media.lawtek.ru
ВЫШЛИ В СВЕТ
КОНТАКТЫ

115054 Москва, ул. Зацепа, 23

Тел.:  +7 (495) 215-54-43,
Тел.:  +7 (499) 235-47-88,
Тел.:  +7 (499) 787-70-22,
Тел.:  +7 (499) 787-76-85.
Факс: +7 (499) 235-23-61.

e-mail: info@lawtek.ru

Внимание!!!

Временно единый телефон ПравоТЭК +7 (495) 215-54-43

27.12.2019

Качество новых запасов нефти в России меняется.

"Российская газета"

По итогам 2019 года минприроды предварительно ожидает прироста запасов нефти с газовым конденсатом в объеме около 558 миллионов тонн. Это почти совпадает с прогнозом ожидаемой добычи, который давал глава минэнерго Александр Новак (560 млн тонн).

Таким образом, становится устойчивой установившаяся с 2016 года тенденция, когда прирост запасов нефти и газового конденсата (открытые новые месторождения, восполняющие ресурсную базу) почти равняется их производству. Для статистики все выглядит вполне пристойно: сколько взяли — столько положили. На деле в среднем себестоимость каждой новой добытой тонны нефти в России становится немного дороже предыдущей.

Значительную часть новых запасов сразу относят к трудноизвлекаемым или просто нерентабельным. Последнее в первую очередь касается морских месторождений в Арктике. Доля рентабельных для разработки месторождений нефти колеблется от 40 до 60% в зависимости от цен на "черное золото", сказал вице-премьер Дмитрий Козак в интервью телеканалу "Россия 24".

По данным минприроды, извлекаемые запасы жидких углеводородов в России по трем категориям A, B1, C1 (достоверные, установленные, оцененные) на начало 2019 года составляли 18,61 млрд тонн. Британская BP оценивает доказанные запасы скромнее — в 14,6 млрд тонн. Фактически при нынешних ценах на нефть для рентабельной добычи есть лишь половина от указанных объемов.

Проблема решается в первую очередь изменением фискальной системы, стимулируя нефтедобывающие компании к разработке более сложных участков. По результатам первого этапа инвентаризации рентабельные запасы нефти по категории С2 (предполагаемые) составили около 45%, отмечает консультант VYGON Consulting Денис Пигарев. Это говорит о том, что открываются запасы, ввод в разработку которых экономически неэффективен. "Поэтому в первую очередь необходима донастройка действующей фискальной системы", — считает он.

Также повысить качество запасов возможно увеличением объемов геологоразведки, благо есть множество белых пятен на нефтяной карте. Например, степень разведанности Лено-Тунгусского нефтегазоносного бассейна составляет всего около 25%.

"России необходимо освоение новых провинций. Как пример — нефтегазовая провинция на Таймыре, где только на Пайяхском месторождении около 1,2 млрд тонн запасов нефти. Но в связи с высокой удаленностью региона от традиционных центров нефтедобычи и отсутствием внешней инфраструктуры требуются стимулы не только для добычи, но и для геологоразведки", — подчеркнул Пигарев.

В минприроды ожидают, что по итогам года инвестиции нефтегазовых компаний в геологоразведку вырастут на 6% и составят свыше 300 млрд рублей. Учитывая количество игроков и объемы нефтегазового рынка, это совсем не много. Из федерального бюджета на геологоразведку жидких углеводородов выделено более 20 млрд рублей. Ранее специалисты в Роснедрах и Росгеологии сообщали, что для успешного развития минерально-сырьевой базы углеводородного сырья ежегодное госфинансирование должно составлять не менее 40 млрд рублей.

Сергей Тихонов

 

 

Избыток запасов на случай новой "газовой войны" в 2020 году угрожает компании падением валютной выручки.

"Ведомости"

Договоренность о продолжении транзита через Украину закрепляет позиции России на европейском рынке газа. Но затянувшийся конфликт грозит "Газпрому" новыми потерями в 2020 г.

Лучшая война та, что не состоялась. На первое место в условном рейтинге главных событий российской газовой отрасли в 2019 г. могли бы претендовать сразу несколько: начало поставок по "Силе Сибири", окончательное решение "Новатэка" строить "Арктик СПГ — 2" и анонс еще двух СПГ-проектов в Арктике, продажа 6,52% "Газпрома" "консорциуму" неназванных инвесторов. Но по уровню интриги и напряжения ни один из сюжетов не сравнится с переговорами о продолжении транзита российского газа через Украину и неожиданным выходом на подписание контракта в самый последний момент.

Контракт еще не подписан — ожидается, что это произойдет до 29 декабря, а до этого еще необходимо выполнить ряд условий. Но если Россия и Украина по-джентльменски отнесутся к договоренностям, то обе страны заключат выгодную для себя сделку. "Газпром" должен выплатить "Нафтогазу" $2,9 млрд по решению Стокгольмского арбитража, которое вступило в силу еще в феврале 2018 г., но до сих пор не исполнялось. Украина же отказывается от остальных претензий по действующим контрактам с "Газпромом", от блокировки его активов и аннулирует антимонопольный штраф (общая сумма требований — более $22 млрд).

В остальном условия нового пятилетнего контракта учитывают интересы обеих сторон. Взяв на себя обязательства организовать транзит в 2020 г. 65 млрд куб. м газа и не менее 40 млрд в 2021-2024 гг., Украина сохраняет приемлемый для себя уровень доходов и жизнеспособность собственной газотранспортной системы, а бонусом получает снижение цен на газ, в случае возобновления его прямых закупок из России. "Газпром" решает проблему поставок, возникшую из-за не запущенных вовремя "Северного потока — 2" и "Турецкого потока", а после их ввода в эксплуатацию сможет выбирать маршрут экспорта в Европу и оперативно реагировать на колебания спроса. Наконец, избежав новой газовой войны, Россия дает понять, что на нее как на поставщика можно положиться. Любой другой сценарий увеличивал вероятность драматического снижения роли газа в программе выхода на "нулевой углеродный след", параметры которой Европа планирует определить весной 2020 г. Для "Газпрома", 85% экспорта которого в 2018 г. пришлось именно на европейский рынок, в горизонте 10-15 лет такое развитие событий могло бы иметь крайне неприятные последствия.

Надежность украинского транзита — это гарантия долгосрочного сохранения природного газа в европейском энергобалансе, говорит директор по исследованиям Vygon Consulting Мария Белова: "Подписание соглашения лишит многих политиков ЕС козыря не только в борьбе с "неблагонадежным" крупнейшим поставщиком газа, но и с неэкологичным природным газом как таковым".

При этом отдельно взятый 2020 год может стать одним из самых неудачных для экспорта "Газпрома" в Европу, и это будет результатом действий в том числе самой компании. Запуганная перебоями поставок в 2009 г., Европа сформировала беспрецедентно высокие запасы газа в подземных хранилищах. На конец декабря в них находится около 95 млрд куб. м газа (на 34% больше среднего уровня в 2015-2018 гг.), что вместе с появлением уверенности в продолжении транзита через Украину уже привело к снижению спотовых цен на газ ниже $130 за 1000 куб. м (нидерландский хаб TTF, 25 декабря). Долгосрочный прогноз погоды от ECMWF (European Centre for Medium-Range Weather Forecasts) вплоть до конца марта обещает температуру на несколько градусов выше средней.

Страховка на случай развития негативного сценария в виде заполненных ПХГ, в том числе силами "Газпрома", в условиях мягкой зимы приведет к падению экспорта российского трубопроводного газа в Европу — компания сначала будет распродавать его из хранилищ, ожидает Белова. Кроме того, пострадает экспортная выручка компании, считает она: "Затоваривание рынка, которое в 2020 г. усугубится запуском новых СПГ-мощностей до 25 млн т, неизбежно приведет к дальнейшему снижению спотовых цен. Согласно форвардной кривой Thomson Reuters, наименьшая среднемесячная цена [на британском хабе] NBP в 2020 г. ожидается в июне — $140 за 1000 куб. м. Однако краткосрочно она может опуститься ниже $100". Возможно, что за уменьшением цены газа в Европе ниже $120 последует отказ части покупателей американского СПГ от использования забронированных мощностей на заводах в США, что поможет сбалансировать мировой рынок, предполагает Белова. Низкие цены на газ в Европе и общее замедление роста спроса в мире могут привести к переносу сроков строительства части новых СПГ-проектов, допускает аналитик МЭА по газовым рынкам Гергей Молнар.

Избыток предложения газа в Европе может привести к снижению цен ниже $105 за 1000 куб. м, соглашается аналитик Oxford Institute for Energy Studies Джеймс Хендерсон. Это может стимулировать рост спроса на газ и подчеркнуть его конкурентоспособность в сравнении с углем и другими источниками энергии, рассуждает он, поэтому в долгосрочной перспективе низкие цены на газ в 2020 г. — это хорошо, "но это, вероятно, будет тяжелый год для продавцов газа на континенте".

"Газпром" не будет жертвовать экспортом, считают опрошенные S&P Global Platts участники рынка. Скорее наоборот, он постарается использовать низкие цены на газ в борьбе с альтернативными поставщиками в Европу, в первую очередь СПГ. "Этот год будет резней. Цены будут убиты. Я думаю, в конце концов "Газпром" получит господство на рынке на 10-20 лет вперед", — цитирует агентство одного из британских трейдеров.

Артур Топорков

 

 

Компания успешно реализует политику импортозамещения.

"Независимая газета"

"Роснефть" в рамках реализации свой Стратегии-2020 успешно внедряет инновационные разработки. Причем по всем направлениям бизнеса. О том, как эти задачи решаются на практике, рассказал в интервью РБК daily вице-президент "Роснефти" Александр Романов. По его словам, одна из главных задач инновационного развития нефтепереработки — исключение зависимости от импортных поставщиков-катализаторов.

По сути, говорит Романов, это вопрос энергобезопасности страны. Это понятно, так как в случае перебоев поставок встанет не просто каждый завод в России, встанет каждый автомобиль, возможности производства экологически чистого топлива будут сведены на нет. Как известно, еще несколько лет назад зависимость от импортных катализаторов составляла до 100%. "Сейчас, конечно, уже меньше, — отмечает Романов. — "Роснефть" по всем основным процессам переходит на отечественные катализаторы, в том числе и собственного производства. У нас работают два катализаторных предприятия — Ангарский и Новокуйбышевский заводы".

Предприятия "Роснефти" уже несколько лет на установках риформинга бензина поэтапно производят замену импортных катализаторов на собственные. Катализаторы риформинга, как известно, стоят дорого, но они и служат до 10 лет. В итоге более 60% используемых компанией катализаторов риформинга произведены на заводе в Ангарске. Так же неплохо обстоит дело с катализаторами парового риформинга для производства водорода. Как результат — более 70% водорода вырабатывается компанией на собственных катализаторах. Эти же катализаторы, заметим, успешно эксплуатируются российскими предприятиями других нефтяных компаний.

Ангарский завод является производством широкого спектра. Основное направление — платиносодержащие катализаторы риформинга, изомеризации, производства водорода, предгидроочистки бензиновых фракций. В общей сложности завод производит более 450 т катализаторов в год. Плюс имеются современные мощности по регенерации катализаторов гидроочистки и гидрокрекинга на Новокуйбышевском заводе катализаторов — до 6 тыс. т в год. Эти мощности полностью покрывают настоящие и будущие потребности компании в регенерации катализаторов даже с учетом проектов по углублению переработки.

"Не так давно мы провели на Уфимской группе НПЗ промышленные испытания катализатора гидроочистки дизельного топлива собственного производства, — рассказал Александр Романов. — Это уникальный продукт, наша корпоративная инновация — единственный отечественный катализатор, который работает как на тяжелом, так и на легком сырье и обеспечивает на выходе дизельное топливо класса Евро-5".

По словам вице-президента "Роснефти", испытания показали, что устойчивое снижение содержания серы происходит не только на прямогонном сырье, но и при вовлечении до 40% компонентов вторичного происхождения. До настоящего момента это являлось недостижимой задачей для многих западных поставщиков катализаторов. Более того, по активности катализатор "Роснефти" значительно превосходит ранее использовавшиеся на предприятиях компании импортные аналоги. Его стартовая температура эксплуатации ниже, что дает возможность увеличения межрегенерационного цикла эксплуатации катализатора — одного из основных показателей его эффективности. "Поэтому мы уверены, что у нашего продукта хорошие коммерческие перспективы", — отмечает Романов. К производству катализаторов гидроочистки полностью готов завод "Роснефти" в Стерлитамаке. В итоге с января 2020 года компания полностью переходит с импорта этого вида катализаторов, а также намерена выйти на рынок России и зарубежья с конкурентным предложением катализаторов гидроочистки дизельных топлив.

А так как "Роснефть" является акционером в ряде зарубежных нефтеперерабатывающих активов, в частности в Германии и Индии, компания собирается участвовать в конкурсных процедурах на поставку и на этих предприятиях, и в других регионах.

Заметим, что мощность "РН-Кат" по реактивации катализаторов составляет 2 тыс. т в год, по производству катализаторов гидроочистки — 4 тыс. т в год. На собственные нужны пойдет 1 тыс. т, остальное — на продажу. Это, кстати, очень хороший и перспективный бизнес, рынок которого растет очень быстрыми темпами. Если пять-семь лет назад общее потребление катализаторов в РФ составляло около 7 тыс. т, то сейчас уже примерно 17 тыс. т. При этом к 2030 году прирост ожидается на уровне не менее 50%, то есть еще на 10 тыс. т.

"Мы лидеры и, по сути, единственные в стране, кто выпускает платиносодержащие катализаторы риформинга, — говорит Романов. — Мы единственные в России, кто выпускает катализаторы для производства водорода, а теперь и гидроочистки дизельного топлива".

Риформинг и изомеризация — самые дорогие катализаторы, на них приходится около 40% всех процессов переработки. И в этом смысле "Роснефть" выбрала крайне перспективную нишу. В целом же российским компаниям удалось полностью разбить монополию импорта западных производителей.

В ближайшее время "Роснефть" будет делать упор на развитии производства катализаторов риформинга и гидроочистки дизельного топлива. В среднесрочной перспективе планируется освоить производство катализаторов изомеризации, гидроочистки и гидрокрекинга вакуумного газойля. Стратегическая цель — в течение ближайшего года-полутора решить вопрос обеспечения 100% потребностей НПЗ компании в данных катализаторах, конкурентоспособных по качеству и цене. После этого эта продукция будет активно продвигаться на рынок.

А рынок этот более чем перспективен. К 2022 году объем мирового рынка составит, по разным оценкам, от 7,5 до 8 млрд долл. Это на 10-15% больше нынешнего уровня.

При этом, естественно, важно правильно настроить всю цепочку работ: от опытно-конструкторских и инженерных до собственно производства. В "Роснефти" такая цепочка уже создана. Корпоративный научный центр компании — крупнейший в Европе. Он включает в себя 32 проектных и исследовательских института, а также 41 центр компетенции. Работы по моделированию каталитических процессов, сервисному сопровождению эксплуатации разработанных и внедренных в производство катализаторов ведет инжиниринговый центр, сформированный на базе Центра исследований и разработок — РН-ЦИР.

В дополнение к этому "Роснефть" успешно развивает парк пилотных установок в Средневолжском НИИ нефтепереработки, который расположен в непосредственной близости к Новокуйбышевскому заводу катализаторов. Раньше создание подобных наукоемких производств было доступно ограниченному количеству компаний, эту нишу занимали мировые мейджоры. Теперь "Роснефть" готова их потеснить.

Сергей Киселев

<< Декабрь, 2019 >>
Пн Вт С Ч П С В
1
2 3 4 5 6 7 8
9 10 11 12 13 14 15
16 17 18 19 20 21 22
23 24 25 26 27 28 29
30 31
ПОДПИСКА НА НОВОСТИ

Если Вы хотите подписаться
на рассылку новостей
перейдите по ссылке

АНАЛИЗ И КОММЕНТАРИИ
МОНИТОРИНГ ЗАКОНОДАТЕЛЬСТВА
ПРАКТИКА МИНИСТЕРСТВ И ВЕДОМСТВ