефти в США в 2018 году увеличилось на 17%, установив новый рекорд почти в 11,0 млн б/с, что эквивалентно 22,8 квадрлн БТЭ в энергетическом выражении.

Добыча газа в США стимулируется наращиванием экспортного потенциала СПГ и стремлением выйти на новые рынки, за которые США борются, используя в том числе неконкурентные методы. Сравнивая результаты США с показателями России и Саудовской Аравии, EIA также отмечает наращивание добычи углеводородов. Однако, что касается нефтедобычи, и Россия и Саудовская Аравия связаны обязательствами в рамках соглашения ОПЕК+ по сокращению добычи с целью стабилизации нефтяных цен. США подобными обязательствами не связаны и свободны в наращивании объемов производства. Это привлекательно для сланцевых нефтедобытчиков, которые на фоне стабилизации нефтяных цен на отметках выше их уровня безубыточности повышают свою рентабельность. Однако последние цифры по буровой активности в США свидетельствуют о ее замедлении по всем сланцевым бассейнам США за исключением Permian.

Таиланд продолжит бесплатно выдавать визы

Кабинет министров Таиланда решил продлить бесплатную выдачу виз ещё на шесть месяцев. Срок должен был истечь 30 октября 2019 года, новая дата – 30 апреля 2020 года.

По мнению вице-премьера Правита Вонгсувона, полностью отменять визы страна не собирается из соображений безопасности. Особенно это касается граждан Китая и Индии. На сегодняшний день получить визу по прибытию могут граждане 18 стран: Болгария, Бутан, Китай, Кипр, Эфиопия, Фиджи, Грузия, Индия, Казахстан, Мальта, Мексика, Науру, Папуа – Новая Гвинея, Румыния, Саудовская Аравия, Тайвань, Узбекистан, Вануату, сообщают Новости Пхукета.

Граждане других стран, которые раньше также входили в этот список, сейчас имеют право на безвиз в течение 30 дней. Сюда относятся, в том числе, жители России, Украины, Латвии, Литвы.

Между тем, местные власти делают всё больший упор на развитие туристического сектора. К примеру, из Пхукета намереваются сделать круглогодичный курорт и даже вскоре откроют отель Radisson. Россияне остаются одними из ключевых посетителей Таиланда, выбирая эту страну одной из основных для удалённой работы.

Автор: Виктория Закирова

Цены производителей промпродукции в РФ в июле 2019 года снизились на 2.7%, с начала года - на 2%. Соответствующие данные опубликовал Росстат.

Потребительская инфляция в июле составила 0.2%, с начала года - 2.7%.

В июле снижение цен в добыче сырой нефти составило 15.7%, угля - 3.7%, природного газа и газового конденсата - 3.4%. При этом цены на руду железную товарную необогащённую увеличились на 10.5%.

В обрабатывающих производствах цены снизились на отдельные виды нефтепродуктов: конденсат газовый стабильный - на 13.2%, пропан и бутан сжиженные - на 11.1%, топливо судовое - на 8.4%.

В виде экономической деятельности "Производство химических веществ и химических продуктов" на 15.6% стали ниже цены на этилен, на 14.5% - серу техническую газовую, на 10.7% - этиленгликоль (этандиол), на 9.1% - смолы аминоформальдегидные в первичных формах, на 7.6% - полимеры стирола в первичных формах, на 6.7% - ксилолы, на 6.5% - стирол, на 5.8% - бензолы, на 4.7% - фенолы.

Вместе с тем в производстве прочей неметаллической минеральной продукции на 5.4% подорожали огнеупорные изделия, на 2% - прочие стеклянные изделия, включая технические изделия из стекла.

Амурский ГПЗ станет важным звеном поставок газа в Китай по газопроводу «Сила Сибири»

В рамках реализации Восточной газовой программы стремительными темпами идет строительство Амурского газоперерабатывающего завода (ГПЗ).

Гигантское предприятие в районе города Свободного Амурской области будет важным звеном технологической цепочки будущих поставок природного газа месторождений Якутии и Иркутской области в Китай по газопроводу «Сила Сибири».

Летом текущего года число строительного персонала завода превысило 21 тыс. человек. В июле на строительной площадке было установлено оборудование для третьей технологической линии предприятия (всего будет шесть аналогичных линий): колонна выделения метана (деметанизатор), колонна удаления азота (деазотирования), а также колонна выделения этана (деэтанизатор).

В период летней навигации 2019 года на площадку строительства Амурского ГПЗ суммарно будет доставлено свыше 120 единиц оборудования общим весом более 13 тыс. т. Погрузо-разгрузочные работы на временном причале предприятия обеспечивают специальные краны грузоподъемностью 1350 и 750 т.

Инвестор и заказчик проекта строительства — ООО «Газпром переработка Благовещенск».

Проектная мощность (по переработке) — 42 млрд куб. м природного газа в год.

Производство гелия — до 60 млн куб. м в год.

Производство этана — около 2,5 млн т в год.

Производство пропана — около 1 млн т в год.

Производство бутана — около 500 тыс. т в год.

Производство пентан-гексановой фракции — около 200 тыс. т в год.

Технологические линии — 6.

Кадры решают все

Уже сегодня ведется набор сотрудников, которые будут работать на этом высокотехнологичном предприятии. Специалисты приезжают из Оренбурга, Астрахани, Салавата, Нового Уренгоя и других нефтегазовых регионов страны. В 2019 году планируется принять на работу 219 сотрудников, в 2020-м — 688. В 2021 году, когда будут введены в эксплуатацию первые две линии завода, — еще 594 человека. Всего же к моменту выхода Амурского ГПЗ на проектную мощность — в 2025 году — здесь будут трудиться около 3 тыс. человек. Благодаря автоматизации производственных процессов Амурский ГПЗ станет лидером по производительности труда среди всех газоперерабатывающих предприятий отрасли.

«Квалифицированных специалистов привлекает возможность участвовать в одном из крупнейших газовых проектов, перспектива работать на самом современном в отрасли оборудовании, профессиональный и карьерный рост на новом масштабном предприятии», — поясняет начальник управления по работе с персоналом ООО «Газпром переработка Благовещенск» Людмила Зубова.

Социальная инфраструктура

Однако нужно обеспечить и комфортные условия для жизни специалистов, которые переезжают на Дальний Восток. Именно поэтому для работников Амурского ГПЗ идет строительство жилья и социальных объектов. В настоящее время в центре Свободного построен один многоквартирный дом, в августе текущего года будет сдан второй. Кроме того, в северной части города реализуется проект строительства жилого микрорайона на 42 пятиэтажных дома и 36 таунхаусов общей площадью 168 тыс. кв. м, в которых будут жить порядка 5 тыс. человек. Жилье для работников завода будет оборудовано мебелью и необходимой бытовой техникой. В жилом микрорайоне также появятся: новая школа и детский сад с бассейном, поликлиника, спортивные и культурные учреждения. Благодаря «Газпрому» в городе уже действует новый спорткомплекс с бассейном, завершается строительство храма.

Социальная инфраструктура перейдет в собственность государственных и муниципальных властей. Жилой комплекс будет находиться на балансе компании специального назначения — ООО «Жилой микрорайон», которая входит в структуру «Газпрома».

Реализуется проект строительства жилого микрорайона на 42 пятиэтажных дома и 36 таунхаусов общей площадью 168 тыс. кв. м, в которых будут жить порядка 5 тыс. человек.

Одновременно компания занимается подготовкой местных кадров. В нынешнем году состоялся первый выпуск «Газпром-класса» (25 человек) в школе №1 города Свободного. Школьникам регулярно организовывают выезд на стройплощадку и объясняют, куда можно пойти учиться для последующего трудоустройства на Амурский ГПЗ. Компания «Газпром переработка Благовещенск» взяла на себя расходы по приведению материальной базы Амурского технического колледжа города Свободный в соответствие с требованиями федеральных государственных образовательных стандартов. Приобретено специализированное оборудование в лаборатории, учебные мастерские и кабинеты, выполнены ремонтные и монтажные работы. Компания активно сотрудничает с высшими учебными заведениями: Амурским государственным университетом, Казанским технологическим университетом, Томским государственным университетом, Восточным университетом, Тюменским государственным университетом и, конечно, РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина.

Новое предприятие — это новые возможности для молодых и амбициозных. Необходимо отметить, что завод строится в очень интересном регионе. В 140 км от Свободного, на границе с Китаем, находится столица Приамурья — Благовещенск. От Поднебесной его отделяет река Амур, автомобильный мост через которую откроют в 2020 году. Также над Амуром построят канатную дорогу, попасть в Китай можно будет за 6 минут. Многие регулярно ездят в приграничный Хэйхэ и другие города КНР в качестве туристов, есть возможность познакомиться с культурой и достопримечательностями Китая и других стран Юго-Восточной Азии.

Автор — Сергей Правосудов, главный редактор журнала «Газпром»

На трассе М-9 в Московской области открыта новая многотопливная АЗС

На 67-км автомобильной дороги М-9 «Балтия» в Московской области (направление из Москвы) открылась новая автозаправочная станция.

Строительство объекта стало возможным в рамках Концепции развития объектов дорожного сервиса Росавтодора вдоль федеральных трасс. Он включает, помимо АЗС Нефтьмагистраль, кафе полного цикла и стоянку для транспорта. Впоследствии планируется расширить спектр услуг и открыть газозаправочную станцию (СУГ/Пропан-бутан), что будет способствовать дальнейшему формированию газозаправочной инфраструктуры в Мособласти.

Сегодня рынок газомоторного топлива является одним из перспективных направлений. Данный вид топлива обладает большим потенциалом применения на автомобильном транспорте при дальнемагистральных грузовых и пассажирских перевозках. Кроме того, это еще один из самых экологически чистых видов топлива, его применение позволяет значительно уменьшить негативное воздействие на окружающую среду, климат и здоровье человека.

В настоящее время Федеральное дорожное агентство активно участвует в реализации планов по размещению объектов производственной и сбытовой инфраструктуры газомоторного топлива на опорной сети существующих и перспективных федеральных автомобильных дорог. Так, в ближайшее десятилетие на федеральной сети Росавтодора должна быть размещена 181 газозаправочная станция, а на сети платных дорог госкомпании «Автодор», которая также участвует в программе, — 66 заправок.

Первый этап с 2019 по 2024 годы включает в себя строительство 98 газозаправочных станций (АГНКС), на втором этапе — до 2030 года — будет построено еще 149 АГНКС.

Работа по расширению применения различных типов газовых смесей в качестве моторного топлива на сегодняшний день сконцентрирована в 15 регионах России — Краснодарском крае, Волгоградской, Ленинградской, Московской, Самарской, Нижегородской, Омской, Томской, Новосибирской и Свердловской областях, Санкт-Петербурге и Москве, Республике Башкортостан, Алтайском и Пермском крае.

Основные объекты газозаправочной инфраструктуры планируется развивать на ключевых федеральных трассах большой протяженности с высокими транспортными потоками, в первую очередь - это трассы М-10 «Россия», М-11 «Москва – Санкт-Петербург», М-4 «Дон», М-1 «Беларусь», М-7 «Волга» и МТМ «Европа — Западный Китай».

Напомним также, что Генеральная схема размещения объектов дорожного сервиса вдоль федеральных автодорог предусматривает создание более 800 новых объектов, а также 250 многофункциональных зон для обслуживания участников дорожного движения. Только в период 2019 — 2020 годов на федеральных трассах запланировано открытие более 30 таких объектов.

География расположения сервисных пунктов и многофункциональных зон должна охватить практически все регионы России, в том числе малонаселенные — для того, чтобы сделать передвижение по федеральным трассам для автомобилистов наиболее комфортным.

Отметим, что планомерная работа по развитию дорожной инфраструктуры простимулировала интерес частных инвесторов, готовых вложить средства в развитие придорожного сервиса. В настоящее время Росавтодор проводит активную работу с региональными властями и потенциальными инвесторами, способствуя созданию благоприятных условий для бизнеса, готового размещать ОДС вдоль федеральных трасс. Промежуточным итогом такой деятельности стало подписание нескольких меморандумов о сотрудничестве между ведомством и рядом организаций, представляющих как крупный, так и средний бизнес.

Правительство Украины внесет на рассмотрение СНБО предложения про расширению санкционного антироссийского перечня, говорится в сообщении пресс-службы министерства по вопросу "временно оккупированных" территорий.

Ограничительные меры могут коснуться российских компаний, работающих в Крыму.

Так, например, правительство предложило внести в санкционный список 24 предприятия, задействованных в строительстве магистрального газопровода "Краснодарский край — Крым" и добыче углеводородов на полуострове.

В Киеве считают, что деятельность таких компаний "создает реальные и потенциальные угрозы национальным интересам, безопасности, суверенитету и территориальной целостности Украины".

Торговые ограничения

Экономические отношения России и Украины ухудшились в 2015 году, когда Киев принял постановление об отмене зоны свободной торговли в рамках СНГ и ввел эмбарго на ряд российских товаров. Впоследствии санкционные списки неоднократно расширялись.

Так, например, Украина запретила поставки удобрений, сельхозпродукции, цемента и фанеры. Также с 1 августа Киев вводит специальные пошлины на продукцию из России.

Москва в ответ на действия украинских властей не раз принимала аналогичные ограничительные меры: в апреле Россия запретила импорт некоторых видов продукции машиностроения, легкой промышленности и металлообработки, труб, бумаги и картона, одежды и обуви. С 1 июня Киеву также стали поставлять уголь, бензин и дизтопливо только по отдельным разрешениям, а экспорт нефти, этана, бутана, битума, этилена, пропилена и других нефтепродуктов запретили полностью.

По оценке главы Минэкономразвития Максима Орешкина, эти ограничения касаются товаров на более чем 4,3 миллиарда долларов — почти 30 процентов от общего объема товарооборота между двумя странами за прошлый год.

В Кремле неоднократно подчеркивали, что Москва никогда не была сторонницей разрушения отношений с Киевом. В частности, пресс-секретарь российского лидера Дмитрий Песков ранее напомнил, что Владимир Путин всегда говорит о "сохранении особого характера отношений между народами двух стран".