Газпром нефть (SIBN)

Нефтяники здесь есть? Вот обьясните мне дураку какая разница владельцу НПЗ, спроектированному под тяжелую высокосернистую нефть, что ему привезли легкую или тяжелую нефть? Вся разница закончится на первой же установке (АВТ, элоу не в счёт). Легкая она даже лучше, меньше затрат на переработку. Откуда эта истерия про недостаток тяжелой нефти.

Ну вы ж понимаете, кто и для чего это г..вно малюет в желтых "новостях" )))

САЛЕХАРД, 16 апр — ПРАЙМ. "Газпром нефть" планирует в 2019 году увеличить добычу нефти с учетом ОПЕК+ на 1,5%, углеводородов — на 3%, сообщил журналистам первый замгендиректора компании Вадим Яковлев.
"В своих прогнозах на текущий год мы на данный момент исходим из того, что соглашение действует до середины года. В таком случае мы добудем примерно на 1,5% больше, чем в прошлом году по объему добычи нефти, и примерно на 3% больше по общему объему углеводородов", — сообщил Яковлев на брифинге.
По мнению Яковлева, механизм координации действий стран — участников соглашения по сокращению добычи нефти ОПЕК+ должен сохраниться. "При этом если говорить о характере этого взаимодействия в долгую, мне кажется, должна быть комбинация с одной стороны долгосрочного целеполагания, то есть мы должны понимать — таргетировать, какая доля в мировом спросе будет удовлетворяться участниками соглашения. Мы должны формировать долгосрочные приемлемые для нас ценовые коридоры, могут быть коридоры показателей баланса спроса и предложения", — отметил он.
"Газпром нефть" в 2018 году нарастила добычу углеводородов с учетом доли в совместных предприятиях на 3,5% по сравнению с предыдущим годом — до 92,88 миллиона тонн нефтяного эквивалента. Добыча нефти, конденсата и жидких углеводородов компании в 2018 году выросла на 0,9%, до 62,99 миллиона тонн.
ОПЕК и ряд не входящих в эту организацию стран (ОПЕК+) в конце 2018 года решили модернизировать условия соглашения о сокращении добычи нефти, действующего с начала 2017 года. Страны договорились о снижении своей добычи суммарно на 1,2 миллиона баррелей в сутки от уровня октября 2018 года, из которых 228 тысяч приходятся на Россию. Новое соглашение рассчитано на первое полугодие 2019 года.

МОСКВА, 16 апреля. /ТАСС/. "Газпром нефть" направила в Минэнерго свои предложения по льготам для южной части Приобского месторождения, ключевого актива компании. Об этом ТАСС сообщили в Минэнерго.
"Да, направили. Мы рассматриваем", - сказал представитель министерства.
Южная лицензионная территория Приобского месторождения - одно из самых перспективных и больших месторождений "Газпром нефти". В 2018 году добыча на месторождении составила 12,3 млн тонн н. э.
Ранее РБК сообщал, что предложения компании по льготам аналогичны предложениям "Роснефти" по северной части месторождения.
Как пояснял изданию один из собеседников, глава "Роснефти" Игорь Сечин попросил стимулировать добычу на Приобском, поскольку месторождение является высокообводненным (доля воды в нефтяной смеси выше 90% - прим. ТАСС). И хотя оставшиеся запасы в нем огромны, их добыча пока является нерентабельной, а с помощью льгот рентабельность можно увеличить.
Приобское нефтяное месторождение расположено в Ханты-Мансийском автономном округе.

"Газпром нефть" не исключает привлечения европейских партнеров в проекты на Ачимовке
https://tass.ru/ekonomika/6340399
"Газпром нефть" готовит предложения правительству по льготированию добычи на Ачимовке
https://tass.ru/ekonomika/6340391

Разница, наверное, в цене. Высокосернистая дешевле. У НПЗ прибыли будут меньше.

Разница в том, что нефть и газ с высоким содержанием серы быстро выводят из строя трубную арматуру из нержавейки. Для таких сред используют арматуру из спецсплавов, хастелоя например. Такая арматура в разы дороже нержавейки, отсюда и разница в проектах НПЗ. Если на НПЗ сделанных под сернистую нефть можно пускать и легкую, то наоборот - никак нельзя.

Минфин и Минэнерго рассматривают возможность изменить формулу, по которой рассчитывается компенсация нефтеперерабатывающим компаниям за поставку ими топлива на внутренний рынок. Это уменьшит их потери, следует из документов Минэнерго и подтверждают «Ведомостям» два чиновника и собеседник в одной из нефтяных компаний.
По действующему Налоговому кодексу нефтяники за поставку моторных топлив на внутренний рынок должны получать 60% от разницы между экспортной ценой моторных топлив (без учета транспортировки, а также пошлин) и фиксированной ценой в 56 000 руб. за тонну для бензина и 50 000 руб. за тонну для дизтоплива. Сейчас министерства думают увеличить возврат до 75% по бензину и 70% по дизтопливу, при этом снизить фиксированную цену, от которой считается компенсация нефтяным компаниям, до 51 000 и 46 000 руб. за тонну по бензину и дизтопливу соответственно.
Если формулу расчета компенсации изменят, то компании смогут получить компенсацию на 5 млрд руб. больше, чем по нынешней формуле, подсчитал консультант Vygon Consulting Евгений Тыртов.
При текущих ценах на нефть и нефтепродукты с применением новой формулы нефтяники могут получить в апреле возврат из бюджета около 48 млрд руб. (по действующей формуле компании получат 43 млрд руб. компенсации), отметил он. Таким образом, за год от изменения формулы нефтяники смогут получить до 60 млрд руб.
Изменение формулы компенсации приведет к тому, что нефтяникам будет возвращено до 56% от оцениваемых потерь при поставках топлива на внутренний рынок (сейчас 49%), говорит Тыртов. «Новая формула работает лучше при высоких ценах на нефтепродукты. Так, в марте по новой формуле компенсации потерь нефтяникам составили бы 49% в сравнении с 45,5% при расчете по текущей формуле», – посчитал эксперт.
Представитель Минэнерго отказался от комментариев. Представитель Минфина заявил, что «вопросы корректировки компенсации за поставку на внутренний рынок и компенсации выпадающих доходов бюджета сейчас обсуждаются, решений пока нет».
Применение новой формулы компенсации напрямую зависит от того, сумеют ли Минфин и Минэнерго договориться в правительстве, как и за счет чего компенсировать выпадающие доходы бюджета – суммарно 190 млрд руб. (с учетом 60 млрд руб.), сказал собеседник «Ведомостей», близкий к одному из министерств.
Пока договориться не удалось, следует из заявлений директора департамента налоговой политики Минфина Алексея Сазанова. Рассматривается три варианта, сообщил он. Против первого варианта – взять деньги из фонда национального благосостояния – выступает Минфин, против второго – повышения НДПИ – Минэнерго. Третий вариант – повышение акцизов на темные нефтепродукты – пополнит бюджет на 50 млрд руб. Источники компенсации остальных выпадающих доходов бюджета еще не определены, подчеркнул Сазанов. Собеседник, близкий к одной из нефтяных компаний, отмечает, что половину выпадающих доходов правительство предлагает компенсировать за счет повышения НДПИ.
«Ежемесячно нефтяники получают по 15 млрд руб. компенсации за поставки дизтоплива и по 10 млрд – бензина, – говорил Сазанов во вторник. – При нынешних ценах нефти и размере компенсации литр дизтоплива должен стоить на АЗС 45–45,5 руб. По факту социальную нагрузку взял на себя бюджет».
«Правительство намерено сдерживать цены на бензин, с одной стороны, и готово в значительной степени профинансировать это за счет бюджета – отсюда решение компенсировать 70 и 75% от разницы между внутренней и экспортной ценой по дизтопливу и бензину, а не 60%, как планировалось ранее», – комментирует старший директор отдела корпораций Fitch Дмитрий Маринченко. По его словам, цены на топливо – один из основных поводов для недовольства населения, отсюда такое внимание к этой теме. «Но как будет работать новая система при разных ценовых сценариях – большой вопрос, кроме того, нет гарантии, что в нее не будут вноситься дополнительные модификации. Это сильно усложняет процесс планирования, а также процедуру принятия инвестиционных решений для проектов в сегменте переработки и розницы», – говорит он. В итоге российским компаниям, помимо цены на нефть и курса рубля, приходится иметь дело с еще одним неизвестным – налоговым режимом, иронизирует эксперт.
https://www.vedomosti.ru/business/articles/2019...
______________________________
то есть, как автолюбитель я буду по-прежнему дорого платить за бенз на заправках, а компенсировать мне будут как акционеру нефтянки

Сталь 20 прекрасно держит сероводород, при том в больших концентрациях, здесь нужно вспомнить Астраханский и Оренбургский ГПЗ. В Оренбурге до 6%, а в Астрахани сероводорода до 25%!, правда в газе, но там и в нефти достаточно, эксплуатируются заводы скоро уже полвека как. Каких то острых проблем с корозией не наблюдается. Для понимания по материалам думаю хватит и то что это не так критично.
Одним словом правильно упомянуто что если НПЗ спроектирован по сероводород, то туда можно понять что угодно, наоборот нельзя.
Истерия эта явно искусственная и является подготовкой к чему-то более крупному. Оставят или нефть на хаях (если это и был план) или в очередной раз всех сольют я думаю скоро увидим.

много букв, но ссыль не всем откроется

«Газпром нефть» заключила с «Газпромом» долгосрочный договор на разработку ачимовских нефтяных залежей Ямбургского месторождения в Ямало-Ненецком автономном округе, сообщил первый заместитель гендиректора «Газпром нефти» Вадим Яковлев. Соглашение было подписано на прошлой неделе. Это первый случай такой схемы освоения лицензионного участка без передачи самой лицензии.
Ачимовские залежи считаются трудноизвлекаемыми запасами. Они расположены глубоко – в 3–4 км под землей – и характеризуются сложным геологическим строением. Для сравнения: «Газпром» добывает газ сеноманских залежей, которые расположены существенно ближе к земной поверхности – на глубине до 1,7 км.
На иных условиях пустить «дочку» осваивать ачимовские залежи «Газпром» не мог. Дело в том, что их разработка является частью лицензии на все нефтегазовое месторождение и не может быть выделена, продана или переведена на другую компанию, поясняет «Газпром нефть». То есть право на месторождение останется у «дочки» «Газпрома» – ООО «Газпром добыча Ямбург», а «Газпром нефть» получила право на разработку на условиях, аналогичных владению лицензией, включая возможность консолидации запасов, добычи и финансового результата на своем балансе. Компания также будет нести все затраты на геологоразведку и капитальное строительство, принимая на себя все риски. Запасы углеводородов в ачимовских залежах Ямбургского месторождения «Газпром нефть» оценивает в 1,3–3,5 млрд т. Это сопоставимо с половиной Самотлора, крупнейшего нефтяного месторождения в России. Его запасы на момент открытия составляли 7,1 млрд т, а добыча в 2018 г. – 19,5 млн т.
В первой фазе на месторождении может добываться до 5–6 млн т нефти в год, в разработку планируется вовлечь около 600 млн т запасов. Это позволит обеспечить рентабельность проекту. После запуска второй очереди добыча должна достичь пика в 20 млн т в год. Это прибавит 25% к общей текущей добыче нефти.
В итоге Ямбург может стать крупнейшим из новых проектов «Газпром нефти» в Арктике. Для сравнения: суммарная добыча на Мессояхе, Новопортовском и Приразломном месторождениях была чуть менее 15 млн т. Инвестиции в опытно-промышленную разработку оцениваются в 12,5 млрд руб. Оценку общей стоимости проекта Яковлев не назвал. Инвестиции потребуются большие, точную сумму пока сложно назвать, говорит аналитик Raiffeisenbank Андрей Полищук.
Для транспорта нефти с Ямбурга компания рассматривает два варианта. Первый – через трубопровод «Транснефти» Заполярье – Пурпе. В нем достаточно свободного места: при пропускной способности 45 млн т в год в 2018 г. загрузка составила лишь 6,1 млн т. Другой вариант – морем, сказал Яковлев. Для этого потребуется установка терминала на Обской губе, добавил он: «Решение по варианту транспорта мы ожидаем принять до конца текущего года».
Нефть с Ямбургского месторождения может быть направлена по Северному морскому пути, говорит эксперт Центра энергетики Московской школы управления «Сколково» Екатерина Грушенко: «Так как проект предполагает многомиллиардные инвестиции в разработку, важным сопутствующим фактором для успеха проекта будет льготный налоговый режим со стороны государства, аналогичный тем, которые действуют в отношении других арктических проектов».
Ямбургское нефтегазовое месторождение было открыто еще в 1969 г., добыча газа ведется с 1986 г. Это месторождение, а также Уренгойское, Медвежье в Западной Сибири исторически обеспечивали основу добычи «Газпрома», а сейчас находятся в стадии падающей добычи, говорится в отчете концерна. Добыча газа на Ямбургском месторождении в 2018 г. составила около 65 млрд куб. м.
Первую опытную нефть на Ямбургском месторождении «Газпром» получил еще в 2014 г. Но до промышленной добычи тогда не дошло, геологи компании решили продолжить исследования. Сейчас «Газпром нефть» готова начать производство нефти: в ходе испытаний на двух разведочных скважинах было получено достаточно нефти для промышленной добычи, пояснила компания. «До конца текущего года будет готово технико-экономическое обоснование проекта и решение по транспортировке продукции. В 2020 г. – решение по объему мощностей. [Промышленная] добыча [на первой очереди] может начаться в 2024–2025 г.», – цитирует Яковлева «Интерфакс».
Раньше не было возможности разрабатывать эти запасы, говорит аналитик АКРА Василий Танурков. Сейчас это стало возможно, так как «Газпром нефть» активно занимается отработкой технологий добычи на сложных месторождениях, продолжает он. Пока добыча трудноизвлекаемой нефти «Газпром нефти» составляет несущественную долю в ее общей добыче, замечает аналитик.
«Газпром нефть» допускает участие в проекте иностранных партнеров. Компании Яковлев не назвал, лишь сказал, что «Газпром нефть» рассматривает в качестве партнеров в первую очередь европейские компании, в том числе немецкие, с опытом работы на ачимовских залежах. В разработке ачимовских залежей на Уренгойском месторождении «Газпрома» участвуют немецкая Wintershall и намерена войти австрийская OMV. Их представители во вторник вечером не ответили на запросы «Ведомостей».
https://www.vedomosti.ru/business/articles/2019...

Начиная один из крупнейших добычных проектов в России, «Газпром нефть» просит правительство о льготах и собирается привлечь партнеров. О том, что компания получила возможность работать на глубоко расположенных ачимовских залежах Ямбургского месторождения «Газпрома» с запасами 1,2 млрд тонн нефти, стало известно 16 апреля. По мнению аналитиков, инвестиции в проект могут составить несколько миллиардов долларов. Переговоры о партнерстве по соседним активам, по данным “Ъ”, шли с Shell, но под нынешние запросы «Газпром нефти» подходит в первую очередь немецкая Wintershall.

https://www.kommersant.ru/doc/3946159?from=main_13

Ну что за бредятина. Если нет понимания, какой смысл шлак лить.
Никто не использует арматуру из стали 20 на нпз и гпз например в обвязке КИП. Даже в "отсталой" белораше уже давно все на нержавейке 316й. А в астрахани все на хастелое.

«Газпром нефть», Газпромбанк и РВК создают венчурный фонд на 4 млрд рублей
Они вложатся в технологии для нефтегазовой отрасли и энергетики
https://www.vedomosti.ru/technology/articles/20...
«Газпром нефть», Газпромбанк, Российская венчурная компания (РВК) и «ВЭБ инновации» создают венчурный фонд «Новая индустрия» для инвестиций в технологии для нефтегазовой отрасли, нефтегазохимии и энергетики. О создании фонда «Ведомостям» сообщил представитель РВК и подтвердили представители других сторон. Инвесторы заинтересованы развивать технологии разведки, добычи, переработки и транспортировки углеводородов, передачи и хранения энергии, а также внедрять инновации при строительстве промышленной инфраструктуры, объяснил представитель «Газпром нефти».
Четыре партнера вложат в капитал фонда суммарно 4 млрд руб., но пропорций не раскрывают. Фонд еще может вырасти – за счет увеличения долей сооснователей или через привлечение новых инвесторов, передал через представителя инвестдиректор РВК Алексей Басов. Но отдельной цели привлекать сторонних инвесторов у фонда нет, предупреждает представитель «Газпром нефти». Именно эта компания инициировала создание фонда, уточняет он, продукты понадобятся для технологического развития компании, но будут доступны и для рынка. Отраслевая экспертиза «Газпром нефти» должна стать для фонда большим плюсом, считает старший управляющий директор УК «Роснано» Дмитрий Пимкин: стартапы смогут пройти опытную стадию на ее площадке и получить рекомендации для будущих инвесторов.
По словам Басова, фонд рассчитывает инвестировать как в российские, так и в зарубежные проекты, которые переросли опытно-конструкторский этап. Взамен фонд будет получать неконтрольные доли в компаниях, уточнил представитель «Газпром нефти». Фонд должен просуществовать семь лет.
Цифровизация энергетики отстает от банкинга, ритейла или телекоммуникаций, отмечает замдиректора SAP СНГ Дмитрий Пилипенко. Для стартапов есть ниши, например в части «цифровых двойников» (виртуальное моделирование процессов) различного производства или оборудования, для которых фонд станет подспорьем, предлагает он. За годы, пока Россия делает успехи в нефтедобыче, скопилось много профильных научных разработок, которые можно коммерциализировать, и перспективные технологии можно достать «с полки», солидарен инвестдиректор IT-компании «Цифра» Илья Крейзель. В России ежегодно появляется около 500 проектов и компаний, работающих в сфере высокотехнологичной энергетики, – это технологии не только для нефтесервиса, но и для смежных отраслей, приводит примеры партнер фонда North Energy Ventures (инвестирует в проекты в энергетической сфере) Данила Шапошников. Но нефтегаз и энергетика – капиталоемкие отрасли и каждый стартап может потребовать до $4 млн инвестиций, а если ориентироваться на западные стартапы, то средний чек еще больше, предупреждает Крейзель.
Если стартап быстро проходит стадию тестирования и внедрения технологии в компаниях, то уже через 1,5–2 года нуждается в инвестиционном раунде до $6 млн, подсчитывает Шапошников. Для проектов ранних стадий размер фонда достаточно велик, для следующих стадий может оказаться недостаточным, поддерживает Пимкин. Партнеры не уточнили, во сколько стартапов фонд планирует проинвестировать.
Крейзель указывает на возможные проблемы с выходом из инвестиций. Фонд узкоспециализированный, потенциальных стратегических инвесторов немного и они притом исторически развивают инновации самостоятельно, т. е. стартапам предстоит конкурировать с внутренними разработками потенциальных стратегов, опасается он.

При чём здесь арматура и КИП, я про основное оборудование. Плюс понятно что не всё делается не из одного материала. Это не бредятина, а проза жизни.

Спорите ни о чем! Если технология НПЗ создана для переработки тяжелой нефти с высоким содержанием сероводорода, то для чего же перерабатывать легкую нефть. Это нерентабельно.

Вот это по факту и есть основной пункт. На НПЗ под тяжелую можно перерабатывать легкую, наоборот сложнее. Как следствие весь этот кипиш в СМИ это не про технологию.

Цель - 362р.

ADR SIBN сколько закрылись вчера?