На 14-й специализированной выставке «Газ. Нефть. Новые технологии – Крайнему Северу 2020» будет представлена трубопроводная арматура производства «НПП «СтэлсПромМаш».

Мероприятие пройдет с 12 по 13 марта текущего года в г. Новый Уренгой. Среди участников: ООО «Газпром Добыча Ямбург», ООО «Газпром Добыча Уренгой», ОАО «Севернефтегазпром», ООО Завод «Газпроммаш», ОАО «ГМС Нефтемаш», ООО «Стэлс», ООО «Яргазарматура», ООО «Импэкс Электро», ООО «Самараволгомаш», ООО «АумаПриводСервис» и др.

На выставочном стенде №50 ГК «Стэлс» (эксклюзивного представителя ООО «НПП «СтэлсПромМаш») будут презентованы шаровые краны типа СПМ-КШ, DN 8 – DN 1400, PN до 40 МПа на различные среды и электрогидравлические, пневмогидравлические, пневматические приводы.

ГК «Стэлс» также продемонстрирует дисковые поворотные затворы, разработанные ООО «СТ-Арм» для трубопроводов воды и пара, технологических трубопроводов в металлургической, нефтеперерабатывающей, химической, газовой отраслях промышленности.

Кроме того, специалисты предприятия расскажут о возможностях применения шаровых стальных кранов и приводов для их автоматизации на объектах добычи, переработки, транспортировки газа, нефти и сопутствующих продуктов.

Справка:

ООО «НПП «СтэлсПромМаш» производит краны шаровые различных типов и операции по комплектации трубопроводной арматуры приводами для ее автоматизации, специализируется на выпуске продукции по индивидуальным требованиям заказчика, а также постоянно повышает свою компетентность и профессиональный уровень.

ООО «Стэлс» создано 1 июля 1999 года и является комплектующей и инжиниринговой организацией. Более 14 лет работает как профильный поставщик оборудования для предприятий газовой, нефтяной, химической и энергетической промышленности.

Компания является официальным представителем ведущих заводов-изготовителей высококачественного оборудования и предлагает поставки всех типов трубопроводной арматуры и приводов для её автоматизации, обладает широким опытом комплектации заказчиков необходимой продукцией, знанием отрасли, устойчивыми отношениями с партнёрами по бизнесу, а так же постоянно повышает свою компетентность и профессиональный уровень. 

С 2011 года развернута складская программа, которая насчитывает более 8000 единиц оборудования постоянного хранения. Организован участок обслуживания и комплектации общей площадью 2000 кв.м. Информацию по наличию на складе и о ближайшем его пополнении можно посмотреть на сайте или запросить у сотрудников «Стэлс». 

Исполнительный директор нефтегазового концерна Repsol Josu Jon Imaz в одном из недавних интервью подчеркнул приверженность компании стратегической цели – достижение углеродной нейтральности к 2050 году. Для этого Repsol уже сейчас успешно развивает проекты ВИЭ и планирует ежегодный ввод в эксплуатацию около 400-500 МВт мощностей ВЭС и СЭС. На пути к 2050 году нефтегазовый гигант собирается в 2025 году сократить выбросы на 10% по сравнению с уровнем 2016 года, на 20% к 2030 году и на 40% к 2040 году. Планируемый компанией портфель проектов ВИЭ составит 7.5 ГВт в 2025 году. Направление ВИЭ является приоритетным, но не единственным в развитии зеленых технологий компании. В 2020 году объем инвестиций в зеленые проекты составит 746 миллионов евро. Всего за период 2018 – 2020 гг. Repsol выделит на это 2.5 млрд евро. Инвестиции будут идти на развитие технологий декарбонизации, включая, помимо объектов ВИЭ, производство зеленого водорода и развитие производства газа и топлива из отходов. Зеленую энергию компания стремится использовать на всей производственной цепочке. Объем финансирования чистых технологий, в сравнении с инвестициями в традиционный для компании сектор добычи нефти, (750 млн. vs 1.8 млрд., планируемые инвестиции в 2020 году) показывает не только желание компании оставаться в тренде, но, также, серьезность намерений диверсифицировать бизнес и достичь поставленной амбициозной экологической цели углеродной нейтральности. Исполнительный директор компании Josu Jon Imaz, объективно оценивая положение дел в индустрии, подчеркнул, что в сфере разведки и добычи Repsol будет отдавать предпочтение созданию стоимости, а не увеличению производства, но оно по-прежнему будет устойчивым источником денежных средств для компании, которые она дальше будет финансировать в зеленые технологии. Многие нефтегазовые компании подчеркивают свою приверженность целям Парижского соглашения, но далеко не все реализуют такую стратегию в полном объеме на практике. Пример компании Repsol – эталонный в нефтегазовой отрасли. Несомненно, тренд зеленых инвестиций среди нефтегазовых компаний продолжит развиваться. Экологи, экоактивисты и журналисты обращают внимание на гринвошинг и эксплуатацию образа зеленого позиционирования, применяемого нефтегазовыми компаниями лишь с целью улучшения своего общественного имиджа без практической реализации масштабных зеленых проектов.

Так, согласно прогнозам, к 2030 году совокупная добыча 50 крупнейших нефтегазовых компаний мира увеличится на 8 % (по данным Rystard energy). При этом семь нефтегазовых мейджеров (ExxonMobil, ConocoPhillips, Shell, Total, Chevron, Eni, ВР) должны сократить свою совокупную добычу более чем треть к 2040 году, чтобы соответствовать цели Парижского соглашения, поддержку которому они выражают. Помимо увеличения добычи углеводородов, ещё одной проблемой на пути к комплексному устойчивому развитию являются косвенные выбросы, возникающие при реализации углеводородных топлив. Только Shell, Total и Repsol имеют в планах нивелирование и компенсацию выбросов, создаваемых сжиганием их продуктов, на которые приходится подавляющее большинство CO2, связанного с использованием ископаемого топлива. Исполнительный директор Repsol Josu Jon Imaz, отвечая на критику компании по использованию гринвошинга,, отметил что, даже если в будущем не появятся новые экологичные технологии, при использовании существующих компания может достичь цели углеродной нейтральности на 70% к 2050 году. Оставшуюся часть компания будет компенсировать инвестициями в восстановление лесных массивов. Помимо вклада самой корпорации в зеленые проекты, в этом участвуют и ее менеджеры. Josu Jon Imaz, как и остальная часть управленческой команды, будет направлять 40% своей заработной платы на реализацию экологических инициатив компании. Это, наряду с ежегодным раскрытием информации обо всех инвестициях компании в соответствии с целями в области климата Парижа, будет иметь большое значение для гарантии достижения целей Repsol.

В Северском районе Краснодарского края в феврале состоялось торжественное подключение Ильского НПЗ (ООО «КНГК-ИНПЗ») к новой ветви системы магистральных нефтепроводов (МНС) ПАО «Транснефть», по которому на завод будет поступать легкая малосернистая нефть из западносибирских месторождений.

Подключение к новой ветви позволило увеличить пропускную способность приемо-сдаточного пункта предприятия и перейти на полное обеспечение поставок нефти по системе магистральных нефтепроводов, что является непременным условием для выполнения обширной программы модернизации завода.

Глобальный план технологического развития Ильского нефтеперерабатывающего завода предусматривает создание фактически нового предприятия с лидерскими возможностями всероссийского масштаба к 2024 году. Реализация проекта предполагает несколько этапов.

Первый и второй предусматривали реконструкцию НПС «Нововеличковская», строительство 21-километрового нефтепровода и подключение к нему завода, а также расширение приемо-сдаточного пункта нефти с вводом в эксплуатацию второй системы измерения количества и качества нефти. Прием сырья по системе магистральных нефтепроводов значительно сокращает выбросы в процессе слива из железнодорожных цистерн, а надежная транспортировка нефти «по трубе» теперь не будет зависеть от погоды. Таким образом, 5 февраля были торжественно завершены этапы создания схемы обеспечения завода углеводородным сырьем.

«Благодаря запуску нефтепровода Краснодарский край станет лидером на Юге России по объемам переработки нефти», – подчеркнул губернатор Краснодарского края Вениамин Кондратьев.

«Мы сможем обеспечить сырьем новые установки и стать вторыми в крае по объему нефтепереработки после Туапсе», – прокомментировал Председатель Совета директоров ООО «КНГК-ИНПЗ» Алексей Шамара.

Третий этап предполагает увеличение мощности завода с 3,3 до 6,6 млн тонн нефти в год путем строительства установки первичной переработки нефти (ЭЛОУ АТ-6). Установка будет введена в эксплуатацию уже к концу этого года и позволит компании выйти на второе место в Краснодарском крае по объемам переработки.

«Ввод в строй этого объекта удвоит производительность предприятия, так как новая установка по мощности сравнима с пятью действующими», – объяснила Ирина Жачкина, Первый заместитель Председателя Правления Россельхозбанка, который финансирует реализацию данного инфраструктурного проекта стоимостью 4,3 млрд рублей.

Четвертый этап – возведение комплекса производства автобензинов и ароматических углеводородов (КПААУ) с мощностью 1,52 млн тонн в год. Введение в строй данного проекта будет иметь прямое влияние на ассортимент продукции и экспорт. КПААУ позволит производить бензин европейского класса, продукцию нефтехимии и сжиженный газ. Эти товары можно будет отправлять за границу и направлять потребителям Кубанского региона; сейчас предприятие отправляет в страны дальнего зарубежья прямогонный бензин, который используется в качестве сырья.

В настоящее время завод занимается выпуском таких нефтепродуктов, как мазут, бензин экспортный технологический, печное топливо, судовое маловязкое топливо. На экспорт поставляется от 40% до 70% продукции в зависимости от конъюнктуры рынка.

Реализация третьего и четвертого этапа позволит увеличить мощность переработки до 6 млн тонн нефти в год, повысить глубину переработки с 52% до 57% (выпуск товарного бензина класса 5) и обеспечить получение государственной поддержки в форме получения обратного акциза.

Ильский НПЗ – стратегически важное предприятие не только для Краснодарского края, но и для всей России. В нем впервые будет построена отечественная импортозамещающая установка технология каталитического риформинга с непрерывной регенерацией катализатора, которая имеет статус нацпроекта и позволит производить высококачественный автобензин. Экспортные возможности расширяются за счет выгодного логистического расположения: рядом Новороссийск, Туапсе, Темрюк.

Расширение производства создаст порядка 1000 рабочих мест, при этом налоговые отчисления с 2024 года достигнут 3,2 млрд рублей в год.

Saudi Aramco получила разрешение Высшего комитета по углеводородам Саудовской Аравии на разработку месторождения газа Джафура (Jafurah).
Об этом Saudi Aramco сообщила 22 февраля 2020 г.

Джафура является крупнейшим месторождением нетрадиционного газа в Саудовской Аравии.
Месторождение расположено на востоке королевства, к юго-востоку от крупнейшего в мире традиционного нефтяного месторождения Гавар (Ghawar) в районе Аль-Аксы.
Месторождение занимает большую площадь - длина составляет 170 км, а ширина - 100 км.
Оцениваемый объем запасов газа достигает 200 трлн фт3 (5,66 трлн м3).
Для сравнения: начальные запасы газа Бованенковского месторождения составляют 4,9 трлн м3.
Однако в случае с месторождением Джафура приводятся запасы углеводородов с учетом природного газа и газового конденсата.
Газ месторождения жирный, многокомпонентный, содержащий ценное сырье для нефтехимической и металлургической отраслей промышленности.

О перспективности бассейна сланцевого газа Джафура Saudi Aramco сообщила в 2016 г. по итогам масштабных геологоразведочных работ (ГРР).
Приступить к разработке месторождения Джафура Saudi Aramco намерена в 2024 г.
Компания ожидает, что на полку добычи месторождение выйдет к 2036 г. с объем добычи газа 2,2 млрд фт3/сутки (62,3 млн м3/сутки).
В частности, газоперерабатывающий комплекс, который планируется построить на месторождении, будет производить около 425 млн фт3/сутки этана (12 млн м3/сутки), что составляет около 40% от текущей производства.
Кроме того, на месторождении будет добываться около 550 тыс. барр./сутки газового конденсата.
Инвестиции в разработку месторождения составят 110 млрд долл. США.
Такая сумма обусловлена тем, что нетрадиционный газ относится к запасам, требующим передовых методов добычи.

Разработка месторождения Джафура сделает Саудовскую Аравию одним из самых важных производителей газа в мире, дополняя ее положение как самого важного производителя нефти, отметил наследный принц М. бин Салман.
Ранее Саудовская Аравия анонсировала планы по трансформации в экспортера газа к 2030 г.
Председатель совета директоров Saudi Aramco Я. аль-Румайян дополнил, что это не только укрепит позиции компании в глобальном энергетическом секторе, но и поможет Saudi Aramco стать ведущей комплексной энергетической и химической компанией в мире.
Развитие месторождения наряду с программами Саудовской Аравии по развитию возобновляемых источников энергии позволит достичь наилучшего сочетания энергопотребления на местном уровне и послужит защите окружающей среды.

В церемонии открытия роуд-шоу участвовали 200 делегатов, представляющих свыше 100 компаний из 40 стран мира.

В Дубае 24 февраля открылось Международное роуд-шоу «Нефть и газ Туркменистана-2020» (OGT-2020). Мероприятие организовали Госконцерны «Туркменгаз», «Туркменнефть», «Туркменгеология» и компания «Туркмен Форум». Об этом сообщил корреспондент SNG.Today.

― В церемонии открытия роуд-шоу участвовали 200 делегатов, представляющих свыше 100 компаний из 40 стран мира, ― говорится в информации пресс-службы форума.

В своём выступлении посол Туркменистана в ОАЭ Сердармамет Гараджаев отметил важность текущего мероприятия для туркмено-эмиратских отношений и выразил уверенность, что политика «открытых дверей» Туркменистана и его нейтральный статус и впредь будут содействовать всестороннему развитию международного сотрудничества.

В роуд-шоу запланированы переговоры с заинтересованными сторонами относительно партнёрства в развитии газодобычи на гигантском месторождении «Галкыныш», расположенном на территории Туркменистана, а также по ряду вопросов, связанных с разработкой месторождений. В частности, будут обговорены перспективы инвестирования в газохимические проекты и в трудно разрабатываемые месторождения.

Напомним, что Туркменистан согласно отчёту British Petroleum, по запасам природного газа в мире занимает четвёртое место и на данном этапе продаёт его по трубопроводам в Китай и Россию.

Республика, помимо гигантских углеводородных ресурсов мировой значимости, обладает и богатыми разнообразными твердыми полезными ископаемыми и гидроминеральными кладовыми промышленного масштаба. Их освоение, добыча и переработка является одним из важных направлений экономической политики президента Туркменистана.

В Алтайском крае вторую неделю подряд снижаются цены на бензин, сообщает “Алтайская правда”. Регион стабильно входит в тройку регионов Сибири с минимальной стоимостью на автомобильное топливо.

По данным Алтайкрайстата, средняя розничная стоимость бензина Аи-92 опустилась на 14 коп./л (в период с 27 января 2020 по 3 февраля 2020) и на 11 коп./л (с 3 февраля 2020 по 10 февраля 2020).

Край входит в тройку регионов Сибири по минимальным ценам на бензин Аи-92 (40,77 руб./л) и Аи-95 (42,95 руб./л). По дизельному топливу занимает вторую строчку со значением 47,89 руб./л.

В 2019 году в крае наблюдалась относительно стабильная ценовая ситуация в связи с «заморозкой цен», принятой на уровне российского правительства, сообщают в краевом управлении по развитию предпринимательства и рыночной инфраструктуры.

Цена нефти Brent составляла $58,19 за баррель. Цена барреля нефти WTI - $52,73

Цены на нефть растут на новостях о введении санкций США против торговой структуры Роснефти за операции в Венесуэле.

Согласно данным Investing.com, цена нефти Brent 19 февраля на 8:30 по Киеву составляла $58,19 (+0,73%) за баррель. Цена барреля нефти WTI - $52,73 (+0,84%). Предыдущие торги завершились на уровне $57,75 и $52,29 соответственно.

По словам старшего рыночного аналитика Oanda Джеффри Хэлли, санкции дадут лишь временную передышку и структурно не изменят перенасыщение рынка, пишет Bloomberg. Хэлли добавил, что в мире все еще слишком много нефти.

В агентстве отметили, что нефтяные фьючерсы дорожают с прошлой недели, но из-за последствий вспышки коронавируса в Китае их цена с начала года снизилась почти на 15%.

Между тем в Ливийской национальной нефтяной корпорации (NOC) заявили об эвакуации танкеров, которые перевозят топливо из порта Триполи. Силы Ливийской национальной армии ранее сообщили, что обстреляли порт Триполи и, по их данным, потопили турецкое судно, перевозившее оружие и боеприпасы. По версии NOC, снаряд упал в непосредственной близости от судна, перевозившего сжиженный газ. Правительство национального согласия Ливии объявило о приостановке переговоров с делегацией ЛНА в Женеве.

Добыча нефти в стране продолжает сокращаться в связи с блокировкой объектов нефтяной промышленности силами ЛНА. По состоянию на 17 февраля добыча находилась на самом низком уровне с 18 января 2020 года - 135,745 000 баррелей в сутки.

«Роснефть» вошла в число лидеров среди глобальных нефтегазовых компаний, принимающих участие в международном рейтинге в категории «водные ресурсы» в рамках проекта CDP (Carbon Disclosure Project). Деятельность «Роснефти» с учетом решений по управлению водными ресурсами получила оценку «В-», что соответствует среднемировому уровню. Всего в рейтинге приняли участие 2 435 компаний, в том числе 109 нефтегазовых компаний из 28 стран, но только 18 нефтегазовых компаний получили рейтинги в высшем диапазоне «А» – «В-». Высокая оценка деятельности «Роснефти», которая впервые участвовала в рейтинге CDP «водные ресурсы», свидетельствует об эффективности экологической политики компании.

«Роснефть», как сообщает Интерфакс, планирует в ближайшие пять лет увеличить на четверть экологические инвестиции. «За последние пять лет «зеленые» инвестиции компании составили более 240 млрд рублей (более 4 млрд долл.). В ближайшие пять лет планируется инвестировать еще 300 млрд рублей», – сообщил агентству представитель компании.

По итогам 2018 года в среднем по компании, без месторождений на ранней стадии освоения, уровень утилизации попутного нефтяного газа (ПНГ) составляет около 90%. С учетом «гринфилдов» – около 85%. Инвестиции «Роснефти» в этот проект за последние пять лет составили 125 млрд рублей (более 2 млрд долл.). Компания к 2022 году планирует довести показатель уровня утилизации ПНГ до более 95%. В ключевых структурах и проектах «Роснефти» этот показатель уже достиг более 95%, среди которых ВЧНГ («Верхнечонскнефтегаз»), «Самотлорнефтегаз», Ванкорское месторождение, «РН-Пурнефтегаз», «Харампурнефтегаз», «РН-Северная нефть», «РН-Сахалинморнефтегаз», «Сахалин-1», «Северное Чайво», «Варьеганнефтегаз», «Башнефть-добыча», «Роспан» и другие. В декабре 2019 года утилизации ПНГ на уровне 95% удалось достичь на двух месторождениях дочернего общества «Томскнефти» – на Двуреченском и Карасевском. «Есть удаленные активы, где непросто строить инфраструктуру, но эти вопросы можно решить с помощью мобильных установок утилизации», – отмечает представитель «Роснефти».

По итогам 2019 года нефтеперерабатывающие заводы компании уменьшили удельные выбросы парниковых газов на 11%. К 2022 году «Роснефть» планирует сократить выбросы парниковых газов на 8 млн тонн СО2-эквивалента. В частности, объем выбросов метана в 2018 году был снижен на 46%. В 2019 году компания присоединилась к инициативе международных нефтегазовых компаний по сокращению выбросов метана, подписав «Руководящие принципы по метану». «Пока по 2019 году нет данных по объемам сокращения выбросов метана, в ближайшее время планируем завершить расчеты», – отметил топ-менеджер компании. Также в рамках работы по снижению воздействия на окружающую среду компания вводит в эксплуатацию новые и реконструированные установки НПЗ (введено более 30 единиц) с улучшенными показателями топливной эффективности и низким уровнем выбросов.

«Роснефть» анализирует сценарии воздействия углеродного налога, который европейские власти намерены ввести после 2021 года, на доходность операций в регионе. «По поводу углеродного налога, в Европе отдельные страны, Франция, например, в первых рядах введения, но говорить о единой системе ещё рано, – рассказал журналистам топ-менеджер компании. – По road map green deal только в первом квартале 2021 года будут опубликованы проекты документов в частности по налогам, которые могут повлиять на импортеров. Компания сейчас анализирует различные сценарии воздействия на доходность своих операций в Европе». «Роснефть», как известно, владеет долями в ряде перерабатывающих активов за рубежом. Так, в Германии компания владеет долями (от 24 до 54%) в трех НПЗ – MiRO, Bayernoil и PCK. Объем переработки нефти на заводах Германии по итогам 2018 года составил 11,5 млн тонн.

С 2007 года компания ежегодно публикует Отчеты в области устойчивого развития. «Роснефть» является членом Глобального договора ООН, а в декабре 2018 года одобрила стратегию в части приверженности 17 Целям устойчивого развития ООН. Одной из приоритетных целей для Компании является «Борьба с изменениями климата. Усилия компании в области устойчивого развития получили признание международных рейтинговых агентств. «Роснефть» вошла в пятерку отраслевых лидеров рейтинга Refinitiv с рейтингом «А» в 2019 году. Аналитики Bloomberg в области устойчивого развития присвоили «Роснефти» рейтинг на уровне 65,15, оценив компанию выше, чем большинство нефтегазовых компаний мира.

В результате оценки корпоративной устойчивости SAM (CSA), проведенной международной компанией по устойчивому инвестированию RobecoSAM (бизнес-рейтинг RobecoSAM ESG Ratings, включая CSA, был приобретен S & P Global в январе 2020 г.), «Роснефть» улучшила свой рейтинг на 12 позиций. В феврале 2020 года компания вошла в число лидеров среди глобальных нефтегазовых компаний, принимающих участие в международном климатическом рейтинге CDP (Carbon Disclosure Project). По итогам независимой оценки «Роснефти» был присвоен рейтинг категории «В» – самый высокий среди российских нефтегазовых компаний и на два уровня превышающий средний рейтинг европейских компаний – участников. При этом деятельность компании в области корпоративного управления и реализации инициатив, связанных с сокращением выбросов парниковых газов, оценены CDP по наивысшей шкале «А». Помимо этого, «Роснефть» вошла в международный биржевой индекс FTSE4Good с высокими результатами в области устойчивого развития. По своим показателям компания опережает большую часть (83%) участников рейтинга международной нефтегазовой отрасли ICB supersector.

Трубная Металлургическая Компания (ТМК) выступила спонсором международной нефтегазовой выставки Egypt Petroleum Show 2020 (EGYPS 2020), которая проходила с 11 по 13 февраля в Каире (Египет). Это крупнейшее мероприятие в нефтегазовой отрасли на Африканском континенте к северу от Сахары. На стенде ТМК можно было получить полную информацию о всей номенклатуре высококачественной трубной продукции, которую выпускает компания. В частности, были представлены бурильные, насосно-компрессорные и обсадные трубы, сварные и бесшовные, трубы нефтегазового сортамента и для строительства магистральных трубопроводов. Кроме того, на стенде разместились образцы премиальных резьбовых соединений TMK UP, включая последние разработки, такие как TMK UP CENTUM. За счет того, что прочность соединения равна прочности трубы, соединения этого типа существенно повышают надежность трубных колонн при строительстве скважин сложной конфигурации и обеспечивает газогерметичность резьбового соединения при экстремальных условиях эксплуатации. Посетители также могли ознакомиться с инновационными решениями, которые предлагает компания для комплексной разработки месторождений углеводородов в самых разных условиях, в том числе в агрессивных средах и на глубоководном шельфе. В 2020 году Egypt Petroleum Show посетили около 30 тыс. посетителей, в ней приняли участие более 450 организаций, включая 15 международных и 9 национальных нефтегазовых компаний.

Поставки нефти через балтийский транзит приведут к тому, что белорусская нефтеперерабатывающая отрасль станет нежизнеспособной, заявил руководитель центра "Международная энергополитика" Юрий Солозобов в интервью Sputnik Латвия.По мнению эксперта, транзитные мощности Латвии и Литвы недостаточны для перевалки черного золота, а сроки доставки сырья настолько велики, что балтийский транзит не сможет обеспечить необходимую загрузку для НПЗ в Белоруссии, а это, в свою очередь, приведет к краху нефтеперерабатывающего бизнеса."Для того чтобы нефтеперерабатывающие заводы Беларуси работали с минимальной загрузкой, необходимо принимать два таких терминала в неделю, а то, что пришло, доставляться будет в течение двух недель. Логистика не работает — экономика не работает. Доходов от такой переработки не будет", — отметил Солозобов.Он добавил, что прибалтийские республики заинтересованы лишь в загрузке собственных портов за счет проблем белорусской стороны. Кроме того, считает эксперт, это предложение носит политический характер с расчетом на "более тесные отношения" Минска с ЕС.

В церемонии открытия роуд-шоу участвовали 200 делегатов, представляющих свыше 100 компаний из 40 стран мира.

В Дубае 24 февраля открылось Международное роуд-шоу «Нефть и газ Туркменистана-2020» (OGT-2020). Мероприятие организовали Госконцерны «Туркменгаз», «Туркменнефть», «Туркменгеология» и компания «Туркмен Форум». Об этом сообщил корреспондент SNG.Today.

― В церемонии открытия роуд-шоу участвовали 200 делегатов, представляющих свыше 100 компаний из 40 стран мира, ― говорится в информации пресс-службы форума.

В своём выступлении посол Туркменистана в ОАЭ Сердармамет Гараджаев отметил важность текущего мероприятия для туркмено-эмиратских отношений и выразил уверенность, что политика «открытых дверей» Туркменистана и его нейтральный статус и впредь будут содействовать всестороннему развитию международного сотрудничества.

В роуд-шоу запланированы переговоры с заинтересованными сторонами относительно партнёрства в развитии газодобычи на гигантском месторождении «Галкыныш», расположенном на территории Туркменистана, а также по ряду вопросов, связанных с разработкой месторождений. В частности, будут обговорены перспективы инвестирования в газохимические проекты и в трудно разрабатываемые месторождения.

Напомним, что Туркменистан согласно отчёту British Petroleum, по запасам природного газа в мире занимает четвёртое место и на данном этапе продаёт его по трубопроводам в Китай и Россию.

Республика, помимо гигантских углеводородных ресурсов мировой значимости, обладает и богатыми разнообразными твердыми полезными ископаемыми и гидроминеральными кладовыми промышленного масштаба. Их освоение, добыча и переработка является одним из важных направлений экономической политики президента Туркменистана.

В Алтайском крае вторую неделю подряд снижаются цены на бензин, сообщает “Алтайская правда”. Регион стабильно входит в тройку регионов Сибири с минимальной стоимостью на автомобильное топливо.

По данным Алтайкрайстата, средняя розничная стоимость бензина Аи-92 опустилась на 14 коп./л (в период с 27 января 2020 по 3 февраля 2020) и на 11 коп./л (с 3 февраля 2020 по 10 февраля 2020).

Край входит в тройку регионов Сибири по минимальным ценам на бензин Аи-92 (40,77 руб./л) и Аи-95 (42,95 руб./л). По дизельному топливу занимает вторую строчку со значением 47,89 руб./л.

В 2019 году в крае наблюдалась относительно стабильная ценовая ситуация в связи с «заморозкой цен», принятой на уровне российского правительства, сообщают в краевом управлении по развитию предпринимательства и рыночной инфраструктуры.

Цена нефти Brent составляла $58,19 за баррель. Цена барреля нефти WTI - $52,73

Цены на нефть растут на новостях о введении санкций США против торговой структуры Роснефти за операции в Венесуэле.

Согласно данным Investing.com, цена нефти Brent 19 февраля на 8:30 по Киеву составляла $58,19 (+0,73%) за баррель. Цена барреля нефти WTI - $52,73 (+0,84%). Предыдущие торги завершились на уровне $57,75 и $52,29 соответственно.

По словам старшего рыночного аналитика Oanda Джеффри Хэлли, санкции дадут лишь временную передышку и структурно не изменят перенасыщение рынка, пишет Bloomberg. Хэлли добавил, что в мире все еще слишком много нефти.

В агентстве отметили, что нефтяные фьючерсы дорожают с прошлой недели, но из-за последствий вспышки коронавируса в Китае их цена с начала года снизилась почти на 15%.

Между тем в Ливийской национальной нефтяной корпорации (NOC) заявили об эвакуации танкеров, которые перевозят топливо из порта Триполи. Силы Ливийской национальной армии ранее сообщили, что обстреляли порт Триполи и, по их данным, потопили турецкое судно, перевозившее оружие и боеприпасы. По версии NOC, снаряд упал в непосредственной близости от судна, перевозившего сжиженный газ. Правительство национального согласия Ливии объявило о приостановке переговоров с делегацией ЛНА в Женеве.

Добыча нефти в стране продолжает сокращаться в связи с блокировкой объектов нефтяной промышленности силами ЛНА. По состоянию на 17 февраля добыча находилась на самом низком уровне с 18 января 2020 года - 135,745 000 баррелей в сутки.

Более чем на 80% истощены запасы пяти ведущих газовых месторождений Украины. Об этом 29 января сообщает компания «Укргаздобыча» на своей странице в Facebook.

По данным компании, запасы Западно-Крестищенского месторождения истощены на 90%, Шебелинского — на 89%, Ефремовского и Мелиховского — на 82%, а Яблоновского — на 79%.

«Укргаздобыча» собирается приступить к поиску новых ресурсов, компенсирующих исчерпание указанных месторождений.

Как сообщало ИА REGNUM, согласно данным госкомпании «Укртрансгаз», в 2019 году на Украине удалось добыть 20,658 млрд кубометров природного газа. Сама компания добыла 14,88 млрд кубометров газа.

Зарабатывать в четыре-пять раз больше собирается Казахстан на нефтегазовых продуктах. Министр энергетики Нурлан Ногаев отчитался о ходе развития нефтегазохимической отрасли в стране, передает LS.

Для начала он напомнил, что таким образом республика планирует диверсифицировать сферу черного золота.

"Продукция нефтегазохимии является ценным экспортным товаром, торговать которым выгоднее, нежели просто нефтью и газом.  После четвертого-пятого переделов (к примеру, газ – этан – этилен – полиэтилен – изделия из полиэтилена) стоимость конечной продукции возрастает примерно в четыре-пять раз", – заметил Ногаев.

Он добавил, что в мире потребление нефтегазохимической продукции к 2030 году вырастет почти в два раза с нынешних $1 трлн до $1,8 трлн. Казахстан может воспользоваться этим преимуществом.

Министр добавил, что потребителями нефтегазохимических продуктов являются практически все отрасли промышленности: строительство, машиностроение, энергетика, сельское хозяйство, медицина, космонавтика и многие другие.

Не преминул Ногаев озвучить экономическую мантру чиновников о том, что каждый доллар, инвестируемый в нефтехимическую отрасль, дает $2-3 и каждое рабочее место в отрасли способствует созданию до семи новых рабочих мест в смежных отраслях экономики.

Затем он перешел к результатам проделанных министерством работ и тому, что за счет снижения барьеров перед инвесторами, на данный момент в нефтехимической СЭЗ, активно реализуются пять участников.

Находится на этапе строительства проект по производству полипропилена KPI Inc. мощностью 500 тыс. тонн в год на $2,6 млрд. Ведутся переговоры с Borealis о совместной реализации проекта по производству полиэтилена KLPE мощностью 1 250,0 тыс. тонн в год на $6,5 млрд. Ведутся строительно-монтажные работы газотурбинной электростанции Karabatan Utility Solutions мощностью 310 МВт. Также строится установка производства сжатого воздуха и азота "Эр Ликид Карабатан Тех Газы". Работает производство полимерной продукции Polymer Production. Вместе с тем на 1 октября объем производства продукции на территории СЭЗ составил 13 млрд тенге, в том числе объем экспорта – 8 млрд тенге. Общий объем инвестиций составил 495,1 млрд. тенге. Создано более 4 тыс. рабочих мест, в том числе 700 постоянных, 3 тыс. временных на этапе строительства.

"По проекту производства полипропилена с прошлого года ведутся строительные работы, которые выполнены на 52%. Строительство осуществляется согласно графику, запуск завода запланирован на 2021 год.  Проект полиэтилена планируется реализовать совместно с австрийской компанией Borealis, входящей в топ крупнейших мировых производителей полимеров. Совокупность вклада двух проектов в ВВП оценивается в 1,5 %. Помимо вышеназванных проектов, в настоящее время в Туркестанской области ведется строительство завода по производству полипропилена и присадки к бензину, мощность которых составляет 80 тыс. и 60 тыс. тонн соответственно", – пояснил Ногаев.

Он добавил, что Минэнерго работает над созданием газохимического производства в Мангистауской области с учетом имеющихся в регионе предпосылок: развитая инфраструктура, наличия нефти и газа, трудовых ресурсов, доступность электроэнергии и воды.

"Сингапурская компания Westgasoil Pte. Ltd проявила заинтересованность в реализации в Актау газохимического комплекса мощностью 300 тыс. тонн в год метанола, 600 тыс. тонн в год олефинов и стоимостью $1,8 млрд. Кроме того, на разных стадиях проработки находятся четыре перспективных проекта на $2 млрд. Изучается возможность дальнейшей переработки параксилола в полиэтилентерефталат (ПЭТФ), бензола в циклогексан, которые широко используются в легкой и упаковочной промышленностях.  А также планируется реализация проектов по производству базовых масел и карбамида, применяемой в сельскохозяйственной отрасли", – перечислил глава Минэнерго.

Шесть лет назад состоялся запуск в эксплуатацию Киринского газоконденсатного месторождения Сахалинской области, который положил начало добычи углеводородов в акваториях северных морей. Выход на проектную площадь запланирован на 2021–2023 гг. При обустройстве Берегового технологического комплекса (БТК) месторождения применялись передовые энергоэффективные технологии «ССТэнергомонтаж».

23 октября 2013 года в торжественной обстановке при участии Президента России Владимира Путина и Председателя Правления ПАО «Газпром» Алексея Миллера состоялся первый пуск газа и испытание системы транспортировки на Киринском ГКМ, что стало началом нового технологического этапа нефтегазовой отрасли. Впервые в России здесь реализовали систему подводной и береговой инфраструктуры, которая позволяет добывать газ на глубине 90 м без установки платформ и иных надводных конструкций. Углеводородное сырье по морскому трубопроводу оправляется сразу на Береговой технологический комплекс (БТК) для переработки и отправки в газотранспортную магистраль «Сахалин — Хабаровск — Владивосток».

Киринское — ключевое месторождение «Газпрома» в рамках проекта «Сахалин-3» по газоснабжению российских областей Дальнего Востока и Азиатско-Тихоокеанского региона. Его начальные запасы категории С1 составляют 162,5 млрд куб. м газа и 19,1 млн тонн газового конденсата, а проектная годовая мощность равняется 5,5 млрд куб. м газа в год. Оператором проекта по добыче углеводородов является ООО «Газпром добыча шельф».

Событию запуска месторождения предшествовало масштабное обустройство в 2011-2013 годах объектов морской и береговой инфраструктуры. Для строительства скважин применялась новая полупогружная буровая установка «Газпрома» ростом с 40-этажный дом — «Полярная звезда». Месторождение оборудовано по последнему слову техники, в числе применяемых решений — системы электрообогрева инжиниринговой компании «ССТэнергомонтаж» (входит в ГК «ССТ»).

Для обустройства Киринского месторождения ГК «ССТ» поставила 45 км нагревательных кабелей разных видов: саморегулирующихся кабелей марок HTP, BTC и BTX и резистивных кабелей СНФ. Суммарная мощность установок составила около 1400 кВт.

Береговой технологический комплекс Киринского месторождения работает в условиях минусовых температур и мощных буранов. Технологии «ССТэнергомонтаж» обеспечивают безостановочную работу технологического оборудования и защиту от наледи инфраструктурных объектов комплекса.

Системами электрообогрева оснащена установка комплексной подготовки газа (УКПГ), где углеводородное сырье из скважины превращается в готовую товарную продукцию — газ и газовый конденсат. Решения компании также делают возможным круглогодичное функционирование промбазы, площадок управления подводным добычным комплексом и замером газового конденсата, канализационно-очистных сооружений и водозаборной системы.

Проектирование началось в 2011 году, реализация всего проекта заняла три года.

Большая часть из поставленного на Киринское месторождение объема кабельной продукции «ССТэнергомонтаж» — 32 из 45 км — составляют саморегулирующиеся кабели. Группа компаний «Специальные системы и технологии» освоила их производство полного цикла первой в России. Саморегулирующиеся кабели «ССТэнергомонтаж» соответствуют высоким требованиям безопасности, что доказано российскими и международными сертификатами, и являются наиболее энергоэффективным решением для обогрева трубопроводов и элементов технологического оборудования в условиях сурового климата. Уникальная особенность этого электротехнического изделия — способность автоматически регулировать мощность тепловыделения в зависимости от погодных условий.

Группа компаний «Специальные системы и технологии», основанная в 1991 году, — мировой лидер в создании комплексных решений в области промышленного электрообогрева, безопасной городской среды и домашнего комфорта. Входит в ТОП-3 крупнейших мировых производителей систем кабельного обогрева. Группа разрабатывает инновационные решения для нефтегазовой, химической, добывающей, строительной, транспортной и других отраслей промышленности. Продукты и решения ГК «ССТ» представлены в 60 странах мира.

(c)ruscable.ru

В ТюмГУ в рамках всероссийской студенческой олимпиады «Я — профессионал» состоится третья Школа нефтегазового инжиниринга. Как сообщили Znak.com в управлении стратегических коммуникаций университета, на лекциях и мастер-классах школы не только будет обсуждаться теория нефтегазовой отрасли, но и будут отрабатываться практические навыки студентов для решения реальных производственных задач.

Преподавателями школы станут специалисты из российских и зарубежных технологических компаний, а также ведущих научных, проектно-технологических и инжиниринговых центров России. Среди них представители таких организаций, как «Сибур», «Шлюмберже», «Бейкер Хьюз», Тюменского нефтяного научного центра («Роснефть»), Сибирского научно-аналитического центра и ГК «Газпром нефти».

Кроме того, в Политехнической школе ТюмГУ есть уникальная магистратура «Концептуальный инжиниринг нефти и газа», которая пользуется популярностью среди выпускников российских и зарубежных университетов. Именно сюда ежегодно поступают финалисты олимпиады «Я — профессионал».

 «Успех магистерской программы по инжинирингу месторождений нефти и газа, реализуемой с „Газпром нефтью“, заключается и в перспективах трудоустройства в отрасли, и в практикоориентированности, — пояснил ректор ТюмГУ Валерий Фальков. — Современный университет в консорциуме с научными организациями и индустриальными партнерами должен научиться создавать высокотехнологичный продукт и доводить его до рынка. Решение этой задачи в Политехнической школе ТюмГУ коренным образом меняет содержание магистерского образования. У студентов появляется существенный стимул для развития, для самореализации, они видят применение результатов своей интеллектуальной деятельности на производстве».

Подать заявку на зимние школы можно в личном кабинете участника олимпиады на вкладке «Зимние школы» до 8 декабря 23:59 по московскому времени.

 «Я — профессионал» — один из флагманских проектов президентской платформы «Россия — страна возможностей». Олимпиада реализуется при поддержке Министерства науки и высшего образования РФ.  В данный момент регистрация на третий сезон олимпиады завершилась. В общей сложности в 2020 году в рамках олимпиады в ведущих вузах страны пройдут 18 профильных и междисциплинарных зимних школ для студентов.

Зимние школы — это практико-ориентированные форумы, которые на несколько дней объединяют талантливых студентов из разных регионов страны. Школы проводятся совместно ведущими российскими вузами и компаниями — партнерами олимпиады. Участники смогут познакомиться с опытными специалистами и экспертами в своей отрасли, узнать все подробности о работе по профессии и зарекомендовать себя перед потенциальным работодателем.

(c)znak.com

Глава Минэкономразвития РФ Максим Орешкин заявил в субботу после переговоров президентов России и Белоруссии Владимира Путина и Александра Лукашенко, что Москва и Минск значительно сблизились в вопросах нефти и газа.

"Сегодня был напряженный день. Плодотворно поработали. По целому ряду направлений, по сельскому хозяйству, по связи, по таможне, по регулированию нефтяного рынка на самом деле достигли серьезного прогресса, даже по вопросу нефти и газа позиции сторон были очень серьезно сближены", - сказал Орешкин.

Он добавил, что стороны с понедельника на экспертном уровне начнут детальную проработку указаний, полученных на этих переговорах, чтобы все сформулировать дорожные карты. "Затем будем докладывать премьерам, будем докладывать президентам", - заключил Орешкин.

(c)ria.ru

«Роснефть» прокомментировала ситуацию с повышением цен на бензин в Сахалинской области. Нефтяная корпорация утверждает, что разница в стоимости топлива на острове и материке незначительна, а других поставщиков в регионе нет. При этом компания отметила, что фактически доставка бензина и дизтоплива в регион не является коммерческой деятельностью.

РИА «Сахалин-Курилы» ранее сообщало, что автолюбителей области возмутил очередной скачок цен на бензин и дизельное топливо. На АЗС компании «Роснефть» за прошлую неделю удорожание составило от рубля до двух за литр. Следом подняли цены и другие заправки. При этом «Роснефть», являясь фактическим монополистом поставки ГСМ на остров, объяснила явление инфляцией и сезонным переходом на зимние сорта ДТ.

В понедельник, 11 ноября, губернатор Сахалинской области Валерий Лимаренко в своем Instagram назвал повышение цен на топливо «большой несправедливостью». Он заявил, что в рамках своих полномочий будет договариваться о снижении стоимости бензина и дизеля, а также предложил разбавлять «бензиновую монополию» газом.

После этого «Роснефть» опубликовала официальный пресс-релиз. Поставку топлива на Сахалин компания назвала «некоммерческой» деятельностью, попутно упомянув о том, что область хорошо зарабатывает на добыче нефти и газа. Собственную прибыль по результатам аналогичной деятельности на морском шельфе «Роснефть» не озвучивает.

«Компания предпринимает все усилия для обеспечения энергобезопасности Сахалина. «Роснефть» создала необходимые логистические каналы для поставок топлива на остров. Поставки топлива на Сахалин для Компании, по сути, не является коммерческой деятельностью. «Роснефть», таким образом, выполняет социальную функцию, обеспечивая в полном объеме потребление Сахалина.Сахалин входит в число регионов, получающих самые высокие доходы в региональный бюджет, в том числе от добычи нефти и газа на острове», — говорится в сообщении корпорации.

Кроме того, в релизе указано, что цены на бензин и дизельное топливо в Сахалинской области ниже, чем кажутся. Как следует из заявления «Роснефти», разница в стоимости на острове и материке не превышает 70 копеек, а на некоторых АЗС даже дешевле, чем в Москве — на 25-30 копеек. Согласно опубликованным данным, АИ-92 в Южно-Сахалинске стоит 44,75 рубля за литр на АЗС «РН-Востокнефтепродукт» и около 44,15 рубля — на автоматических АЗС. Эта стоимость примерно равна цене во Владивостоке (44,05 рубля). 

Согласно последним данным Росстата, топливо в России вновь начало дорожать. Только с 28 октября по 5 ноября розничные цены на бензин выросли на 2 копейки и составили 44.68 руб. за литр, а вот дизтопливо подорожало на 37 копеек и в среднем стоит 46. 83 руб за литр, пишет “Лайф”.

Аналитик Иван Капустянский отметил, что стоимость дизеля подросла в связи с переходом АЗС на зимний формат топлива.

“Впрочем, сезонное подорожание характерно для всех видов топлива, в том числе и для бензина. Если мы посмотрим историю котировок, то увидим закономерность роста цен начиная с сентября-октября. По крайней мере, так было последние три года”, - отмечает эксперт Forex Optimum.

Согласно его прогнозам, со средней цены 46 руб за литр в начале этой осени дизтопливо может подорожать к январю 2020 года до 47.4 рублей за литр.

И еще один момент. Эксперт Международного финансового центра Гайдар Гасанов заявил, что в связи с постоянным ростом цен на бензин водители начинают искать альтернативный вид топлива и начинают переходить не только на газ, но и на дизель. В итоге, под давлением спроса, дизтопливо начинает еще быстрее дорожать.

При ценах на нефть в 55–65 долларов за баррель демпфирующий механизм позволяет нефтяникам почти полностью покрыть свои убытки. Цены на бензин будут достаточно стабильны до тех пор, пока правительство не решит в очередной раз увеличить налоги или не произойдёт резких скачков в стоимости нефти. Таким образом, подорожание бензина не должно превысить годовые значения инфляции: АИ-95 не должен стоить больше 46,5 рубля за литр.

На 14-й специализированной выставке «Газ. Нефть. Новые технологии – Крайнему Северу 2020» будет представлена трубопроводная арматура производства «НПП «СтэлсПромМаш».

Мероприятие пройдет с 12 по 13 марта текущего года в г. Новый Уренгой. Среди участников: ООО «Газпром Добыча Ямбург», ООО «Газпром Добыча Уренгой», ОАО «Севернефтегазпром», ООО Завод «Газпроммаш», ОАО «ГМС Нефтемаш», ООО «Стэлс», ООО «Яргазарматура», ООО «Импэкс Электро», ООО «Самараволгомаш», ООО «АумаПриводСервис» и др.

На выставочном стенде №50 ГК «Стэлс» (эксклюзивного представителя ООО «НПП «СтэлсПромМаш») будут презентованы шаровые краны типа СПМ-КШ, DN 8 – DN 1400, PN до 40 МПа на различные среды и электрогидравлические, пневмогидравлические, пневматические приводы.

ГК «Стэлс» также продемонстрирует дисковые поворотные затворы, разработанные ООО «СТ-Арм» для трубопроводов воды и пара, технологических трубопроводов в металлургической, нефтеперерабатывающей, химической, газовой отраслях промышленности.

Кроме того, специалисты предприятия расскажут о возможностях применения шаровых стальных кранов и приводов для их автоматизации на объектах добычи, переработки, транспортировки газа, нефти и сопутствующих продуктов.

Справка:

ООО «НПП «СтэлсПромМаш» производит краны шаровые различных типов и операции по комплектации трубопроводной арматуры приводами для ее автоматизации, специализируется на выпуске продукции по индивидуальным требованиям заказчика, а также постоянно повышает свою компетентность и профессиональный уровень.

ООО «Стэлс» создано 1 июля 1999 года и является комплектующей и инжиниринговой организацией. Более 14 лет работает как профильный поставщик оборудования для предприятий газовой, нефтяной, химической и энергетической промышленности.

Компания является официальным представителем ведущих заводов-изготовителей высококачественного оборудования и предлагает поставки всех типов трубопроводной арматуры и приводов для её автоматизации, обладает широким опытом комплектации заказчиков необходимой продукцией, знанием отрасли, устойчивыми отношениями с партнёрами по бизнесу, а так же постоянно повышает свою компетентность и профессиональный уровень. 

С 2011 года развернута складская программа, которая насчитывает более 8000 единиц оборудования постоянного хранения. Организован участок обслуживания и комплектации общей площадью 2000 кв.м. Информацию по наличию на складе и о ближайшем его пополнении можно посмотреть на сайте или запросить у сотрудников «Стэлс». 

Исполнительный директор нефтегазового концерна Repsol Josu Jon Imaz в одном из недавних интервью подчеркнул приверженность компании стратегической цели – достижение углеродной нейтральности к 2050 году. Для этого Repsol уже сейчас успешно развивает проекты ВИЭ и планирует ежегодный ввод в эксплуатацию около 400-500 МВт мощностей ВЭС и СЭС. На пути к 2050 году нефтегазовый гигант собирается в 2025 году сократить выбросы на 10% по сравнению с уровнем 2016 года, на 20% к 2030 году и на 40% к 2040 году. Планируемый компанией портфель проектов ВИЭ составит 7.5 ГВт в 2025 году. Направление ВИЭ является приоритетным, но не единственным в развитии зеленых технологий компании. В 2020 году объем инвестиций в зеленые проекты составит 746 миллионов евро. Всего за период 2018 – 2020 гг. Repsol выделит на это 2.5 млрд евро. Инвестиции будут идти на развитие технологий декарбонизации, включая, помимо объектов ВИЭ, производство зеленого водорода и развитие производства газа и топлива из отходов. Зеленую энергию компания стремится использовать на всей производственной цепочке. Объем финансирования чистых технологий, в сравнении с инвестициями в традиционный для компании сектор добычи нефти, (750 млн. vs 1.8 млрд., планируемые инвестиции в 2020 году) показывает не только желание компании оставаться в тренде, но, также, серьезность намерений диверсифицировать бизнес и достичь поставленной амбициозной экологической цели углеродной нейтральности. Исполнительный директор компании Josu Jon Imaz, объективно оценивая положение дел в индустрии, подчеркнул, что в сфере разведки и добычи Repsol будет отдавать предпочтение созданию стоимости, а не увеличению производства, но оно по-прежнему будет устойчивым источником денежных средств для компании, которые она дальше будет финансировать в зеленые технологии. Многие нефтегазовые компании подчеркивают свою приверженность целям Парижского соглашения, но далеко не все реализуют такую стратегию в полном объеме на практике. Пример компании Repsol – эталонный в нефтегазовой отрасли. Несомненно, тренд зеленых инвестиций среди нефтегазовых компаний продолжит развиваться. Экологи, экоактивисты и журналисты обращают внимание на гринвошинг и эксплуатацию образа зеленого позиционирования, применяемого нефтегазовыми компаниями лишь с целью улучшения своего общественного имиджа без практической реализации масштабных зеленых проектов.

Так, согласно прогнозам, к 2030 году совокупная добыча 50 крупнейших нефтегазовых компаний мира увеличится на 8 % (по данным Rystard energy). При этом семь нефтегазовых мейджеров (ExxonMobil, ConocoPhillips, Shell, Total, Chevron, Eni, ВР) должны сократить свою совокупную добычу более чем треть к 2040 году, чтобы соответствовать цели Парижского соглашения, поддержку которому они выражают. Помимо увеличения добычи углеводородов, ещё одной проблемой на пути к комплексному устойчивому развитию являются косвенные выбросы, возникающие при реализации углеводородных топлив. Только Shell, Total и Repsol имеют в планах нивелирование и компенсацию выбросов, создаваемых сжиганием их продуктов, на которые приходится подавляющее большинство CO2, связанного с использованием ископаемого топлива. Исполнительный директор Repsol Josu Jon Imaz, отвечая на критику компании по использованию гринвошинга,, отметил что, даже если в будущем не появятся новые экологичные технологии, при использовании существующих компания может достичь цели углеродной нейтральности на 70% к 2050 году. Оставшуюся часть компания будет компенсировать инвестициями в восстановление лесных массивов. Помимо вклада самой корпорации в зеленые проекты, в этом участвуют и ее менеджеры. Josu Jon Imaz, как и остальная часть управленческой команды, будет направлять 40% своей заработной платы на реализацию экологических инициатив компании. Это, наряду с ежегодным раскрытием информации обо всех инвестициях компании в соответствии с целями в области климата Парижа, будет иметь большое значение для гарантии достижения целей Repsol.

В Северском районе Краснодарского края в феврале состоялось торжественное подключение Ильского НПЗ (ООО «КНГК-ИНПЗ») к новой ветви системы магистральных нефтепроводов (МНС) ПАО «Транснефть», по которому на завод будет поступать легкая малосернистая нефть из западносибирских месторождений.

Подключение к новой ветви позволило увеличить пропускную способность приемо-сдаточного пункта предприятия и перейти на полное обеспечение поставок нефти по системе магистральных нефтепроводов, что является непременным условием для выполнения обширной программы модернизации завода.

Глобальный план технологического развития Ильского нефтеперерабатывающего завода предусматривает создание фактически нового предприятия с лидерскими возможностями всероссийского масштаба к 2024 году. Реализация проекта предполагает несколько этапов.

Первый и второй предусматривали реконструкцию НПС «Нововеличковская», строительство 21-километрового нефтепровода и подключение к нему завода, а также расширение приемо-сдаточного пункта нефти с вводом в эксплуатацию второй системы измерения количества и качества нефти. Прием сырья по системе магистральных нефтепроводов значительно сокращает выбросы в процессе слива из железнодорожных цистерн, а надежная транспортировка нефти «по трубе» теперь не будет зависеть от погоды. Таким образом, 5 февраля были торжественно завершены этапы создания схемы обеспечения завода углеводородным сырьем.

«Благодаря запуску нефтепровода Краснодарский край станет лидером на Юге России по объемам переработки нефти», – подчеркнул губернатор Краснодарского края Вениамин Кондратьев.

«Мы сможем обеспечить сырьем новые установки и стать вторыми в крае по объему нефтепереработки после Туапсе», – прокомментировал Председатель Совета директоров ООО «КНГК-ИНПЗ» Алексей Шамара.

Третий этап предполагает увеличение мощности завода с 3,3 до 6,6 млн тонн нефти в год путем строительства установки первичной переработки нефти (ЭЛОУ АТ-6). Установка будет введена в эксплуатацию уже к концу этого года и позволит компании выйти на второе место в Краснодарском крае по объемам переработки.

«Ввод в строй этого объекта удвоит производительность предприятия, так как новая установка по мощности сравнима с пятью действующими», – объяснила Ирина Жачкина, Первый заместитель Председателя Правления Россельхозбанка, который финансирует реализацию данного инфраструктурного проекта стоимостью 4,3 млрд рублей.

Четвертый этап – возведение комплекса производства автобензинов и ароматических углеводородов (КПААУ) с мощностью 1,52 млн тонн в год. Введение в строй данного проекта будет иметь прямое влияние на ассортимент продукции и экспорт. КПААУ позволит производить бензин европейского класса, продукцию нефтехимии и сжиженный газ. Эти товары можно будет отправлять за границу и направлять потребителям Кубанского региона; сейчас предприятие отправляет в страны дальнего зарубежья прямогонный бензин, который используется в качестве сырья.

В настоящее время завод занимается выпуском таких нефтепродуктов, как мазут, бензин экспортный технологический, печное топливо, судовое маловязкое топливо. На экспорт поставляется от 40% до 70% продукции в зависимости от конъюнктуры рынка.

Реализация третьего и четвертого этапа позволит увеличить мощность переработки до 6 млн тонн нефти в год, повысить глубину переработки с 52% до 57% (выпуск товарного бензина класса 5) и обеспечить получение государственной поддержки в форме получения обратного акциза.

Ильский НПЗ – стратегически важное предприятие не только для Краснодарского края, но и для всей России. В нем впервые будет построена отечественная импортозамещающая установка технология каталитического риформинга с непрерывной регенерацией катализатора, которая имеет статус нацпроекта и позволит производить высококачественный автобензин. Экспортные возможности расширяются за счет выгодного логистического расположения: рядом Новороссийск, Туапсе, Темрюк.

Расширение производства создаст порядка 1000 рабочих мест, при этом налоговые отчисления с 2024 года достигнут 3,2 млрд рублей в год.

Saudi Aramco получила разрешение Высшего комитета по углеводородам Саудовской Аравии на разработку месторождения газа Джафура (Jafurah).
Об этом Saudi Aramco сообщила 22 февраля 2020 г.

Джафура является крупнейшим месторождением нетрадиционного газа в Саудовской Аравии.
Месторождение расположено на востоке королевства, к юго-востоку от крупнейшего в мире традиционного нефтяного месторождения Гавар (Ghawar) в районе Аль-Аксы.
Месторождение занимает большую площадь - длина составляет 170 км, а ширина - 100 км.
Оцениваемый объем запасов газа достигает 200 трлн фт3 (5,66 трлн м3).
Для сравнения: начальные запасы газа Бованенковского месторождения составляют 4,9 трлн м3.
Однако в случае с месторождением Джафура приводятся запасы углеводородов с учетом природного газа и газового конденсата.
Газ месторождения жирный, многокомпонентный, содержащий ценное сырье для нефтехимической и металлургической отраслей промышленности.

О перспективности бассейна сланцевого газа Джафура Saudi Aramco сообщила в 2016 г. по итогам масштабных геологоразведочных работ (ГРР).
Приступить к разработке месторождения Джафура Saudi Aramco намерена в 2024 г.
Компания ожидает, что на полку добычи месторождение выйдет к 2036 г. с объем добычи газа 2,2 млрд фт3/сутки (62,3 млн м3/сутки).
В частности, газоперерабатывающий комплекс, который планируется построить на месторождении, будет производить около 425 млн фт3/сутки этана (12 млн м3/сутки), что составляет около 40% от текущей производства.
Кроме того, на месторождении будет добываться около 550 тыс. барр./сутки газового конденсата.
Инвестиции в разработку месторождения составят 110 млрд долл. США.
Такая сумма обусловлена тем, что нетрадиционный газ относится к запасам, требующим передовых методов добычи.

Разработка месторождения Джафура сделает Саудовскую Аравию одним из самых важных производителей газа в мире, дополняя ее положение как самого важного производителя нефти, отметил наследный принц М. бин Салман.
Ранее Саудовская Аравия анонсировала планы по трансформации в экспортера газа к 2030 г.
Председатель совета директоров Saudi Aramco Я. аль-Румайян дополнил, что это не только укрепит позиции компании в глобальном энергетическом секторе, но и поможет Saudi Aramco стать ведущей комплексной энергетической и химической компанией в мире.
Развитие месторождения наряду с программами Саудовской Аравии по развитию возобновляемых источников энергии позволит достичь наилучшего сочетания энергопотребления на местном уровне и послужит защите окружающей среды.

«Роснефть» вошла в число лидеров среди глобальных нефтегазовых компаний, принимающих участие в международном рейтинге в категории «водные ресурсы» в рамках проекта CDP (Carbon Disclosure Project). Деятельность «Роснефти» с учетом решений по управлению водными ресурсами получила оценку «В-», что соответствует среднемировому уровню. Всего в рейтинге приняли участие 2 435 компаний, в том числе 109 нефтегазовых компаний из 28 стран, но только 18 нефтегазовых компаний получили рейтинги в высшем диапазоне «А» – «В-». Высокая оценка деятельности «Роснефти», которая впервые участвовала в рейтинге CDP «водные ресурсы», свидетельствует об эффективности экологической политики компании.

«Роснефть», как сообщает Интерфакс, планирует в ближайшие пять лет увеличить на четверть экологические инвестиции. «За последние пять лет «зеленые» инвестиции компании составили более 240 млрд рублей (более 4 млрд долл.). В ближайшие пять лет планируется инвестировать еще 300 млрд рублей», – сообщил агентству представитель компании.

По итогам 2018 года в среднем по компании, без месторождений на ранней стадии освоения, уровень утилизации попутного нефтяного газа (ПНГ) составляет около 90%. С учетом «гринфилдов» – около 85%. Инвестиции «Роснефти» в этот проект за последние пять лет составили 125 млрд рублей (более 2 млрд долл.). Компания к 2022 году планирует довести показатель уровня утилизации ПНГ до более 95%. В ключевых структурах и проектах «Роснефти» этот показатель уже достиг более 95%, среди которых ВЧНГ («Верхнечонскнефтегаз»), «Самотлорнефтегаз», Ванкорское месторождение, «РН-Пурнефтегаз», «Харампурнефтегаз», «РН-Северная нефть», «РН-Сахалинморнефтегаз», «Сахалин-1», «Северное Чайво», «Варьеганнефтегаз», «Башнефть-добыча», «Роспан» и другие. В декабре 2019 года утилизации ПНГ на уровне 95% удалось достичь на двух месторождениях дочернего общества «Томскнефти» – на Двуреченском и Карасевском. «Есть удаленные активы, где непросто строить инфраструктуру, но эти вопросы можно решить с помощью мобильных установок утилизации», – отмечает представитель «Роснефти».

По итогам 2019 года нефтеперерабатывающие заводы компании уменьшили удельные выбросы парниковых газов на 11%. К 2022 году «Роснефть» планирует сократить выбросы парниковых газов на 8 млн тонн СО2-эквивалента. В частности, объем выбросов метана в 2018 году был снижен на 46%. В 2019 году компания присоединилась к инициативе международных нефтегазовых компаний по сокращению выбросов метана, подписав «Руководящие принципы по метану». «Пока по 2019 году нет данных по объемам сокращения выбросов метана, в ближайшее время планируем завершить расчеты», – отметил топ-менеджер компании. Также в рамках работы по снижению воздействия на окружающую среду компания вводит в эксплуатацию новые и реконструированные установки НПЗ (введено более 30 единиц) с улучшенными показателями топливной эффективности и низким уровнем выбросов.

«Роснефть» анализирует сценарии воздействия углеродного налога, который европейские власти намерены ввести после 2021 года, на доходность операций в регионе. «По поводу углеродного налога, в Европе отдельные страны, Франция, например, в первых рядах введения, но говорить о единой системе ещё рано, – рассказал журналистам топ-менеджер компании. – По road map green deal только в первом квартале 2021 года будут опубликованы проекты документов в частности по налогам, которые могут повлиять на импортеров. Компания сейчас анализирует различные сценарии воздействия на доходность своих операций в Европе». «Роснефть», как известно, владеет долями в ряде перерабатывающих активов за рубежом. Так, в Германии компания владеет долями (от 24 до 54%) в трех НПЗ – MiRO, Bayernoil и PCK. Объем переработки нефти на заводах Германии по итогам 2018 года составил 11,5 млн тонн.

С 2007 года компания ежегодно публикует Отчеты в области устойчивого развития. «Роснефть» является членом Глобального договора ООН, а в декабре 2018 года одобрила стратегию в части приверженности 17 Целям устойчивого развития ООН. Одной из приоритетных целей для Компании является «Борьба с изменениями климата. Усилия компании в области устойчивого развития получили признание международных рейтинговых агентств. «Роснефть» вошла в пятерку отраслевых лидеров рейтинга Refinitiv с рейтингом «А» в 2019 году. Аналитики Bloomberg в области устойчивого развития присвоили «Роснефти» рейтинг на уровне 65,15, оценив компанию выше, чем большинство нефтегазовых компаний мира.

В результате оценки корпоративной устойчивости SAM (CSA), проведенной международной компанией по устойчивому инвестированию RobecoSAM (бизнес-рейтинг RobecoSAM ESG Ratings, включая CSA, был приобретен S & P Global в январе 2020 г.), «Роснефть» улучшила свой рейтинг на 12 позиций. В феврале 2020 года компания вошла в число лидеров среди глобальных нефтегазовых компаний, принимающих участие в международном климатическом рейтинге CDP (Carbon Disclosure Project). По итогам независимой оценки «Роснефти» был присвоен рейтинг категории «В» – самый высокий среди российских нефтегазовых компаний и на два уровня превышающий средний рейтинг европейских компаний – участников. При этом деятельность компании в области корпоративного управления и реализации инициатив, связанных с сокращением выбросов парниковых газов, оценены CDP по наивысшей шкале «А». Помимо этого, «Роснефть» вошла в международный биржевой индекс FTSE4Good с высокими результатами в области устойчивого развития. По своим показателям компания опережает большую часть (83%) участников рейтинга международной нефтегазовой отрасли ICB supersector.

Трубная Металлургическая Компания (ТМК) выступила спонсором международной нефтегазовой выставки Egypt Petroleum Show 2020 (EGYPS 2020), которая проходила с 11 по 13 февраля в Каире (Египет). Это крупнейшее мероприятие в нефтегазовой отрасли на Африканском континенте к северу от Сахары. На стенде ТМК можно было получить полную информацию о всей номенклатуре высококачественной трубной продукции, которую выпускает компания. В частности, были представлены бурильные, насосно-компрессорные и обсадные трубы, сварные и бесшовные, трубы нефтегазового сортамента и для строительства магистральных трубопроводов. Кроме того, на стенде разместились образцы премиальных резьбовых соединений TMK UP, включая последние разработки, такие как TMK UP CENTUM. За счет того, что прочность соединения равна прочности трубы, соединения этого типа существенно повышают надежность трубных колонн при строительстве скважин сложной конфигурации и обеспечивает газогерметичность резьбового соединения при экстремальных условиях эксплуатации. Посетители также могли ознакомиться с инновационными решениями, которые предлагает компания для комплексной разработки месторождений углеводородов в самых разных условиях, в том числе в агрессивных средах и на глубоководном шельфе. В 2020 году Egypt Petroleum Show посетили около 30 тыс. посетителей, в ней приняли участие более 450 организаций, включая 15 международных и 9 национальных нефтегазовых компаний.

В Нижневартовске пройдет третий международный молодежный научно-практический форум "Нефтяная столица". В этом году деловая программа мероприятия включает в себя обсуждение рационального недропользования, технологий безопасного производства, цифровизации нефтегазодобывающей отрасли, взаимодействия отраслевых вузов и индустрии ТЭК, сообщили Накануне.RU в пресс-службе мэрии.

Форум проводится с 2018 г., за это время участниками стали более 1,8 тыс. человек из России и 16 стран мира. Организаторами форума выступает правительство Югры при поддержке Совета молодых ученых Российской академии наук, Российского национального комитета Мирового нефтяного совета, Международного центра компетенций в горнотехническом образовании под эгидой ЮНЕСКО и Санкт-Петербургского горного университета.

В этом году форум пройдет 18-19 февраля. Главными мероприятиями станут международная научно-практическая конференция "Технологии будущего нефтегазодобывающих регионов" и конкурс инновационных проектов. Участие в форуме смогут принять молодые специалисты нефтяных компаний, научно-образовательных центров и институтов, студенты российских и зарубежных отраслевых университетов.

Доклады участников, получившие положительную рецензию, будут опубликованы в сборнике научных статей в журнале с базой цитирования Scopus в престижном британском издательстве CRC Press. Лучшие инновационные проекты получат финансовую поддержку для их дальнейшего развития и продвижения.

Кроме того, в программе форума – пленарное заседание "Цифра нефти", панельная сессия "Мировые тенденции нефтегазовой отрасли сегодня и завтра", отраслевые круглые столы, Международный нефтяной академический конгресс имени Фармана Салманова, специализированная выставка инновационных проектов в области ТЭК "Инновации. Развитие – 2020" и практическая площадка "Научно-технологическое развитие в ТЭК".

Спикерами выступят ведущие российские и мировые эксперты топливно-энергетического комплекса, академики, руководители, профессоры отраслевых вузов и научно-исследовательских институтов.

Рейтинговое агентство Moody’s в пятницу опубликовало отчет о компании «Роснефть». Главный результат — кредитный рейтинг нефтяной компании сохранился на инвестиционном уровне Baa3 со стабильным прогнозом, то есть на уровне кредитного рейтинга Российской Федерации.

Сейчас «Роснефть» напрямую или косвенно имеет кредитные рейтинги инвестиционного уровня, значения которых соответствуют кредитным рейтингам правительства России, от всех международных рейтинговых агентств «большой тройки»: Moody’s (Baa3, стабильный), S&P (BBB-, стабильный) и Fitch (BBB, стабильный — через «Башнефть»).

В отчете Moody’s обращает внимание на улучшающиеся финансовые показатели «Роснефти», в том числе, на генерацию денежного потока, рост уровня покрытия процентных расходов и снижающуюся долговую нагрузку. За первые три квартала 2019 года показатель долга «Роснефти» сократился примерно на 1 трлн рублей и, как ожидается, будет сокращаться и дальше. А стратегическое положение компании для страны обеспечивается статусом крупнейшего налогоплательщика России.

По мнению аналитиков Moody’s, основными вызовами, стоящими перед «Роснефтью», являются изменяющийся налоговый режим нефтяной отрасли России и действующие санкции. Без применения дисконта кредитный рейтинг «Роснефти» был бы на уровне A3, как у американских компаний Amazon, Baker Hughes, Boeing, ConocoPhillips, немецкой Daimler или австрийской OMV.

Танкер-накопитель «Умба» — наша конечная точка в знакомстве с уникальной логистической цепочкой доставки нефти с Новопортовского месторождения «Газпромнефть-Ямала», все детали этой увлекательной истории можно будет уточнить в конце нашего репортажа.

Напомню, что сорт нефти Novy Port, который относится к категории легких с низким содержанием серы (около 0,1%) поступает на

Приемо-сдаточный пункт Новопортовского месторождения, который расположен в селе Каменный мыс. Далее нефть через уникальный терминал «Ворота Арктики» в Обской губе отгружают на танкеры ледового класса серии «Штурман». Потом она следует в танкере по Обской губе и Северному морскому пути через Карское и Баренцево моря до Мурманска. Там нефть попадает на танкер-накопитель «Умба», откуда она отправляется потребителям.

Так как Обская губа мелководная, то потребовалось спроектировать шесть танкеров арктического класса, которые могут работать здесь и взять на борт до 42 тысяч тонн нефти.

Танкер ледового класса обычно берет 38 тысяч тонн «черного золота». Эта величина не постоянна и зависит от множества факторов. Танкеры грузоподъемностью 100 тысяч тонн, которые забирают нефть из «Умбы», не могут уже войти в мелководную Обскую губу, не говоря уже про «Умбу», которая имеет осадку более 21 метра. Поэтому челночные танкеры «Газпром нефти» разгружаются в акватории Кольского залива и отправляются в обратный путь за новой партией сырья.

«Умба» грузоподъемностью 300 тысяч тонн построен в 2001 году на верфи Hitachi Zosen (Япония) как танкер с неограниченным районом плавания (первое имя судна «Berge Kyoto», затем — «SASA»). В 2015 году «Умба» прошёл капитальный ремонт, переоборудование и освидетельствование Регистром на верфи.

Усовершенствованы швартовная и грузовая системы, внедрена система подогрева во всех грузовых танках, модернизированы системы контроля груза, проведен капитальный ремонт и полная окраска корпуса. Судну присвоена категория «1» по программе САР (Condition Assessment Program) — «идеальное состояние».

«Умба» — один из крупнейших танкеров, который имеет порт прописки в России и ходит под российским флагом.

В процессе подготовки рейдового перегрузочного комплекса (РПК) выполнены все необходимые работы, сводящие к минимуму экологические и технологические риски, разработаны и согласованы с соответствующими ведомствами проекты по разработке и монтажу якорно-швартовных связей, охране окружающей среды, оценке воздействия на окружающую среду, а также «План ликвидации аварийных разливов нефти», «План обеспечения транспортной безопасности».

На комплексе ведется непрерывное круглосуточное дежурство готовности к ликвидации аварийных разливов нефти (ЛАРН), как на акватории, так и на береговой черте. На акватории РПК установлено круглогодичное наблюдение за состоянием окружающей среды, проводится экологический мониторинг для определения гидрохимического и гидробиологического состояния биоценоза.

«Умба» своим ходом пришел из Сингапура в Мурманск и 15 января 2016 г встал на рейде в акватории морского порта Мурманск в среднем колене Кольского залива и уже 28 января того же года принял первую нефть с танкера, который получил её через терминал «Ворота Арктики».

Умба — хорошо известное имя у поморов. В Белое море, между Малой и Большой Пирь-губами, впадает река Умба, в устье которой расположено старинное поморское село с таким же названием.

Этой награды завод удостоился за технологию получения синтетического бензина.

Новый завод по производству бензина из природного газа в Ахалском велаяте (регионе), введённый в эксплуатацию в конце июня 2019 года получил международную премию TIGAS 2019 IChemE в номинации «нефть и газ». Этой награды завод удостоился за технологию получения синтетического бензина. Об этом 11 ноября сообщил сайт компании Haldor Topsoe.

Церемония вручения престижной награды 2019 IchemE, которой удостоились представители компании Haldor Topsoe, занимающиеся разработкой технологии TIGAS прошла в британском городе Халл.

― Данная награда является кульминацией многолетней опытно-испытательной работы. В результате, в Туркменистане был введён в эксплуатацию первый в мире завод по производству бензина из природного газа, ― отметил Ким Кнудсен, исполнительный вице-президент подразделения компании.

Отметим, Haldor Topsoe ― единственная в мире компания, занимающаяся разработкой технологии производства бензина из природного газа. В промышленном масштабе технология TIGAS впервые внедрена в Туркменистане.

― Данная технология обошла разработки компаний ExxonMobil Chemicals, Flour, PETRONAS Penapisan и Saudi Aramco, ― говорится в информации.

На протяжении 25 лет международная премия IChemE вручается передовым разработкам в области химической инженерии. Награда, вручаемая Институтом химической инженерии, считается одной из самых престижных в мире. Институт химинженерии создан в 1922 году.

Поставки нефти через балтийский транзит приведут к тому, что белорусская нефтеперерабатывающая отрасль станет нежизнеспособной, заявил руководитель центра "Международная энергополитика" Юрий Солозобов в интервью Sputnik Латвия.По мнению эксперта, транзитные мощности Латвии и Литвы недостаточны для перевалки черного золота, а сроки доставки сырья настолько велики, что балтийский транзит не сможет обеспечить необходимую загрузку для НПЗ в Белоруссии, а это, в свою очередь, приведет к краху нефтеперерабатывающего бизнеса."Для того чтобы нефтеперерабатывающие заводы Беларуси работали с минимальной загрузкой, необходимо принимать два таких терминала в неделю, а то, что пришло, доставляться будет в течение двух недель. Логистика не работает — экономика не работает. Доходов от такой переработки не будет", — отметил Солозобов.Он добавил, что прибалтийские республики заинтересованы лишь в загрузке собственных портов за счет проблем белорусской стороны. Кроме того, считает эксперт, это предложение носит политический характер с расчетом на "более тесные отношения" Минска с ЕС.

В АО «Узбекнефтегаз» в целях использования и широкого внедрения цифровых технологий в технологические процессы добычи углеводородного сырья, переработки нефти и газа, поставки природного газа разработана Концепция «Цифровое месторождение». 

 Экспериментальный проект начался с цифровизации месторождения в Андижане.

Реализация экспериментальных проектов «Цифровое месторождение» началась с нефтяных и газовых месторождений, подведомственных АО «Андижаннефть». В частности, в сотрудничестве с компанией г «Siemens» (Германия) и «Sensia» (США) в качестве эксперимента этот проект будет реализован в месторождениях «Андижон» и «Хужаобод-Бостон». 

На состоявшейся 26 декабря презентации проекта, зарубежными партнерами были представлены сведения о реализуемой с помощью программной платформы «Avoсet» работе по глубокому анализу данных, контролю процессов управления, отчетности и онлайн производству в деле практического применения концепции «Цифровое месторождение».

Также отмечалось, что данная программная платформа охватывает различные виды интеграции, обеспечивает прозрачность в процессах нефтедобычи, переработки и обслуживания. 

Председатель правления АО «O’ZLITINEFTGAZ» Назаров, говоря о цели данной концепции, отмечает: — В Концепции предусмотрено выведение на качественно новый уровень процессов нефте- и газодобычи с использованием современных методов переработки и анализа нефти. А это обеспечит повышение технических и экономических показателей нефтегазовой промышленности.

Разработанные концептуальные решения направлены на серьезное улучшение качества технологического и коммерческого измерения на всех этапах добычи нефти и газа, надежное управление технологической процедурой работы скважин и месторождений, организации системной работы мониторинга, оперативное прогнозирование параметров использования и добычи углеводородного сырья.

Для сведения: в Стратегии по реализации проектов цифровизации месторождений предусматриваются три основных этапа внедрения широкомасштабной стратегии:

I – этап. Организация электронного технологического и коммерческого учёта углеводородного сырья по месторождениям.

II-этап. Проведение электронного мониторинга порядка технологической работы месторождений.

III-этап. Осуществление экспертно-аналитической процедуры по прогнозированию добычи углеводорода в краткосрочной и долгосрочной перспективе по оценке состояния скважин и в целом, месторождения.

Все процессы осуществляется в онлайн порядке, и вносятся в корпоративную базу данных. Это инновационное новшество способствует дальнейшему развитию нефтяной и газовой промышленности.

На предыдущей торговой сессии акции Газпрома выросли на 0,6%. Закрытие прошло на отметке 247,83 руб. Бумага выглядела хуже, чем рынок в целом. Оборот торгов составил приблизительно 11 млрд руб. 

Краткосрочная картина

Акции Газпрома на прошлой торговой сессии в очередной раз пытались пробить уровень 246 руб. Однако покупатели проявили инициативу, поддержку удалось отстоять. Поводом могли послужить относительно оптимистичные комментарии президента РФ относительно будущего транзита газа через Украину. Пока прогресса в этом вопросе достичь не удалось. Но сегодня может состояться встреча РФ и Украины на высшем уровне, где будет обсуждаться в том числе газовый вопрос.

На четырехчасовом графике акций Газпрома нашли поддержку вблизи краткосрочной трендовой линии. Внешний фон и вечерняя сессия могут не оказать большого влияния на открытии торгов. Основной фокус будет на переговорах по газу. Свечная формация на дневном и четырехчасовом таймфреймах выступают в пользу продолжения умеренного отскока. Первой целью может стать уровень 250 руб. или район 21-периодной скользящей средней.

Альтернативный сценарий указывает на возможность достижения уровня поддержки вблизи 238 руб. В этой области сосредоточены несколько важных локальных максимумов, а на четырехчасовом графике проходит 262-периодная скользящая средняя. Для реализации этого сценария может оказаться достаточным еще один пробой уровня 246 руб. 

Внешний фон

Внешний фон с утра складывается нейтральный. Американские рынки выросли, фьючерс S&P 500 утром снижается на 0,15%. Торги в Азии проходят без единой динамики. Нефть Brent снижается на 0,3%. Фьючерс на акции Газпрома на вечерней сессии вырос на 0,09%. Все это дает основания предположить, что при сохранении фона открытие пройдет вблизи уровня закрытия предыдущего торгового дня.

Долгосрочная картина

Котировки Газпрома вышли из среднесрочного диапазона 223–240 руб., ускорили рост и, в результате, обновили максимумы этого года в районе 255 руб. Акции оказались на максимумах за последние 11 лет. Ясного уровня сопротивления за такой период может не оказаться. Но, похоже, что котировки нашли сопротивление вблизи 270 руб.

После продажи казначейского пакета акций, котировки возобновили рост. Удалось вернуться выше сопротивления вблизи 256 руб. Но говорить о закреплении выше пока рано. В случае успеха можно надеяться на попытку возврата к многолетним максимумам в районе 272 руб. В противном случае вырастут шансы на возврат к 240 руб.

(c) bcs-express.ru

Михаил Ханов — о том, сможет ли "зеленая" энергетика через несколько десятилетий составить серьезную конкуренцию традиционным энергоресурсам.

Согласно последним оценкам Организации стран — экспортеров нефти (ОПЕК), мировой спрос на энергоносители в период с 2018 по 2040 год увеличится почти на четверть, с 286 до 357 млн баррелей нефтяного эквивалента в сутки. Подобный прогноз выглядит вполне реалистичным с учетом вероятного увеличения населения Земли за тот же период примерно на 20%, с текущих 7,7 до 9,2 млрд человек. Оставшийся пятипроцентный "довесок" будущего роста спроса на энергоносители должно обеспечить увеличение среднего энергопотребления на одного жителя земли в течение двух ближайших десятилетий.

Вполне логично, что будущий прирост энергопотребления ожидается за счет таких лидирующих по размеру населения стран, как Китай и Индия. На вторую половину 2019 года в них живет примерно по 1,4 млрд человек. Суммарно на два указанных государства приходится порядка 36% всего мирового населения. Такая страна, как Китай, за последние годы сделала большой шаг вперед в плане повышения среднего уровня жизни. Однако эта тенденция еще далека от своего завершения. Что же касается Индии, то ей еще только предстоит добиться серьезных успехов в плане борьбы с бедностью. Это же относится и к большинству небогатых стран Африки.

Энергетическая революция откладывается?

Практическая значимость этих тенденций для участников нефтяного картеля ОПЕК и для России заключается в том, какое влияние они окажут на будущий мировой энергобаланс в части изменения объемов глобального потребления углеводородного сырья. Казалось бы, бурное развитие генерации на основе возобновляемых источников энергии (ВИЭ) и автомобилей на электрической тяге должно в ближайшие годы поставить крест на нефти как на сырье для производства топлива, используемого в двигателях внутреннего сгорания. Однако актуальный прогноз ОПЕК предполагает прирост глобального спроса на нефть в период с 2018 по 2040 год примерно на 12%, до уровня в 110,5 млн баррелей в сутки.

Иными словами, мировая энергетическая революция, скорее всего, не состоится в течение нескольких ближайших лет. Она будет растянута на два-три десятилетия. Это вполне логично при условии, если в ближайшие годы не будут внедрены в жизнь новые технологии, обеспечивающие генерацию и хранение электрической энергии с радикально более низкой себестоимостью.

Современная концепция отказа от нефти как от ископаемого топлива предполагает увеличение объемов генерации электричества с применением возобновляемых ресурсов. К ним в первую очередь относится традиционная "большая" гидрогенерация. Однако количество крупных рек, пригодных и удобных для постройки новых ГЭС, которые будут близки к густонаселенным районам, весьма ограниченно. Особенно это относится к Европе, которая в настоящее время уже далеко не столь богата и на другие природные ресурсы.

Скромные перспективы "зеленой" энергетики

Вместе с тем текущая доля "зеленой" энергетики, за вычетом гидрогенерации в объеме глобальной генерации, составляет всего лишь порядка 2%. Речь в данном случае в основном идет о сравнительно маломощных солнечных и ветровых электростанциях. В качестве вспомогательных источников "зеленой" энергии может служить переработка биомассы, использование тепла Земли и некоторые другие экзотические технологии, которые не имеют глобального значения.

Согласно последнему прогнозу ОПЕК, доля "зеленой" энергетики в мировом масштабе увеличится к 2040 году лишь до 6,5%. Что касается России, то, по экспертным оценкам, к 2035 году доля ВИЭ в общем объеме генерации составит лишь от 2 до 4%. Столь скромный прирост предполагается даже с учетом действующей государственной программы развития возобновляемой энергетики.

Таким образом, идеальная картина "прекрасного нового мира", в котором человечество будет обеспечено дешевым экологичным электричеством, пока что далека от реальности. Вместе с тем такие традиционные энергоносители, как нефть и природный газ, еще преждевременно выбрасывать на свалку истории. Для этого имеются вполне объективные причины. Рассмотрим их по порядку.

Сомнения по поводу экологичности

Прежде всего, необходимо понимать, что привлекательность "зеленой" энергетики в настоящее время в основном связана с ее кажущейся экологичностью. Действительно, ветрогенераторы и солнечные панели используют практически неисчерпаемую энергию ветра и солнечного света. Это особенно актуально для стран Европейского союза по причине большой плотности населения, высокого уровня жизни и явного дефицита ископаемых энергоносителей. Вместе с тем критики "зеленой" энергетики указывают на то, что производство солнечных и ветровых генераторов само по себе является весьма энергозатратным процессом. Кроме того, при их изготовлении используется масса сырья, что также не идет на пользу экологии в мировом масштабе.

Отдельную большую проблему представляет необходимость утилизации электрических аккумуляторов. Они необходимы для накопления энергии ветра и солнечного света с ее последующим использованием в темное время суток и в моменты безветрия. Строго говоря, солнечные и ветряные электростанции представляются экологичными для стран ЕС при условии, если их компоненты будут изготовляться и утилизироваться за пределами Европы.

Стоит отметить, что такой принцип не является новинкой для развитых стран. Аналогичным образом на их территорию завозится топливо для атомных электростанций и вывозятся отработанные ядерные отходы.

С учетом того, что себестоимость "зеленой" генерации продолжает оставаться сравнительно высокой, ее внедрение в основном происходит в условиях субсидирования со стороны правительств отдельных стран. Конечно, свою лепту в этот процесс вносят и многочисленные энтузиасты. Солнечная и ветровая энергетика очень хороша как точечное решение для потребителей, удаленных от традиционных электросетей. И все же она продолжает носить лишь вспомогательный характер для стран, озабоченных своей энергетической независимостью.

Возвращаясь к предполагаемой динамике прироста населения мира, стоит напомнить, что оно будет увеличиваться именно в странах, не относящихся к разряду развитых. Поэтому в них в первую очередь будут развиваться более дешевые традиционные виды генерации на основе ископаемого топлива. В данном случае соображения экологичности закономерно отходят на второй план.

Новые технологии энергосбережения

В качестве одного из факторов сохранения традиционных технологий генерации является продолжающееся эволюционное повышение их КПД, а также улучшение технологий хранения и распределения электрической энергии. Также не стоят на месте технологии энергосбережения и оптимизации энергопотребления в быту и на производстве. Чего стоит хотя бы постоянная миниатюризация технологического процесса в полупроводниковой промышленности, что подразумевает сокращение энергопотребления электронных устройств.

К слову, удельный расход бензина и дизельного топлива автомобилями с моторами внутреннего сгорания также имеет тенденцию к сокращению. Здесь мы подходим к одной из основных угроз для нефтегазовой промышленности в ближайшие годы. Она связана с широким внедрением автомобилей на электрической тяге.

Поверхностный взгляд на эту проблему заключается в том, что нефть скоро останется лишь сырьем для разнообразных химических производств и потеряет свое значение в качестве основного компонента для моторного топлива. Однако необходимо понимать, что бензин получается как одна из фракций при комплексной переработке нефти. До момента изобретения двигателей внутреннего сгорания этот продукт просто выбрасывали или сжигали.

Поэтому двигатели внутреннего сгорания имеют право на дальнейшую жизнь хотя бы как потребители вырабатываемого попутно бензина, который в ином случае все равно будет загрязнять окружающую среду. Иначе из соображений сохранения окружающей среды было бы разумно запретить не только бензиновые и дизельные двигатели, но и производство нефтяных масел, асфальта, битума, мазута, пластмассы, полиэтилена и ряда других продуктов.

"Зеленые" технологии vs жизненные реалии

Другой причиной достаточно медленного внедрения в жизнь электромобилей в глобальном масштабе остается их техническое несовершенство и дороговизна. Здесь, как и для "зеленой" генерации, очень актуальна проблема снижения цены и повышения экологичности аккумуляторных батарей. Впрочем, эти недостатки с большой долей вероятности будут устранены в течение нескольких ближайших лет. А пока полная стоимость приобретения электромобиля и владения им оказывается более высокой в сравнении с автомобилями на двигателях внутреннего сгорания.

Кроме того, сравнительно малый запас хода и слабая развитость зарядной инфраструктуры делает их неудобными для использования в малонаселенной местности. Логичной переходной формой представляются так называемые подзаряжаемые гибриды, которые позволяют автомобилю двигаться преимущественно на электрической тяге. Однако заряжаемые от сети электрокары представляются не единственной технологией развития автомобильной промышленности. Например, параллельно идут разработки автомобилей, приводимых в движение с помощью водородных топливных элементов.      

Как мы видим, основные препятствия для бурного развития "зеленой" энергетики связаны с экономическими факторами, а также с определенной инерционностью производства и потребления в мировом масштабе. Настоящей революции в этом плане пока не получилось. Возможно, это даже хорошо. Так или иначе, но мы наблюдаем эволюционное поступательное движение в нужном направлении. "Зеленые" технологии займут свое почетное место по мере того, как в результате развития начнут соответствовать жизненным реалиям.

Спор между Россией и Казахстаном по транзиту угля на Украину является проблемой для ЕАЭС – считает профессор Кафедры политологии и социологии РЭУ им. Г.В.Плеханова, член научного совета ИСПИ РАН по вопросам экономической интеграции ЕАЭС Вадим Евсеев.

Перед нами узловая проблема ЕАЭС

Дело в том, что Европейская экономическая комиссия признала действия РФ созданием барьеров на рынке в случае транзита казахстанского угля на Украину. Эти разногласия будут рассмотрены в рамках межправительственной комиссии РФ и Казахстана 14 и 15 октября.

Проблема заключается в том, что с 1 июня экспорт угля и отдельных нефтепродуктов на Украину осуществляется только по разрешениям, которые выдаются МЭР РФ. Данные ограничения формально не касаются транзитных грузов, но де-факто Москва проводит квотирование объемов данных транзакций. Москва это признает, но отмечает, что казахи ни разу не превышали одобренный лимит.

По данным издания «Коммерсант» речь идет о претензиях Казахстана на 11 млн долларов в месяц, которые и являются сутью спора с РФ.

«Безусловно, если этот вопрос вынесен в экономическую и политическую плоскость, то это является проблемой, но здесь надо провести небольшой экскурс. Все дело в том, что есть классификация проблем: есть проблемы корневые, есть проблемы узловые и есть проблемы сетевые. И чтобы понять уровень данной информации, необходимо знать, что это за проблема», - констатирует Евсеев.

Как считает эксперт, перед нами узловая проблема, поскольку корневые проблемы ЕАЭС она не затрагивает.

Данная проблема связана с тем, что определенные политические и экономические силы утрясают свои позиции на евразийском пространстве. Естественно, таких проблем будет много, и они будут постоянно решаться.

«Я думаю, что самое главное в другом. Я провел исследование евразийского пространства, оно опубликовано, и оно связано с тем, что пока ЕАЭС не работает для социума. Я взял такие показатели как гражданское общество и развитие гражданского общества, поскольку эти процессы должны быть направлены именно на это. Т.е. если нам хорошо, то должно быть хорошо везде в ЕАЭС», - резюмирует Евсеев.

Евсеев отмечает, что наше «хорошо» коррелирует с Белоруссией и Киргизией, с Казахстаном у нас нейтральный показатель, а с Арменией – противоположный, а что касается текущей проблемы, то перед нами переходящий вопрос экономических элит.

«Глазьев сегодня стал во главе профильного министерства, и я думаю, что там потихоньку создадутся мощные сетевые структуры, которые данные проблемы будут нивелировать», - заключает Евсеев.

Заметим, что Вадим Олегович здесь обратил внимание на то, что советник президента РФ и министр экономического развития РФ начала девяностых годов Сергей Глазьев стал главой Министерства по интеграции и макроэкономике Евразийской экономической комиссии. И это событие произошло после назначения экс-главы данного ведомства Татьяны Валовой в штаб-квартиру ООН в Женеве.

Украина впала в искусственную зависимость от импорта угля

Возвращаясь к теме транзита угля на Украину, надо обратить внимание на тот момент, что украинцы закупали в Казахстане специфические марки данного энергоресурса. В частности, здесь речь идет об энергетическом угле марки Д и концентрате угля марок К+КЖ.

Политолог Богдан Безпалько в разговоре с ФБА «Экономика сегодня» отметил, что это результат войны в Донбассе, ведь до событий 2014 года уголь в основном поступал в украинскую экономику с Донбасса, в отношении которого действует так называемая блокада.

Напомним, что после того, как произошли события 2014 года, киевское правительство столкнулось с дефицитом угля, после чего оно было вынуждено договариваться с ДНР и ЛНР об условиях его получения. До поры до времени все шло нормально, украинцы закупали уголь в Донбассе за гривны и получали его в рамках своих схем, но затем случилась «блокада Донбасса», и эта связь прекратилась.

После этого Украина, гордо заявлявшая о своей энергозависимости от России в связи с «реверсом» газа, стала закупать каменный уголь в нашей стране, а также в ряде других государств, включая Казахстан, что и стало предметом данного спора в ЕАЭС.

«Уголь занимает высокую долю в украинском энергобалансе и составляет значительную часть топлива, которое отправляется на генерацию тепла. И здесь фактор Донбасса сыграл серьезную роль, несмотря на то, что существовали контрабандные схемы, а также поставки через Россию и даже через Белоруссию, чей экспорт каменного угля увеличился в 500 раз», - констатирует Безпалько.

Интересно, что Белоруссия не производит каменного угля, поэтому все эти сделки являются перепродажей российского угля, который вместе с донбасским значительно дешевле, чем польский.

«Не говоря уже о закупке угля по схеме «Амстердам+» или закупок пенсильванского угля, что представляет собой абсолютную фикцию в виде попыток приписать донбасскому углю иностранное происхождение и на этом нажиться», - резюмирует Безпалько.

Безпалько считает, что политика Казахстана носит сомнительный характер, поскольку перед нами политическое решение России, которое наши партнеры по ЕАЭС должны принять, поскольку основные экономические выгоды от данной структуры получают именно они.

Другой вопрос, что данный вопрос, наверняка, будет разрешен путем переговоров.

Аналитики IHS Markit выяснили, что разведка новых традиционных месторождений нефти в мире упала до 70-летнего минимума. В то же время темпы роста добычи американского сланца в первом полугодии сократились до символического одного процента — в семь раз меньше, чем за аналогичный период 2018-го. РИА Новости разбиралось, когда добыча черного золота потеряет рентабельность, а человечеству придется обратиться к альтернативным источникам энергии.С миру по ниткеПо данным ежегодного отчета BP Statistical Review of World Energy, к началу этого года общий объем разведанной нефти в мире составил 1,7 триллиона баррелей. Самые большие запасы у Венесуэлы — 303 миллиарда "бочек", чуть меньше у Саудовской Аравии — 297 миллиардов. Дальше идут Канада (167 миллиардов), Иран (155 миллиардов), Ирак (147 миллиардов) и Россия (106 миллиардов). У США черного золота значительно меньше: 61 миллиард баррелей. Отметим, что в 2018-м глобальный рынок столкнулся с дефицитом нефти: извлекая из недр 94,7 миллиона баррелей в день, мир сжигал на 5,5 процента больше — 99,8 миллиона. Это связано с искусственным ограничением добычи странами ОПЕК — для поддержания приемлемых цен.

При таких показателях нефти человечеству хватит еще на 50 лет. Но проблема в том, что разведанные запасы еще ничего не гарантируют, поскольку добыча окупается далеко не всегда. В начале октября Роснедра завершили инвентаризации отечественных нефтяных месторождений — рентабельными признаны только 67 процентов. То есть примерно треть залежей нефти не окупит затрат на их разработку.Похожая ситуация в Китае. Неделю назад PetroChina (дочерняя компания государственной CNPC) обнаружила колоссальные запасы углеводородов в Сычуаньской впадине на северо-западе страны. В частности, там нашли около 358 миллионов тонн нефти (2,6 миллиарда баррелей) и 740 миллиардов кубометров сланцевого газа.Но эксперты сомневаются, что эти запасы когда-нибудь увидят свет. Их извлечение потребует колоссальных инвестиций не только в инфраструктуру для транспортировки и переработки топлива, но и в технологии добычи: основные залежи находятся на глубине 3,5 километра. Такие методы, как гидроразрыв (в скважину закачивают воду, которая под давлением разрывает пласты и освобождает топливо), не только неэффективны на такой глубине, но и могут вызвать разрушительные землетрясения. Поэтому КНР гораздо дешевле и безопаснее импортировать нефть, трубопроводный газ и СПГ.Сланец приказал долго житьПадение нефтяных цен в 2014-м, как отметили в недавнем докладе аналитики IHS Markit, привело к тому, что нефтегазовые инвесторы предпочли финансировать перспективные технологии сланцевой нефтедобычи, а не традиционные проекты. Разработка сланцевых месторождений требует гораздо меньше времени, чем глубоководное бурение, следовательно, обеспечивает быструю окупаемость инвестиций. Но сланцевая нефть оказалась лишь временным решением, о чем явно свидетельствует статистика американской промышленности. В первом полугодии в стране извлекли из недр всего на один процент больше нефти, чем за аналогичный период 2018-го, хотя годом ранее прирост достигал семи процентов.

Это говорит о том, что ключевые месторождения почти иссякли. Еще в августе аналитики Wood Mackenzie обращали внимание на заметно повышающиеся объемы воды, поступающей вместе с нефтью, в ключевом американском сланцевом регионе — Пермском бассейне.

В течение первых шести месяцев этого года новые скважины Пермского бассейна давали на 12 процентов меньше, чем в 2018-м, и на 16 процентов — чем в 2017-м. В таких обстоятельствах нефтяники вынуждены бурить все больше новых скважин, хотя при цене 60 долларов за баррель это просто нерентабельно. Эксперты указывают: даже если черное золото подорожает на десять долларов, добыча сланца в США вырастет всего на 200 тысяч баррелей в сутки — гораздо меньше, чем год назад.

В итоге, несмотря на обещания сланцевиков, затраты инвесторов так и не окупились: за десять лет они потратили на 200 миллиардов долларов больше, чем заработали.Осталось недолгоПроблемы с иссякающей нефтью видят и в России. "Если ничего не будем делать, мы можем столкнуться с негативными последствиями уже скоро. В 2018 году ожидаем 553 миллиона тонн, на пик выйдем в 2021 году — 570 миллионов. После чего может начаться постепенное снижение, и в 2035 году мы можем снизить добычу до 310 миллионов, то есть потерять 243, или 44 процента общей добычи", — заявил в середине сентября министр энергетики России Александр Новак.Представители ведомства в проекте Энергетической стратегии России до 2035 года выразили убеждение, что мировой спрос на черное золото начнет падать уже в 2030-х. Схожей позиции придерживаются и в Международном энергетическом агентстве: его эксперты уверены, что пик придется на 2025 год, после чего аппетиты рынка пойдут на убыль преимущественно из-за перехода на альтернативные источники — природный газ, ветряную генерацию, атомную и гидроэнергетику.

Власти Саудовской Аравии заявили о своем несогласии поддерживать принятое ООН решение о необходимости сокращения выбросов углерода в атмосферный воздух. Вызов страны был сделан и предыдущей оценке Организации Объединенных Наций, которая заявила о необходимости пересмотреть влияние парниковых газов на экологию планеты.

Совещание межправительственной группы, на котором представители 195 стран мира обсуждали проблемы климатических изменений, зашло в тупик. Официальное заявление по поводу произошедшего ООН намерена сделать в ближайшие сутки.

Одна на протяжении последних часов Саудовская Аравия не представила ни единого компромисса, чтобы разрешить образовавшуюся проблему. Эксперты считают, что нефтяной гигант проявляет излишнее безразличие к окружающей среде, подрывая основы науки, которые были представлены в докладе ООН. В частности в нем речь идет о том, что использование ископаемого топлива пагубно сказывается на климате планете, и в итоге приведет к потеплению климата на 1,5 градуса в ближайшее время.

В оценке доклада говорится о суровых последствиях и человечества и как выход — значительное сокращение использования ископаемых видов топлива. Как известно, Саудовская Аравия — самый крупный в мире экспортер нефти.

Представители страны высказали свои возражения по поводу использования ископаемого топлива, а точнее его ограничения, и в отношении других докладов, отражающих экологическую ситуацию на планете.

В то время как мировые лидеры готовятся обсудить изменения климата на конференции ООН в понедельник, крупные нефтяные компании стремятся доказать инвесторам и правительственным чиновникам, что являются не только одной из причин, но и частью решения климатической проблемы.

Такие компании, как Exxon Mobil Corp., Royal Dutch Shell PLC, BP PLC и Chevron Corp. расходятся во мнениях о том, как это сделать, однако они должны попытаться, поскольку этого требуют их инвесторы.

Поставщики ископаемого топлива теряют популярность среди инвесторов из-за невысоких доходностей своих акций и страхов насчет неопределенности долгосрочных перспектив таких компаний. Между тем электромобили и возобновляемые источники энергии становятся все популярнее, поскольку правительства ужесточают регулирование выбросов парниковых газов, чтобы справиться с проблемой глобального потепления.

Согласно данным FactSet, на долю нефтегазового сектора сейчас приходится лишь 4% от общей стоимости индекса S&P 500 против 10% десятью годами ранее. Недавно Exxon впервые за годы покинула десятку ведущих компаний S&P 500.

Мировые лидеры встретятся в ООН в понедельник, чтобы наметить пути к реализации Парижского соглашения 2015 года, которое имеет целью ограничить размер повышения среднемировой температуры воздуха до уровня "значительно ниже" 2 градусов по Цельсию. Однако многие события, как ожидается, будут происходить в кулуарах и на мероприятиях, проводимых на этой неделе различными отраслевыми и инвестиционными группами. На этих встречах нефтегазовые компании, которые стали участвовать в климатической повестке значительно активнее, чем в прошлом, будут доказывать, что остаются надежными объектами для инвестиций.

Крупнейшие нефте- и газодобывающие компании мира подписали соглашение о сокращении выбросов парниковых газов на буровых площадках, трубопроводах и других операциях. В частности, эти компании приняли целевые показатели по сокращению выбросов метана. Они также обсуждали новые инициативы по очистке атмосферы от двуокиси углерода и сокращению выбросов в судоходстве и других отраслях, согласно осведомленным источникам.

Однако не все компании готовы сократить выбросы парниковых газов на производстве нефтепродуктов, включая бензин. Согласно оценкам лондонской аналитической фирмы Redburn, на эти выбросы приходится 88% от общего объема выбросов парниковых газов крупными нефтегазовыми компаниями.

Одной из первых сократить эти выбросы согласилась Shell. В итоге это решение вызвало раздражение у некоторых членов отраслевого консорциума – Международной организации нефтегазовой климатической инициативы. Спор разгорелся на встречах между компаниями в прошлом году, сообщили информированные источники. Такие компании, как Total SA и Repsol SA, также установили целевые показатели по сокращению углеродной емкости своих продуктов.

Другие компании утверждают, что реалистичный контроль таких показателей — это трудная, если не невозможная задача для нефтегазовой индустрии. Как отметил один из руководителей отрасли, галлон бензина, проданный водителю Toyota Prius, создаст меньше выхлопов, чем галлон бензина, проданный водителю внедорожника или кроссовера. Руководство Exxon, Chevron и BP опасается ставить перед собой такие цели, добавили источники.

Кроме того, некоторые топ-менеджеры считают, что нефтегазовая компания, стремящаяся увеличить добычу, не сможет выполнять никаких соглашений по сокращению т. н. выбросов сферы 3.

"Наиболее эффективный способ сократить 'прочие косвенные выбросы' (так называемые выбросы Scope 3) – это вмешательство со стороны правительства", — отметил Майкл Рубио, генеральный менеджер Chevron по вопросам окружающей среды, социальной сферы и управления, имея в виду штрафы за избыточные выбросы парниковых газов.

Опасения экологического, социального и управленческого характера, долгое время остававшиеся уделом небольшой группы профессиональных инвесторов, в последние годы получили более широкое распространение. Управляющие активами, которые в прошлом, как правило, оценивали социально-экологические риски отдельно от основного финансового анализа, теперь включают эти факторы в свои оценки дальнейших перспектив нефтегазовых компаний, указывает Джонатан Вагхорн, портфельный управляющий в Guinness Asset Management Ltd.

"Число инвесторов, внимательно изучающих эти вопросы, растет и становится значительным, — отмечает Осмар Абиб, глава направления мировой энергетики Credit Suisse Group AG. – Нефтегазовые компании должны принимать это всерьез, и они это делают".

Ежегодный Конгресс по нефтепереработке и нефтехимии: Россия и СНГ 2019 состоится в Санкт-Петербурге 30 сентября — 1 октября

Конгресс PRC Russia & CIS 2019 пройдет в закрытом формате и позволит лидерам нефтегазовой промышленности получить новые стратегии развития бизнеса, установить новые деловые контакты, поделиться технологиями, получить новые решения по актуальным вопросам.

В Конгрессе принимают участие ВИНК, НПЗ, НХК, EPC, лицензиары: Узбекнефтегаз, Кыргызнефтегаз, Шелл Нефть, Газпром нефть, ЛУКОЙЛ, Омский НПЗ, ТАИФ-Нижнекамскнефтехим, Газпром нефтехим Салават, Славнефть-ЯНОС, НИПИ НГ Петон, Свердловский ОРГХИМ, ОНХ-Холдинг.

Деловая программа включает в себя следующие тематики:

• Нефтепереработка и нефтехимия в СНГ. Тенденции, прогнозы, вызовы
• Повышение операционной эффективности
• Промышленная безопасность
• Глубокая переработка нефти
• Повышение энергоэффективности
• Импортозамещение как способ повышения конкурентоспособности
• Зеленые виды топлива

«Мы представляем ряд решений, продуктов, которые позволяют оптимизировать затраты на электроэнергию таких предприятий и обеспечить стабильное наличие необходимых энергоресурсов, обеспечить стабильность существующих технологических процессов на этих предприятиях. Наши решения являются современными, высокоэффективными и ряд из них не имеет аналогов на мировых рынках.», — говорит Романов Иван Александрович, коммерческий директор ОАО «Калужский турбинный завод».

Буквально через несколько месяцев у Молдовы истекают контракты на поставку и транзит российского газа. Министр экономики страны рассказал, на каком этапе находятся переговоры Кишинева с "Газпромом", что думают власти республики по поводу энергобезопасности государства, и какие тарифы ждут жителей страны.

КИШИНЕВ, 20 авг – Sputnik. Молдова ведет переговоры с Россией по поводу поставок газа в Молдову через "Турецкий поток" (Turk Stream), заявил на пресс-конференции во вторник министр экономики и инфраструктуры Вадим Брынзан.

"Договор с "Газпромом" истекает 31 декабря этого года. "Молдовагаз" пытается или заключить новый контракт, или продлить старый еще на два-три года, пока мы не решим проблемы с альтернативными поставками газа. Имею в виду газопровод Яссы-Кишинев и другие способы получения газа – реверсные поставки из Украины или с юга - через Turk Stream", - сказал министр.

Назначение нового руководителя "Молдовагаз"

Глава Минэкономики напомнил, что на днях будет назначен новый глава "Молдовагаз" Вадим Чебан, "которому перейдет управление важнейшим предприятием в энергетическом секторе республики".

"После того, как он примет дела, попросим, чтобы компания провела финансово-экономический аудит деятельности предприятия за 2018 год и до настоящего момента. Речь идет о международной компании с хорошим именем, чтобы понять, как тратились, инвестировались средства компании, чтобы понять, какие затраты были включены в тариф", - сказал Брынзан.

Варианты поставок газа в Молдову

Помимо того, что у Молдовы в конце текущего года истекает контракт с "Газпромом" на поставку газа, в подвешенном состоянии находится и вопрос транзита "голубого топлива" через территорию Украины.

Он отметил, что планируется инициировать в ближайшее время переговоры по этому вопросу.

По его словам, дискуссии будут проходить на платформе Еврокомиссии, которая выступит  посредником. "Это то, что мы можем сейчас сделать по вопросу закупки и обеспечения Молдовы газом", - отметил чиновник.

Отношения с "Газпромом"

К слову, "Газпром", которому принадлежит 50% в АО "Молдовагаз", является основным поставщиком газа в нашу республику. Молдова приобретает "голубое топливо" у "Газпрома" по договору, который подписан еще в 2008 году.

Цены на газ формируются в зависимости от цен нефти на мировых рынках. В конце 2016 года "Газпром" и "Молдовагаз" продлили контракт на поставку газа в республику и транзит через территорию республики до конца 2019 года.

В 2018 году "Газпром" поставил в Молдову 2,9 миллиарда кубометров газа, что на 8,4% больше, чем в 2017 году (2,7 миллиарда кубометров).

Что будет с тарифами на газ?

А вот по вопросу, касающемуся тарифов на газ, глава Минэкономики оказался не столь красноречивым.

"Это вопрос к Национальному агентству по регулированию в энергетике. У них есть методология, которую они должны соблюдать", - добавил Брынзан.

Румынский газ для…

Министр экономики затронул и тему строительства альтернативной для Молдовы газовой ветки, которая берет начало в Румынии. Дорогостоящий проект Яссы-Унгены, который в течение нескольких лет не приносил абсолютно никакого выхлопа, решили продлить до Кишинева. Строительство откладывалось-откладывалось, но все-таки началось. Подробнее об этом проекте можно почитать здесь. 

"Работаем с румынскими партнерами по поводу завершения ими апгрейда газопровода, который проходит через территорию Румынии, чтобы румынский газ мог попасть в Кишинев в марте-апреле будущего года", - сказал министр экономики.

Любопытным в этой связи оказалось заявление украинского "Укртрансгаза", который сообщил о подготовке к запуску маршрута импорта газа из Румынии.

"Укртрансгаз", "Молдовагаз" и операторы газотранспортной системы других стран согласовали необходимые технические решения для создания новых импортных мощностей на базе системы трансбалканских трубопроводов по направлению "юг-север" (реверс по трубопроводу Транзит-1)", - отмечено на сайте украинской газовой компании.

Основная цель сотрудничества, как поясняется в пресс-релизе, заключается в диверсификация маршрутов поставок газа в Украину в рамках подготовки к осенне-зимнему периоду 2019-2020 годов.

"Ожидается, что уже с 1 января 2020 года будет создана постоянная мощность для импорта из Румынии объемом в 1,5 миллиарда кубометров газа в год, вне зависимости от транзита российского газа через Украину", - сказано в сообщении на сайте Укртрансгаза.

Возникает вопрос, а хватит ли у Румынии газа на удовлетворение собственных нужд.