Saudi Aramco представила данные о себестоимости добычи углеводородов в разных странахСаудовская нефтяная компания Saudi Aramco опубликовала данные о полной себестоимости нефти в разных странах с учетом налогов. По ее версии, в России добыча дорогая, более $40 за баррель, что вдвое дороже, чем в Саудовской АравииГосударственная нефтяная компания Саудовской Аравии Saudi Aramco — самая прибыльная в мире — 9 ноября опубликовала 658-страничный проспект (.pdf) своего первичного публичного размещения акций (IPO). В нем представлены специально собранные и обработанные для этого данные о полной себестоимости добычи нефти в разных странах мира с учетом налогов (см. инфографику).По версии Saudi Aramco, себестоимость саудовской нефти наряду с кувейтской самая низкая в мире — всего около $17 за баррель. Российская нефть находится в верхней части спектра — более $40, дороже даже, чем нефть США, добываемая в Мексиканском заливе.Оценка Saudi Aramco близка к оценке российского правительства, но немного завышена, говорит РБК источник, близкий к кабмину. По его оценке, самые дорогие новые месторождения находятся в Арктике и на Дальнем Востоке, с учетом действующих льгот себестоимость их разработки оценивается в $50–55 за баррель.Как считал консультант Saudi AramcoОценку себестоимости нефти для Saudi Aramco проводил ее отраслевой консультант — компания IHS Markit. Она считала так называемую безубыточную цену нефти (breakeven costs), то есть ту, при которой добыча на проекте является допустимо рентабельной. У расчетов IHS были следующие особенности:цена рассчитывалась для «типичных» новых нефтяных проектов страны, начатых в 2019 году;эта цена должна покрывать все производственные издержки компании при полном цикле освоения месторождения;издержки учитывают налоги;затраты на проект учитываются по 2030 год, рентабельность добычи должна составлять 10% в год (отраслевой стандарт).В России нефть дороже, чем в большинстве странПо расчетам IHS Markit, такая безубыточная цена нефти для новых нефтяных проектов на суше России в среднем составляет около $42 за баррель сорта Brent. Для проектов морской добычи — около $44.Для сравнения: в Саудовской Аравии цена breakeven для сухопутных и офшорных месторождений оценивается примерно в $16–18 за баррель. Отдельно IHS указывает, что порог рентабельности на действующих месторождениях Саудовской Аравии (соответственно, затраты на разведку и освоение не учитываются) составляет менее $10.С точки зрения IHS Markit, на всем Ближнем Востоке себестоимость нефти дешевле, чем в России: в Ираке — около $20, в Иране — $22, в ОАЭ — $20/30 (для сухопутных/морских месторождений).В Нигерии (проекты на суше) безубыточная стоимость оценена примерно в $28 за баррель.В Венесуэле (проекты на суше) — $36.В Великобритании (Северное море) — чуть меньше $40.В США (Мексиканский залив) — $40.Дороже, чем в России, добыча нефти в Казахстане ($46/51 на сухопутных/морских проектах), на сухопутных проектах в США ($49), в Анголе и Таиланде (около $50, офшорные проекты), в Азербайджане, Индии и Китае ($55–60).Это все из-за налоговДля России основную долю полной себестоимости нефти составляют налоги. Замминистра энергетики Павел Сорокин в феврале 2019 года говорил в интервью «Ведомостям», что себестоимость российской нефти сегодня составляет $25 и меньше, «все остальное — налоги». «Страна постепенно переходит к освоению более дорогих запасов. Это означает, что себестоимость будет расти и налоговая система под это должна подстраиваться. Если вчера и сегодня $25 за баррель было достаточно, чтобы развиваться, то для освоения запасов завтра при цене на нефть ниже $60–70 этого уже не хватит», — сказал Сорокин.Согласно данным Росстата, полная себестоимость российской нефти (в фактических ценах, без НДС, акцизов и аналогичных обязательных платежей) во втором квартале 2019 года составила 2508 руб. за баррель, или $31,9 по среднему курсу квартала.В 2018 году налоговая нагрузка на добычу в России составляла 65% от выручки компаний, тогда как для крупнейших нефтегазовых структур, работающих по всему миру, эта величина значительно меньше — 18–35% от выручки (без учета проектов, которые реализуются по соглашениям о разделе продукции), отмечает директор Московского нефтегазового центра EY Денис Борисов.Налоговая нагрузка на нефтяные проекты в России очень высокая, так что государство предоставляет стимулы для развития новых месторождений в удаленных регионах или ввода в разработку трудноизвлекаемых запасов, говорит директор по консалтингу в сфере регулирования ТЭК Vygon Consulting Дарья Козлова. Без льгот себестоимость добычи с учетом налогов на таких месторождениях может превышать текущий уровень цен в $60–65 за баррель, указывает она.Но льготы растутНефтегазовые налоговые льготы в 2019 году достигли почти 1,6 трлн руб. — рост на триллион по сравнению с 2016 годом, следует из данных Минфина. С 2013 года доля льготируемой добычи нефти выросла с 27 до 56,6% в первом квартале 2019 года. Однако «более чем двукратное увеличение предоставляемых нефтяным компаниям льгот не привело к сопоставимому росту инвестиций в добычу», констатировал Минфин. При сохранении сложившихся тенденций к 2024 году доля льготируемой нефтедобычи увеличится до 67,5%, а к 2036 году — до 90%.Конкуренция налоговых режимовНедавно министерства провели инвентаризацию запасов, которая показала, что в зависимости от макроусловий в России нерентабельны 50–65% из них, напоминает Козлова. Но это был только первый этап. Сейчас Минэнерго по поручению правительства предстоит проанализировать, насколько эффективны действующие льготы и какой должна быть оптимальная фискальная система для отрасли, уточняет она. Формально отчет о результатах этой работы должен быть представлен к июню 2020 года.Глава крупнейшей российской нефтяной компании «Роснефть» (более 40% всей российской добычи) Игорь Сечин говорил в июне 2019 года, что в мире обостряется конкуренция налоговых режимов в нефтяной отрасли. «В США в последние годы приняты беспрецедентные меры поддержки отрасли за счет снижения налоговой нагрузки и регуляторных барьеров. <...> Произошедшее с 2017 года снижение налоговой нагрузки в Саудовской Аравии (ставка налога на прибыль снизилась с 85 до 50%) привело к тому, что по итогам 2018 года национальная нефтегазовая компания Saudi Aramco показала мировой рекорд по чистой прибыли, превысив $100 млрд», — пояснил Сечин. В России же, по его словам, «разнонаправленные тенденции — российский регулятор балансирует между задачами наполнения бюджета и стимулирования экономического роста с одновременным поиском решений социальных проблем за счет рынка».Представитель Минэнерго и представители IHS Markit не ответили на запрос РБК на момент публикации.

5 декабря в отеле InterContinental состоится четырнадцатая ежегодная конференция «Подряды на нефтегазовом шельфе» (Нефтегазшельф – 2019). Это традиционная встреча нефтяников и газовиков с подрядчиками и поставщиками.

Основные вопросы для обсуждения: возможности участия российских подряд в реализуемых проектах, экологическая и промышленная безопасность, международный опыт реализации проектов на шельфе, транспортно-логистическое обеспечение шельфовых проектов, опыт и перспективы освоения нефтегазового шельфа, энергетическое обеспечение добычи на континентальном шельфе, диверсификация научно-технического потенциала оборонно-промышленного комплекса.

К участию приглашены: Минпромторг, ПАО «НОВАТЭК», ПАО «НК «Роснефть», ПАО «Газпром нефть», ПАО «ЛУКОЙЛ», ПАО «Газпром», Сахалин Энерджи Инвестмент Компани ЛТД, ООО «Арктик СПГ 3», ОАО «Ямал СПГ», АО «Зарубежнефть», ООО «СК «Русвьетпетро», АО «Арктикморнефтегазразведка», ООО «Каспийская нефтяная компания», ООО «ЛУКОЙЛ-Калининградморнефть», ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть», ООО «Газпром добыча шельф Южно-Сахалинск», ООО «Газпром добыча Уренгой», ООО «Газпром добыча Астрахань», ООО «Газпром добыча Ямбург», ООО «Газпром добыча Надым», ООО «Газпромвьет», ООО «Газпромнефть-Сахалин», ООО «Газпромнефть-СМ», ООО «Газпромнефть Марин Бункер», ООО «Газпромнефть - Ямал», АО «Роснефтефлот», ООО «РН-Сахалинморнефтегаз», ООО «РН-Печора СПГ», ГУП РК «Черноморнефтегаз», ООО «Газпром флот».

На конференции «Нефтегазшельф – 2019» подводятся итоги опроса нефтяников и газовиков и обнародуется рейтинг «Импортозамещение на Российском шельфе» по номинациям:

• Суда обеспечения;
• Оффшорная авиация;
• Плавучие платформы (нижнее строение);
• Морские стационарные платформы;
• Полнокомплектные буровые установки для моря;
• Комплектующие к буровым установкам и буровой инструмент;
• Трубная продукция;
• Энергетическое оборудование;
• Насосно-компрессорное оборудование;
• Устьевое оборудование;
• Подводные добычные комплексы;
• Нефтесервис;
• Оборудование для безопасности;
• КИП и автоматика.

Участники конференции получают настенную карту «Инвестиционные проекты в нефтегазовом комплексе – 2019».

Болгария рассчитывает на досрочное завершение строительства интерконнектора Греция-Болгария (Interconnector Greece-Bulgaria, IGB) и ожидает поступления азербайджанского газа в страну в 2020 году, сказал премьер-министр этой страны Бойко Борисов.

Как сообщает «Интерфакс-Азербайджан», Бойко Борисов вместе с послами США, Азербайджана и Греции в Болгарии - Херро Мустафой, Наргиз Гурбановой и Димитриосом Хронопулосом соответственно проинспектировал ход строительства IGB.

«Не позднее следующего года Болгария сможет получать сжиженный газ из США, Катара, Кипра, Египта, а также природный газ из Азербайджана. В следующем году мы сможем сказать болгарам: у вас нет зависимости, и вы можете получать газ откуда угодно», - сказал премьер, слова которого приводятся в сообщении пресс-службы правительства.

Борисов подчеркнул, что создание газовой инфраструктуры позволит Болгарии добиться реальной диверсификации поставок газа. Он уточнил, что балканский газовый узел и создаваемые газовые биржи обеспечат более дешевый газ, «поскольку будет конкуренция».

«Для меня и Азербайджана это исторический момент. Мы рады поддержать Болгарию в вопросах диверсификации», - заявила посол Азербайджана.

IGB - один из семи приоритетных проектов по обеспечению безопасности и конкурентоспособности энергетического рынка в Евросоюзе. Посредством IGB Болгария будет получать азербайджанский природный газ из Трансадриатического газопровода, а через соединительное звено Болгария также сможет получать сжиженный газ через терминал СПГ в Александруполисе из США, Катара, Алжира, Израиля, Египта и других стран.

Протяженность газопровода между Болгарией и Грецией составляет 182 км, из которых 150 км находятся на территории Болгарии. Его техническая мощность составляет от 3 до 5 млрд кубометров. Общая стоимость проекта - 220 млн евро.

В соответствии с контрактом на поставку природного газа, подписанным между Bulgargaz и SOCAR, с 2020 года Болгария будет получать ежегодно 1 млрд кубометров природного газа с азербайджанского месторождения «Шахдениз» в рамках Стадии-2 его разработки.

Минфин хочет ввести НДПИ на добычу ПНГ, чтобы покрыть льготы для Обского месторождения нефти. СИБУР и малые нефтяные компании раскритиковали предложение Минфина ввести налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ) для попутного нефтяного газа (ПНГ). Об этом сообщает РБК. ВЫНУЖДЕННАЯ МЕРА ДЛЯ БЮДЖЕТАМинфин предлагает распространить налог на него в качестве компенсации выпадающих доходов бюджета из-за льгот для Приобского месторождения «Роснефти» и «Газпром нефти» общим объемом 600 млрд руб. на десять лет. Это следует из пояснительной записки к проекту поправок в Налоговый кодекс. Минфин предложил ввести НДПИ на ПНГ еще летом, но «из-за абсурдности идеи отказался от нее», сообщает издание. Но в конце октября предложение ввести НДПИ на попутный нефтяной газ появилось в проекте закона о льготах для Приобского месторождения. Ставку налога предлагается установить на уровне 385 руб. за 1 тыс. куб. м. Это позволит бюджету получать около 34 млрд руб. в год. В 2018 году в России было добыто 89,5 млрд куб. м. ПНГ. На независимые компании пришлось 2% добычи. Льготы уже одобрил президент Владимир Путин, но схема компенсации для бюджета еще обсуждается. Сам Минфин неоднократно называл введение налога на ПНГ вынужденной мерой. Иначе бюджет не сможет выполнить уже взятые обязательства по расходам.Попутный нефтяной газ — это полезное ископаемое, которое в отличие от всех полезных ископаемых имеет нулевую ренту, а это недопустимо, считает директор департамента Минфина Алексей Сазанов. «При обсуждении мер стимулирования добычи и переработки нефти за счет предоставления нефтяной отрасли дополнительных преференций не стоит забывать, что это приводит к сокращению доходов бюджета страны», — говорил ранее Сазанов. По его словам, расходные обязательства бюджета, в том числе социальные, из года в год растут. Поэтому при предоставлении льгот всегда нужно думать о том, как их компенсировать. Алексей Сазанов ранее заявлял, что сейчас в России создан «очень комфортный уровень налогообложения» нефтяной отрасли. Это подтверждается хорошими финансовыми показателями нефтяных компаний, доходности которых с каждым годом растут, считает он. Уменьшение же отчислений в бюджет со стороны нефтегазовой отрасли может привести к драматическим социальным последствиям, отмечал чиновник. БУДУЩИЙ УЩЕРБ НЕФТЕХИМИИ«В мировой практике нет примеров налогообложения попутного нефтяного газа, поскольку он является побочным продуктом нефтедобычи», — заявил представитель СИБУРа. По его мнению, предложение «идут вразрез c успешной и долгосрочной политикой государства по развитию в стране глубокой переработки углеводородов и несырьевого экспорта». СИБУР покупает у нефтяников примерно 22–23 млрд куб. м. ПНГ, то есть четверть всего добываемого в стране попутного нефтяного газа. Из переработанного попутного нефтяного газа компания получает сырье для нефтехимии. Нефтяные компании в свою очередь за счет этого увеличивают процент полезного использования газа. С 2012 года государство штрафует их за сжигание ПНГ на факеле. В последнем случае в атмосферу выбрасывается большое количество парниковых газов — диоксида углерода (СО2), метана и других опасных для окружающей среды компонентов. Если инициатива Минфина будет поддержана правительством, и нефтяники смогут полностью переложить НДПИ на ПНГ в контрактные цены, то стоимость сырья для СИБУРа вырастет примерно на 7%. Это на 8,5–9 млрд руб. в год, то есть на 4–5% от текущей EBITDA компании, подсчитала аналитик Газпромбанка Евгения Дышлюк. Но сценарий, когда дополнительная налоговая нагрузка ляжет только на «Сибур», маловероятен, оговаривается она. «Сибур» осенью 2019 года запустил в тестовом режиме крупнейший нефтехимический комплекс в России стоимостью почти $9 млрд — «Запсибнефтехим». Сырье для которого получается в том числе из попутного газа. Завод мощностью 2 млн т, построенный с нуля, будет производить различные марки полиэтилена и полипропилена. Введение НДПИ на ПНГ чувствительно, но не критично для конкурентоспособности продукции «Сибура», указывает Дышлюк. Но сейчас правительство, наоборот, обсуждает стимулирование нефтехимии за счет налоговых вычетов на сырье — этан и сжиженный углеводородный газ (СУГ). Они являются продуктами переработки ПНГ, напоминает аналитик. Введение НДПИ на ПНГ приведет к трем негативным последствиям, сказал РБК источник, близкий к одному из профильных ведомств. С одной стороны, появляется еще один вид перекрестного субсидирования в нефтянке. С другой — сумма налога превысит выпадающие доходы бюджета, так как добыча на Приобском месторождении будет выше с учетом льгот. Наконец, введение НДПИ нанесет ущерб нефтехимии, которую правительство намерено субсидировать, заключил он. Для нефтяников введение налога на ПНГ не будет слишком чувствительным, снизив их рентабельность в среднем на $0,1–0,15 на баррель нефти. В 2018 году «Роснефть» генерировала в среднем $13 операционного потока на баррель, ЛУКОЙЛ — $17, «Газпром нефть» — $19, сказал РБК. Но сама логика введения нового налога кажется сомнительной, указывает старший директор отдела корпораций Fitch Дмитрий Маринченко. Получается, что льготы для одних компаний по факту субсидируются налогами для других.«Почему нефтехимики должны платить за льготы для нефтяных компаний?» — задается вопросом Дышлюк. Если и вводить НДПИ на ПНГ, то одновременно с механизмом 100% вычета по нему в случае дальнейшей переработки газа, — предлагают эксперты. НАЛОГ ДОБЬЕТ МАЛЫЕ КОМПАНИИВ свою очередь, независимые нефтяные компании пожаловались в правительство на данную инициативу Минфина. Обращения на имя вице-премьера Дмитрия Козака, министра энергетики Александра Новака и главы Федеральной антимонопольной службы Игоря Артемьева направило объединение независимых нефтегазовых компаний «Ассонефть». Среди его членов — Иркутская нефтяная компания, РНГ, «Печоранефтегаз» и др. Как указывается в письме, подписанном главой «Ассонефти» Еленой Корзун, инициатива Минфина совершенно необоснованна. Она создает преференции для одних компаний в ущерб другим и нарушает закон «О защите конкуренции». Особенно сильно введение налога на ПНГ ударит по средним и малым компаний, подчеркивается в обращении. Теоретически все нефтяные компании могут отделять попутный нефтяной газ от нефти на специальных установках, подготавливать его и продавать, указывает Корзун. Например, «Сибур» покупает около 23 млрд куб. м ПНГ в год у «Роснефти», «Газпром нефти», «РуссНефти», ЛУКОЙЛа, НОВАТЭКа и «Газпрома». Но для независимых небольших компаний это практически невозможный сценарий, считают в «Ассонефти». Основные причины две. Так, строительство многоступенчатых компрессоров для отделения и подготовки небольших объемов попутного нефтяного газа не окупается.Нефтяные участки малых компаний зачастую находятся слишком далеко от магистральных газопроводов. При этом строительство новых веток до магистральной трубы экономически невыгодно. В результате единственное, что остается независимым компаниям, — закачивать газ обратно в пласт для поддержания давления и увеличения нефтеотдачи или сжигать на факеле. В первом случае компаниям придется многократно платить НДПИ за «многоразовую» добычу попутного нефтяного газа. Отказаться от закачки в пласт нельзя: может упасть добыча нефти. Во втором — налог будет добавляться к штрафам, которые по закону нефтяники платят за сжигание ПНГ с 2012 года. Хуже всего придется разработчикам малых и мельчайших месторождений с объемом запасов 10–15 млн т. Уровень окупаемости этих промыслов и без того крайне низок, пишет Корзун. Интерес к таким месторождениям постоянно падает, а дополнительная налоговая нагрузка окончательно убьет спрос на мелкие месторождения, заключает она. Независимые нефтяники играют небольшую роль в отрасли. В 2018 году они добыли только 11,4% нефти в России. Остальное пришлось на крупные вертикально интегрированные компании (ВИНК) и участников соглашений о разделе продукции. Основной признак малых независимых компаний — отсутствие вертикальной интеграции или наличия всех трех видов бизнеса: добычи, переработки и розницы. Это делает их полностью зависимыми от рентабельности добычи, отмечает заместитель гендиректора Института энергетики и финансов Алексей Белогорьев. Поэтому любые изменения надога на добычу полезных ископаемых для них критичнее, чем для ВИНК, объясняет он. В последние несколько лет власти обсуждали идею системы «пряников и льгот» для независимых нефтяников. Они создают конкуренцию за ресурсы, развивают технологии, так как, как правило, разрабатывают более сложные запасы, чем крупные игроки. Но до сих пор отдельного системного стимулирования небольших компаний не выработано. За исключением Минэнерго, судьба малых компаний традиционно остается вне поля зрения правительства, соглашается Белогорьев. Но в разрабатываемых документах Минэнерго, по словам эксперта, им отводится заметная роль. Это, в частности, проект Энергетической стратегии России до 2035 года и Генеральной схемы нефтяной отрасли. В перспективе независимые компании должны обеспечивать не менее 15% российской добычи, создавая дополнительный спрос на инновации в нефтесервисе. Главное — они могут взять на себя риски по разработке низкорентабельных малых и средних месторождений, из которых состоит весь нераспределенный фонд недр, пишет РБК. Справка ИА ДевонДо вступления в силу правительственного постановления «Об особенностях исчисления платы за выбросы загрязняющих веществ» Россия входила в мировой антирейтинг стран – лидеров по сжиганию ПНГ.За четыре года применения данного постановления, вступившего в силу 1 января 2013 г., ведущие нефтяные компании страны инвестировали в проекты по рациональному использованию ПНГ более 266 млрд руб. Сегодня средний коэффициент утилизации ПНГ близок к целевому показателю в 95%, а по отдельным компаниям превысил этот ориентир.

"Транснефть" приостановила отгрузку нефти на экспорт в порту Козьмино в связи с плановым технологическим перерывом, который завершится 15 ноября. Об этом сообщил журналистам официальный представитель компании Игорь Демин.

"Во всех портах погода рабочая, отгрузка идет по графику. В Козьмино плановый технологический перерыв до 15 ноября. Опаздывающих танкеров нет", - сказал он.

"Прием в систему и поставки на НПЗ идут по графику, за исключением Орского НПЗ, снизившего прием по сравнению с планом поставок по отсутствию свободных емкостей", - добавил Демин.

Орский НПЗ мощностью 6 млн т в год входит в финансово-промышленную группу "Сафмар" бизнесмена Михаила Гуцериева. Выпускает бензин, реактивное, дизельное топливо и другие виды нефтепродуктов.

Инновационное предприятие в Актюбинской области, завод по утилизации и переработке попутного нефтяного газа на месторождении Кожасай, посетили представители компании "Шелл Казахстан". Рабочую поездку организовала национальная компания КазМунайГаз.

Производство начало свою работу в декабре прошлого года. Строительство газоперерабатывающего завода "Кожасай" стало первым проектом в Казахстане реализованным исключительно за счет частных инвестиции вложенных компанией "Gas Processing Company". Он стал пилотным проектом в рамках государственной политики по энергетической и экологической безопасности, а также в целях наполнения внутреннего рынка страны товарным и сжиженным газом.

О необходимости создания таких нефтегазовых производств, занимающихся глубокой газопереработкой, говорил в своем выступлении на собрании по случаю 120-летия казахстанской нефти в Атырау, Президент страны Касым-Жомарт Токаев.

Несмотря на свою компактность, мощность предприятия составляет 400 млн м3 товарного газа в год. Газоперерабатывающий завод играет еще и большую роль в оздоровлении экологии Актюбинского региона. Ранее сжигаемый попутный газ теперь очищается и поступает на внутренний рынок, а продукты переработки, конденсат и гранулированная сера, идут на экспорт. Весь цикл работы предприятия полностью автоматизирован.

Председатель концерна "Шелл" в Казахстане Оливье Лазар, ознакомившись со всем циклом работы завода Кожасай, дал ему высокую оценку.

- Для меня посещение этого завода было очень полезным, я получил много хороших впечатлений. Это очень высокий уровень производства, переработки, работы завода в целом. Думаю, что такие бизнес-модели имеют огромные перспективы и мы серьезно рассматриваем их возможности. Уверен, что именно у таких проектов очень большой потенциал, - отметил Оливье Лазар.

Напомним, что газоперерабатывающий завод Кожасай в августе этого года посетил и премьер-министр Казахстана Аскар Мамин. Глава кабмина особо обратил внимание на технологическое оснащение и применение цифровых решений в производстве. По его мнению, такие инновационные предприятия нужно тиражировать по всему Казахстану, поскольку они очень компактны и не требуют затратных инвестиций.

- Экономика получает дополнительный ресурс в виде газа, а экология – улучшается, - отметил премьер.

В конце прошлой недели премия на сорт российской нефти Urals относительно североморского бенчмарка Brent достигла максимальных показателей за всю историю наблюдения, начиная с 1990 года, сообщает агентство Argus Media.

СМИ уточняет, что в Северо-Западной Европе сорт вырос в цене до $1,05 за баррель и стал стоить $62,87за баррель. В Средиземноморье партия российской нефти по 80 000 тонн оценивалась с премией $1,5 за баррель и продается по цене $63,32 за баррель.

Аналитики агентства объясняют рост цены на российскую нефть совокупностью ограниченного предложения в ноябре при росте спроса на среднетяжелое "черное золото".

«Подорожанию Urals способствует ограниченное предложение ноябрьских партий сорта в условиях укрепления спроса на среднетяжелую нефть с высоким выходом средних дистиллятов: переработчики активно готовятся к выпуску малосернистого топлива в рамках IMO-2020»,  -  объяснили аналитики. Они уверены, что после октябрьского всплеска, поставки Urals из портов России уменьшатся примерно на 2,3 млн тонн -  до 6,74 млн.

Нефтяные котировки в начале торговой сессии во вторник утром снижаются на мировом товарно-сырьевом рынке.  

По данным торгов, к 05.15 по московскому времени цены на североморскую нефть Brent снижались на 0,42%, до 62 долларов за баррель. Бочка западнотехасской нефти WTI подешевела к этому времени на 0,32%, до 56,68 долларов.  

В ходе торгов днем ранее цены на нефть Brent росли до 62,74 долларов за баррель.  

Цены на нефть пока еще пытаются удержаться на текущих уровнях, однако многое будет зависеть от решения ОПЕК+ на предстоящем заседании. Нерешительность стран-участниц может обвалить цены. 

До заседания осталось всего несколько недель, а ОПЕК и ее партнеры не демонстрируют признаков готовности к более решительным шагам по поддержанию цен на нефть, пишет Bloomberg.

При этом некоторые уважаемые эксперты предупреждают о возможном обвале рынка нефти в начале следующего года в случае нового формирования избытка предложения.
Нефть, сейчас торгующаяся в Лондоне на уровне около $62, может упасть почти на 30% до $45 за баррель, если Организация стран-экспортеров нефти и союзники не объявят о более глубоком сокращении добычи, считают аналитики Morgan Stanley. 

Эксперты из Citigroup Inc. и BNP Paribas SA прогнозируют падение котировок до чуть выше $50.

Это усугубит положение таких стран ОПЕК, как Венесуэла, Иран и Ирак, которые уже переживают экономический кризис и политические протесты. Обвал цен отразится на всей отрасли, в том числе на сланцевом буме США, который вывел страну в мировые лидеры по добыче нефти.

"Над рынком довлеет перспектива формирования избытка предложения в 2020 г., - сказал в интервью Bloomberg Мартяйн Ратс, глобальный нефтяной стратег Morgan Stanley. - Либо ОПЕК углубит сокращения добычи, либо цены упадут примерно до $45 за баррель, что приведет к замедлению добычи сланца в США, который уравновешивает рынок".

Стоит сказать, что подобного сценария ждут и многие другие эксперты. Возможно, цены на нефть начали бы падение и сейчас, но есть точка зрения, что до IPO Saudi Aramco этого не произойдет. 

В успешном размещении компании заинтересованы очень многие, в том числе, конечно, и банки, поэтому на поддержание относительно высоких цен на нефть брошены все силы. 

К слову, в проспекте Saudi Aramco говорится, что дешевле всего добыча обходится самой Саудовской Аравии, где она возможна даже при цене нефти марки Brent ниже $10 за баррель. В пределах до $30 за баррель окупаются гринфилды в соседних с ней ближневосточных странах - Кувейте, Ираке, ОАЭ и Иране.

А безубыточность новых проектов по добыче нефти в России на суше начинается при цене Brent выше $40 за баррель, что дороже, чем в странах Ближнего Востока, но дешевле, чем в США и странах СНГ, следует из проспекта эмиссии акций крупнейшей в мире по добыче и экспорту сырья Saudi Aramco, приводит ТАСС данные документа. 
В проспекте компании, который подготовлен к IPO, приводятся данные по средней окупаемости добычных проектов на примере разных стран. Расчет приведен на основании данных за I квартал 2019 г. для новых проектов на суше после уплаты налогов при норме прибыльности в 10%.

Среди прочих факторов, которые могут повлиять на нефтяные котировки, стоит отметить общую ситуацию на рынках. Не стоит забывать, что фьючерсы на нефть - это финансовый актив и его колебания часто зависят от настроений на финансовых рынках в целом. 

Сами по себе цены на нефть почти никогда не падают, снижение котировок чаще всего происходит вместе с фондовыми индексами. 

Поэтому в случае ухудшения ситуации на рынках цены на нефть могут пойти вниз даже при более активных действиях ОПЕК+.

Второй по объемам добычи нефти в РФ - Лукойл - осенью провел тестовую поставку нефти в Китай по Северному морскому пути - она оказалась нерентабельной, эта схема может быть эффективной только летом, сказал журналистам глава Лукойла (MCX:LKOH) Вагит Алекперов.

"Поставка была нерентабельная, но это была опытная поставка, то есть... оценивались все риски, рассматривались варианты", - сказал Алекперов в ответ на вопрос о рентабельности поставок в Китай по восточному направлению.

Лукойл в сентябре поставил в Китай по Северному морскому пути арктическую нефть сорта Varandey Blend. Varandey Blend стал первым российским арктическим сортом нефти, доставленным в Азию по этому маршруту.

Тогда регулярные поставки Varandey Blend по Северному морскому пути трейдеры называли "из области фантастики", так как из-за тяжёлой ледовой обстановки такие отгрузки можно осуществлять только несколько месяцев в году.

Глава Лукойла сказал в понедельник, что экономически выгодными такие поставки могут быть только летом.

"Экономика (поставок по Севморпути) на пределе по отношению к западному направлению, поэтому в летний период может быть эффективно, но не круглогодично", - сказал Алекперов журналистам в понедельник.

Varandey Blend – лёгкий малосернистый сорт с содержанием серы около 0,5% и плотностью порядка 35-37 градусов по инвертированной шкале API, по данным Рейтер. По этим показателям он близок дальневосточному ESPO Blend и способен заменить его, отмечают трейдеры.

РФ, второй по величине поставщик нефти в мире, постоянно ищет новые пути, чтобы увеличить экспорт сырья в Азию, где спрос на энергоносители активно растёт.

Средние оптовые цены спотового рынка России на топочный мазут с 4 по 8 ноября 2019 года снизились в сравнении с предыдущей рабочей неделей на 934 руб. и составили 8 тыс. 504 руб. за тонну. 

Стоимость топочного мазута в Северо-Западном федеральном округе оснизилась на 1790 руб. и составила 8 тыс. 900 руб. за тонну, в Центральном федеральном округе снизилась на 1692 руб. и составила 6 тыс. 358 руб., в Приволжском федеральном округе снизилась на 1138 руб. и составила 6 тыс. 259 руб., в Южном федеральном округе осталась без изменений и составила 14 тыс. 850 руб., в Сибирском федеральном округе снизилась на 86 руб. и составила 10 тыс. 571 руб., в Дальневосточном федеральном округе выросла на 153 руб. и составила 17 тыс. 713 руб.

«Транснефть» и казахстанская нефтетранспортная компания «Казтрансойл» подписали соглашения о выплате 14 казахстанским нефтяным компаниям компенсации из-за загрязнения нефти в трубопроводе «Дружба», говорится в сообщении казахстанской компании.

«Казтрансойл" и "Транснефть" подписали соглашения о выплате 14 казахстанским нефтяным компаниям компенсации за некондиционную нефть», — говорится в сообщении.

Как поясняет «Казтрансойл», в рамках урегулирования инцидента, связанного с загрязнением в апреле-мае 2019 года около 699 тыс. тонн нефти 38 казахстанских нефтяных компаний в системе магистрального нефтепровода «Дружба», «Казтрансойл» как национальный оператор Казахстана по магистральному нефтепроводу выступает от имени указанных компаний.

«В настоящее время подписаны соглашения о выплате компенсации 14 казахстанским нефтяным компаниям. Заключение аналогичных соглашений в пользу остальных казахстанских нефтяных компаний планируется осуществить по мере их готовности», — пояснил глава «Казтрансойла» Димаш Досанов.

Ранее, в конце июня текущего года, «Казтрансойл» сообщал, что компания согласовала с «Транснефтью» механизм компенсации казахстанским компаниям из-за загрязнения нефти в трубопроводе «Дружба». Компания поясняла, что достигла договоренности с российскими партнерами по возмещению затрат за отгрузку некондиционной нефти в порту Усть-Луга (Ленинградская область).

19 апреля белорусский концерн «Белнефтехим» сообщил, что содержание хлорорганических соединений в российской нефти, поставляемой по нефтепроводу «Дружба», в десятки раз превышает предельные значения по стандарту.

В результате этого были приостановлены поставки нефти по «Дружбе» в ряд стран, в том числе в Польшу, Венгрию, Словакию, Чехию и Германию. Белоруссия и Польша заявили, что рассчитывают получить компенсации за поставки некачественного сырья.

В середине мая текущего года замглавы Минэнерго Казахстана Асет Магауов заявил, что Казахстан намерен требовать от «Транснефти» компенсацию из-за загрязнения транзитных объемов нефти в трубопроводе «Дружба». По его словам, казахстанская нефть в конце апреля и начале мая поступала в порт Усть-Луга с высоким содержанием хлоорганических соединений, и покупатели отказывались принимать эти объемы или требовали скидок.

«Лукойл» обеспокоен темпами реализации проектов в Ираке в связи с задержкой тендерных процедур. Об этом журналистам сообщил глава компании Вагит Алекперов в кулуарах нефтегазовой конференции ADIPEC в Абу-Даби.

«Нас волнует задержка по принятию решения по тендерам в Ираке, что затягивает реализацию проекта», - сказал он, добавив, что «в целом безопасность на месторождении «Лукойла» сегодня обеспечена».

По словам Алекперова, он планирует обсудить этот вопрос с министром нефти Ирака Тамером аль-Гадбаном на заседании ОПЕК+ в Вене в декабре.

Он также подтвердил, что в 2020 году планируется завершить геологоразведочные работы по блоку 10 в Ираке. «Представим результаты в Министерство нефти на защиту запасов. И в следующем году совместно с министерством будем принимать решение о переходе на следующую стадию», - сказал глава компании.

«Лукойл» работает в Ираке на месторождении «Западная Курна - 2», одном из крупнейших в мире - его извлекаемые запасы оцениваются в 14 млрд баррелей. Контракт на разработку месторождения «Лукойл» подписал в 2010 году и уже реализовал первый этап разработки месторождения. Срок действия контракта составляет 25 лет.

Первая нефть на месторождении была получена в марте 2014 года, к настоящему моменту здесь достигнут самый большой прирост добычи по Ираку - 400 тыс. баррелей в сутки. Сейчас на месторождении добывается 9% от общей добычи нефти в Ираке.

Недолив топлива в 2019 году был обнаружен почти в 20% случаев по итогам проверок АЗС в России. Об этом сообщил глава Минпромторга РФ Денис Мантуров.

"Что касается борьбы с недоливом топлива, то сейчас это на АЗС проверяется Росстандартом при проведении плановых и внеплановых проверок в присутствии представителей АЗС. Тем не менее, даже в таких условиях, когда АЗС имеют возможность подготовиться к проверке, в этом году недолив обнаружили почти в 20% случаев", - рассказал в интервью РИА Новости Мантуров.

По его словам, для снижения показателя в настоящее время реализуется ряд мер. В частности, был разработан законопроект, который предполагает применение оборотных штрафов за недолив: 1% суммы выручки нарушителя от реализации товаров за год или часть года, предшествующих дате выявления правонарушения, но не менее 500 тысяч рублей.

"За повторное нарушение - уже 3% от годовой выручки, но не менее 2 млн рублей. В сентябре 2018 года этот законопроект был рассмотрен на заседании госкомиссии по противодействию незаконному обороту, потом прошел процедуру общественного обсуждения и согласования с ведомствами и был внесен в правительство", - добавил министр.

Он отметил, что так как в настоящее время формируется новый Кодекс об административных правонарушениях (КоАП), новый подход к наказанию за недолив планируется интегрировать в свежую версию Кодекса. Ведется работа и над обновлением национальных стандартов.

"Советские ГОСТы на топливораздаточные колонки были передовыми для своего времени, но прогресс не стоит на месте. Сегодня недобросовестные продавцы топлива используют различные современные приспособления и вредоносное программное обеспечение, позволяющие обманывать расходомер. Эту проблему должен решить новый стандарт на топливораздаточное оборудование, в разработке которого примут участие и участники топливного рынка. Его утверждение планируется в первом полугодии 2020 года", - сказал Мантуров.

Работа ведется рамках программы энергосбережения и повышения энергоэффективности.

Комсомольский НПЗ и нефтеперерабатывающий комплекс НК Роснефть в рамках программы энергосбережения и повышения энергоэффективности увеличил экономию топливно-энергетических ресурсов на 80 %. С января по сентябрь организации удалось сэкономить 6,7 тыс. тонн условного топлива. Это в 1,8 раз больше, чем за тот же период прошлого года. Экономия финансов составила 25 млн рублей.

В рамках стратегии «Роснефть 2022» Комсомольский НПЗведет систематическую работу, направленную на рациональное использование топливно-энергетических ресурсов, сокращение энергопотребления, оптимизацию электрических нагрузок и тепловых процессов.

За 9 месяцев 2019 года реализован комплекс мероприятий специалистами завода в целях по повышения энергоэффективности производственных процессов. Оптимизирована работа насосного оборудования на установке первичной переработки нефти ЭЛОУ-АВТ-3 Модернизировано котельное оборудование в цехе энергопроизводства и на установке каталитического риформинга. Работы по повышению энергетической надежности и реконструкции парокотельной находятся на завершающей стадии, почти заменено устаревшее оборудование на новые высокоэффективные котлы, коэффициент полезного действия которых выше на 5 % по сравнению с обеспечения экологической и промышленной безопасности.К концу 2019 года ожидается, что эксплуатируемыми эффект от внедрения энергосберегающих и энергоэффективных мероприятий на Комсомольском НПЗ составит более 8 тыс. тонн условного топлива или около 30 млн рублей.

Средняя стоимость экспортного газа «Газпрома» в январе-сентябре 2019 года составила $194,7 за тыс. кубометров, сократившись на 8,6% по сравнению с показателем за аналогичный период прошлого года, следует из материалов ФТС.

В январе-сентябре 2018 года средняя стоимость экспортного газа составила $213,1 за тыс. кубометров.

В конце апреля текущего года исполняющий обязанности начальника департамента «Газпром экспорта» Андрей Зотов заявил, что «Газпром» ожидает среднюю экспортную цену на газ в 2019 году на уровне $230-235 за 1 тыс. кубометров.

Ранее глава «Газпром экспорта» Елена Бурмистрова в ходе дня инвестора «Газпрома» заявляла, что газовый холдинг прогнозирует в 2019 году экспортную цену на газ в диапазоне $230-250 за 1 тыс. кубометров.

Средняя стоимость экспортного газа «Газпрома» в 2018 году составила $222,8 за тыс. кубометров, увеличившись на 22,8% по сравнению с показателем предыдущего года.

ПАО «Роснефть» завершило перевод экспортных контрактов из долларов в евро. Об этом сообщил в ходе XII Евразийского экономического глава компании Игорь Сечин.

Пять лет назад глава «Роснефти», оказавшейся под секторальными санкциями ЕС и США, призвал евразийских партнеров «смелее диверсифицировать валюты контрактов».

По мнению экспертов, переход на контракты в евро позволит «Роснефти» снизить трансакционные риски, а также смягчить влияние санкций со стороны США.

Буквально на следующий день аналогичное заявление сделала независимая газовая компания «НОВАТЭК».

«Мы начали процесс перехода на евро задолго до «Роснефти», – сообщил председатель правления ПАО «НОВАТЭК» Леонид Михельсон, напомнив о том, что «НОВАТЭК», как и «Роснефть» находится под секторальными санкциями США.

«Американские юридические и физические лица не могут нам предоставлять кредитование Мы в основном в расчетах с контрагентами применяем евро», - добавил он.

Идея создания национальной платежной системы и перевода импортных контрактов на альтернативные доллару США валюты стала актуальной с марта 2014 года - с момента введения первых чувствительных «крымских» санкций со стороны США и Евросоюза. Риски привязки экспортных контрактов к доминирующей в мире валюте признавало множества влиятельных лиц, включая руководителей крупнейших компаний и представителей банковского сообщества.

Как признал Президент РФ Владимир Путин, торговля нефтью за доллары является мировой практикой, сломать которую достаточно сложно, хотя «односторонняя монополия» и «идет вразрез» с данным сектором мировой экономики.

«Очень вероятно, что подобные действия мы увидим и со стороны других нефтегазовых компаний. Данные шаги продиктованы, прежде всего, внутриполитическими причинами. Имеется очевидный сигнал «сверху» на ослабление зависимости от доллара. К примеру, можно вспомнить, как в начале октября на форуме «Российская энергетическая неделя» Владимир Путин заявил о том, что американские власти используют расчеты в долларах в политической борьбе и необходимо думать, как обезопасить себя от такой угрозы», - комментирует эксперт Фонда национальной энергетической безопасности Александр Перов.

 Одно из объяснений данного шага связано с гипотетическим намерением «Роснефти» снизить расходы, неизбежные при конвертации валют. Данная версия выглядит уязвимой для критики, учитывая, что основная долговая нагрузка компании измеряется именно в долларах США.В этих условиях отказ от доллара при расчетах не избавит компанию от долларовой зависимости. Скорее, он, напротив, затруднит обслуживание долга.

В любом случае, международная финансовая система, в рамках которой действуют крупные российские компании, очень сильно завязана на долларе. Переход из него в иную валюту может каким-то образом и затруднит применение таких возможных санкций, но отнюдь не обезопасит от них полностью. Единственный путь – это переход на двухсторонние контракты, что в частности, видно в случае с Венесуэлой, которая стала продавать свою нефть через посредничество «Роснефти».

Совет ЕС по иностранным делам определил в понедельник рамочные условия ограничительных мер в ответ на несанкционированные буровые работы Турции в Восточном Средиземноморье.

"Рамки позволят налагать санкции на лиц или организации, ответственные за несанкционированную деятельность по бурению углеводородов в Восточном Средиземноморье или вовлеченные в нее", - говорится в коммюнике Совета ЕС, распространенном в Брюсселе.

В нем сообщается, что санкции будут включать запрет на поездки в ЕС для физических лиц и замораживание банковских активов для физических и юридических лиц.

В документе объясняется, что под данные санкции могут быть введены физические или юридические лица, ответственные за буровые работы, связанные с разведкой и добычей углеводородов, которые не были санкционированы Кипром в пределах его территориальных вод, исключительной экономической зоны или континентального шельфа.

Кроме того, ограничительные меры могут быть наложены на физических или юридических лиц, оказывающих финансовую, техническую или материальную поддержку соответствующим буровым работам, а также на связанных с ними физических или юридических лиц.

Совет ЕС напомнил, что "данное решение является прямым продолжением выводов совета от 14 октября 2019 года, которые были одобрены Европейским советом 17-18 октября 2019 года, когда ЕС подтвердил свою полную солидарность с Кипром относительно уважения его суверенитета и суверенных прав в соответствии с международным правом и поручил (Европейской) комиссии и Европейской внешнеполитической службе представить предложения по основе для ограничительных мер".

Ранее сообщалось, что 15 июля совет Евросоюза на уровне министров иностранных дел одобрил санкции в отношении Турции из-за действий Анкары в исключительной экономической зоне Кипра.

В исключительной экономической зоне (ИЭЗ) Кипра и на континентальном шельфе были обнаружены большие запасы углеводородов. Руководство Турции оспаривает границы кипрской ИЭЗ и заявляет, что Анкара имеет право на природные ресурсы в регионе. С начала мая Турция направила туда две буровые установки "Фатих" и "Явуз" и намерена была проводить геологоразведочные работы до сентября 2019 года.

«Кешен 9» достигает глубины бурения 7 671 м и производит 550 000 кубометров природного газа в день, что может удовлетворить потребности 1,6 миллиона жителей «Поднебесной».

Китайская национальная нефтяная корпорация (CNPC) запустила самое глубокое в стране газовое месторождение на суше. Об этом говорится в сюжете китайского международного новостного телеканала для международной аудитории CGTN.

«Кешен 9» расположено в южном подножии Тяньшань в нефтяном месторождении Тарим, область Синьцзян.

Запуск нового месторождения природного газа позволит компании увеличить объем добывающих мощностей почти на 4 миллиарда кубометров в следующем году и обеспечил поддержку нового источника газа на отопительный сезон в Китае.

В распоряжении CNPC находятся 21 разведочная скважина и еще 37 на стадии бурения. CNPC пробурила 32 газовые скважины в южном подножии Тяньшань, каждая скважина приносит более 300 000 кубометров топлива.

Средние розничные цены на бензин Аи-95 на столичных АЗС за неделю, закончившуюся 11 ноября, не изменились и составили 46,92 руб. за литр, следует из данных Московской топливной ассоциации.

Стоимость литра бензина Аи-92 также выросла на 1 копейку и составила 42,85 руб. за литр. Цена дизельного топлива сократилась на 5 копеек, составив 46,56 руб. за литр.

Цена бензина Аи-95 на заправках ТНК не изменилась и составила 46,5 руб. за литр, на АЗС «РН-Москва» — сохранилась на уровне 46,57 руб. за литр.

АЗС Shell сохранили цены на бензин Аи-95 на уровне 46,96 руб. за литр. Цена на бензин Аи-95 на АЗС «Татнефти» не изменилась и составила 46,53 руб. за литр.

Цена бензина Аи-95 на заправках «Газпром нефти» не изменилась, составив 46,6 руб. за литр, на заправках «Лукойла» — сохранилась на уровне 48,24 руб. за литр.

Ранее Счетная палата РФ в своем заключении на проект бюджета на 2019 год и плановый период 2020 и 2021 годов указала, что повышение акцизов на бензин и дизельное топливо в России с 1 января 2019 года может привести к резкому росту розничных цен на топливо.

Акцизы на бензин и дизельное топливо с 1 января 2019 года повысились до 11,892 тыс. руб. и 8,258 тыс. руб. за тонну соответственно. Ранее Федеральная антимонопольная служба (ФАС) России, Минэнерго и Минфин заявляли, что не ожидают резкого роста цен на бензин после увеличения акцизов.

Вице-премьер РФ Дмитрий Козак ранее заявлял, что рост цен на топливо в 2019 году не превысит среднегодовую инфляцию, то есть составит 4-4,6% за год.

26 марта текущего года российские нефтяные компании в ходе совещания у Козака согласились продлить до июля 2019 года соглашение с правительством о стабилизации рынка топлива. 5 апреля Козак заявил, что правительство РФ официально продлило соглашение до конца июня 2019 года. Срок действия соглашения истек 1 июля.

По итогам первых десяти месяцев 2019 года экспорт нефти из Казахстана составил 59,56 млн тонн, что на 0,9% больше, чем за аналогичный период 2018 года, сообщает 11 ноября агентство «Казинформ».

На месторождении Тенгиз объем добычи нефти планируется увеличить на 12 млн тонн к 2023 году. Стоимость проекта оценивается в $36,7 млн. Кроме того, на месторождении Кашаган уровень добычи к 2027 году планируют нарастить до 500 тыс. баррелей в сутки.

На месторождении Карачаганак реализуется проект по сохранению текущего уровня добычи. Кроме того, реализуется ряд проектов в области геологоразведки.

По итогам 2019 года в Казахстане планируют добыть 90,5 млн тонн нефти, несмотря на технологическую остановку на некоторых месторождениях из-за капитального ремонта.

По итогам 9 месяцев текущего года ООО «Афипский НПЗ» (управляющая компания «ФортеИнвест», входит в Группу «САФМАР») направил в бюджеты всех уровней порядка 1,8 миллиарда рублей.

Завод является крупнейшим налогоплательщиком Северского района и одним из крупнейших в Краснодарском крае.

В течение трех кварталов 2019 года предприятие перечислило в федеральный бюджет свыше 1,1 миллиарда рублей. Основная часть этой суммы ушла на оплату НДС.

Платежи в бюджет Краснодарского края за отчетный период составили примерно 520 миллионов рублей. Самая значительная строка налоговых отчислений – налог на прибыль (его ставка - 20%, из них 17% остаются в регионе, остальное идет в федерацию). Ключевые направления расходов кубанской казны - здравоохранение, образование, социальная политика, дорожное хозяйство и поддержка муниципалитетов.

В бюджет Северского района направлено свыше 165 миллионов рублей. Из них 146 миллионов - налог на доходы физических лиц, то есть, отчисления с зарплаты работников завода. Основной объем расходов (до 90%) приходится социально-культурную сферу. Направленные в местную казну средства идут непосредственно на развитие муниципалитета и входящих в него поселений, в том числе, Афипского.

В соответствии с прогнозами службы ЗГД по экономики и финансам Алексея Балагурова, по итогам 2019 года совокупные налоговые отчисления, сделанные ООО «Афипский НПЗ», достигнут 2,4 миллиарда рублей.

Для сравнения: доходная часть бюджета Северского района на текущий год составляет примерно 1,9 миллиарда рублей. Аналогичный показатель по Афипскому сельскому поселения – немногим больше 200 миллионов рублей.

Также стоит добавить, что, кроме налогов, нефтеперерабатывающий завод до конца 2019 года планирует направить 420 миллионов рублей (по итогам 9 месяцев эта сумма составляет 320 миллионов) во внебюджетные фонды. Эту сумму формируют отчисления на обязательное пенсионное страхование (ОПС), обязательное социальное страхование (ОСС) и обязательное медицинское страхование (ОМС).

Связанная с этим дополнительная нагрузка на ООО «Афипский НПЗ» составляет 30% с фонда заработной платы. Примерно три четверти указанной выше суммы идет в ПФР – на выплату пенсий.

O'zlitineftgaz и Schlumberger Oilfield Eastern Limited подписали соглашение о конфиденциальности и меморандум о взаимопонимании, сообщает корреспондент Podrobno.uz со ссылкой на данные "Узбекнефтегаза".

Цель подписания документов – технологическое сотрудничество в области разведки, разработки и оптимизации добычи на новых и существующих месторождениях в Узбекистане, а также в согласовании проектов в соответствии с действующим законодательством.

В рамках соглашения стороны по взаимному согласию могут привлекать производственные мощности и технические средства, трудовые и финансовые ресурсы, свои разработки, технологии и ноу-хау при реализации мероприятий взаимовыгодных проектов.

Кроме того, по результатам проведенных переговоров компании договорились о развитии научно-технологического сотрудничества в области промысловой геологии и геофизики, разработки месторождений углеводородного сырья, переработки и транспорта нефти, газового конденсата и газа, подземного хранения газа, технологическом взаимодействии при оказании сервисных услуг для нефтегазовых компаний на территории Узбекистана.

Напомним, в июне этого года стало известно, что Узбекистан намерен передать свыше 50 месторождений с падающей добычей нефти под разработку иностранным компаниям на основе риск-сервис контрактов.

ЛУКОЙЛ может принять участие в газохимических проектах “Газпрома” в Арктике, но данный вопрос находится пока на стадии обсуждения. Об этом рассказал журналистам в кулуарах нефтегазовой конференции ADIPEC в Абу-Даби глава компании Вагит Алекперов.

“Мы рассматриваем разные варианты, в партнерстве с “Газпромом”, “Газпром нефтью”. Сегодня есть разные варианты, как монетизировать объемы газа на Крайнем севере России”, – сказал он, отвечая на вопрос о планах по газохимическим проектам в Арктике.

Ранее Алекперов говорил на полях Российско-саудовского инвестиционного форума, что ЛУКОЙЛ может рассмотреть участие в проектах на арктическом шельфе при цене нефти от 80 за баррель.

“Сегодня при той цене, которая складывается на международном рынке, конечно, очень низкая рентабельность”, — пояснил Алекперов в ответ на вопрос, что будет делать ЛУКОЙЛ в случае допуска частных компаний на арктический шельф России, где сейчас могут работать только государственные.

“Мы делали попытку вхождения при цене от 80 до 120 долларов за баррель”, — напомнил глава ЛУКОЙЛа, пояснив такие образом, какая цена на нефть необходима, чтобы компания попыталась сделать это снова. “Мы готовы рассмотреть, если будут сняты ограничения”, – заключил Алекперов.

Примечательно, что министр природных ресурсов и экологии Дмитрий Кобылкин также не испытывает особого оптимизма по поводу вхождения частных компаний в проекты по добыче нефти и газа на арктическом шельфе России.

“Мы ориентируемся на баррель — когда он был более 100 долларов, более-менее какая-то активность была в шельфовой зоне. На сегодняшний день не думаю, что кто-то пойдет”, — сказал Кобылкин.

“Я не вижу, чтобы у нас было так много у компаний денег, чтобы они могли идти на низкомаржинальные проекты. И такой потребности на мой взгляд, на сегодняшний день нет, нам лучше было бы заняться трудноизвлекаемыми запасами в традиционных местах добычи углеводородного сырья, таких как Западная Сибирь”, — добавил министр. 

 На минувшей неделе (4 - 9 ноября) средняя цена на нефть сорта Azeri Light, которая добывается на блоке азербайджанских месторождений "Азери-Чираг-Гюнешли", составила 67,78 доллара за баррель, что на 2,38 доллара выше показателя предыдущей недели.

Максимальная цена на Azeri Light за отчетный период составила 68,04 доллара за баррель, минимальная – 67,4 доллара.

На прошедшей неделе средняя цена нефти сорта URALS, которую Азербайджан продает в порту Новороссийск, составила 61,76 доллара за баррель, что на 3,26 доллара больше показателя предыдущей недели.

Максимальная цена на URALS за данный период составила 61,94 доллара за баррель, минимальная – 61,45 доллара. Реализуемая в российском терминале азербайджанская нефть доставляется туда по трубопроводу Баку-Новороссийск.

Средняя цена на эталонный сорт нефти Brent Dated на прошедшей неделе составила 62,47 доллара за баррель, что на 2,48 доллара больше предыдущего показателя.

Максимальная цена на Brent составила 62,67 доллара за баррель, минимальная – 62,10 доллара за баррель.

Цена на венесуэльскую нефть сократилась за текущую неделю с 53,23 до 51,97 долл. за баррель. Об этом сообщает кубинское агентство Prensa Latina со ссылкой на Министерство топливной промышленности Боливарианской Республики. Таким образом, падение составило 1,26 долл.

Правительство Венесуэлы планирует восстановить добычу нефти на уровне 1,6 млн баррелей в сутки.

Государственная нефтегазовая компания Саудовской Аравии Saudi Aramco назвала сроки подписки на первичное размещение акций для инвесторов.

Для институциональных инвесторов подписка на IPO будет проходить 17 ноября – 4 декабря. Для индивидуальных инвесторов назначен срок 17–28 ноября. Окончательную цену назовут 5 декабря.

Индивидуальные инвесторы смогут купить до 0,5% акций.

Отмечается, что в IPO разрешено принимать участие разведенным женщинам и вдовам из Саудовской Аравии.

Индивидуальными инвесторами могут стать саудовские граждане, а также граждане других стран, живущие в Саудовской Аравии, или граждане стран Совета сотрудничества арабских государств Персидского залива, «в каждом случае имеющие банковский счет в одной из перечисленных организаций».

После начала торгов дополнительный листинг запрещен на полгода. Saudi Aramco и Эр-Рияд в течение года не смогут продавать акции после начала листинга. Исключение составляют сделки с правительствами других стран, а также их стратегическими инвесторами.

В число банков-андеррайтеров входят ряд американских и английский HSBC Saudi Arabia.

Saudi Aramco не считает, что атаки дронов на саудовские НПЗ окажут сильное влияние на финансовое состояние компании.

Правительство страны продаст Saudi Aramco пакет ее акций стоимостью 1 млрд долларов в рамках программы поощрения сотрудников.

Saudi Aramco – национальная нефтяная компания Саудовской Аравии, контролирующая почти все нефтедобывающие мощности страны.

Газета ВЗГЛЯД рассказывала о ситуации с низкими ценами на нефть, которые в том числе привели к решению о продаже акций Saudi Aramco.

Напомним, предприятия Saudi Aramco подверглись атаке беспилотников. Ответственность за нападение взяли на себя йеменские мятежники, однако США и Саудовская Аравия обвинили в причастности к атакам Иран.

Иран открыл новое месторождение нефти с запасами свыше 50 млрд баррелей, сообщил в пятницу президент Ирана Хасан Рухани. Находка может увеличить доказанные запасы страны на треть, уточняет Associated Press.

Об этом президент Ирана рассказал, выступая в городе Йезд. По его словам, которые приводит FoxNews, новое месторождение расположено в провинции Хузестан, богатой нефтью и газом (ProFinance.ru: этот примыкающий к Ираку регион омывается водами Персидского залива и является «локомотивом» экономики страны).

На данный момент доказанные запасы нефти в Иране составляют около 150 млрд баррелей (ProFinance.ru: четвертые по величине запасы в мире. Кроме того, Иран обладает вторыми по величине запасами природного газа), а новое месторождение добавит к ним еще 53 млрд баррелей, отметил господин Рухани.

«Я говорю Белому дому, что в те дни, когда вы обложили санкциями нашу нефть и нашу страну, наши дорогие рабочие и инженеры смогли обнаружить 53 млрд баррелей нефти на большом месторождении», - цитирует FoxNews слова президента Ирана.

Напомним, что 8 мая 2018 года Дональд Трамп объявил о прекращении так называемой «ядерной сделки» с Ираном. С тех пор другие ее участницы (Германия, Франция, Великобритания, Россия и Китай) предпринимают безуспешные попытки реанимации данного соглашения.

Китай, с которым Иран связывал главные надежды на обход американских санкций, сам попал под давление Вашингтона и прекратил покупать у Тегерана нефть.

"Молдовагаз" и "Газпром" достигли соглашения о продлении контрактов на поставку и транзит российского газа на три года, сообщил президент Молдавии Игорь Додон."АО "Молдовагаз" и ПАО "Газпром" достигли соглашения и готовы подписать в ближайшее время приложения к действующему контракту на поставку и контракту на транспортировку природного газа. В настоящее время эксперты двух сторон согласовывают приложения по пролонгации действующего контракта на срок три года", - написал Додон на своей странице в Facebook после встречи с главой "Молдовагаз" Вадимом Чебаном.По словам президента, до подписания контракта с "Газпромом" на транзит молдавская сторона должна заключить еще три важных документа: контракт на поставку природного газа, контракт на транспортировку природного газа по территории Украины (его предстоит подписать с украинским оператором ГТС), а также контракт о межсетевом соединении для пунктов Алексеевка, Гребенники, Каушаны c украинским оператором.

Додон отметил, что текст контракта с "Газпромом" предусматривает условия поставок природного газа для потребителей Молдавии тремя альтернативными путями: на границе Российской Федерации с Украиной (ГИС Суджа, ГИС Валуйки), на границе Румынии с Украиной (ГИС Исакча, ГИС Орловка), и в других точках входа в газовую систему Украины через трансбалканский коридор на западной границе со странами ЕС.

"Завтра, 12 ноября, представители АО "Молдовагаз" вместе с представителями министерства экономики и инфраструктуры Республики Молдова отправятся на ГИС Исакча, ГИС Орловка и Негру-Водэ, чтобы встретиться с румынскими и украинскими партнерами", - добавил Додон.

Чебан отметил, что "Молдовагаз" по итогам недавних действий совместно с операторами газотранспортных систем Болгарии, Румынии, Украины и Молдавии готов принимать около 12,4 миллиона кубометров природного газа в день. Румынская и украинская стороны уже официально подтвердили факт завершения всех работ, необходимых для поставок газа.Сейчас Молдавия приобретает "голубое топливо" у "Газпрома" по договору, который был подписан еще в 2008 году, цены на газ формируются в зависимости от цен нефти на мировых рынках. Действие контракта заканчивается 31 декабря этого года. Со-председатель молдавско-российской межправкомиссии Василий Шова в интервью РИА Новости говорил, что в вопросах поставок российского газа Молдавия зависит от Киева и его готовности договориться с РФ о транзите топлива.

Независимые нефтяники жалуются на предложенный Минфином налог на попутный газ.  Независимые нефтяные компании вслед за «Сибуром» раскритиковали идею Минфина ввести налог на попутный нефтяной газ. Инициатива угрожает разработке малых месторождений — даже без допнагрузки спрос на них и так постоянно падаетНезависимые нефтяные компании пожаловались в правительство на инициативу Минфина ввести налог на добычу попутного нефтяного газа (ПНГ). Соответствующие обращения (есть в распоряжении РБК) на имя вице-премьера Дмитрия Козака, министра энергетики Александра Новака и главы Федеральной антимонопольной службы Игоря Артемьева направило объединение независимых нефтегазовых компаний «Ассонефть» (среди его членов — Иркутская нефтяная компания, РНГ, «Печоранефтегаз» и др.)Ввести налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ) для ПНГ предложил Минфин (соответствующий законопроект проходит процедуру публичного обсуждения), чтобы компенсировать выпадающие доходы бюджета (600 млрд руб. за десять лет) из-за льгот по НДПИ для Приобского месторождения «Роснефти» и «Газпром нефти». Льготы уже одобрил президент Владимир Путин, но чиновники еще обсуждают схему компенсации для бюджета.Сам Минфин неоднократно называл введение налога на ПНГ вынужденной мерой, но иначе бюджет не сможет выполнить уже взятые обязательства по расходам. Согласно инициативе министерства, ставка НДПИ составит 385 руб. за ‎1 тыс куб. м.: то есть в год его введение обойдется отрасли примерно в 34 млрд руб. (расчеты на основе уровня добычи ПНГ в 2018 году).Как указывается в письме, подписанном главой «Ассонефти» Еленой Корзун, инициатива Минфина «совершенно необоснованна», так как создает преференции для одних компаний в ущерб другим и нарушает закон «О защите конкуренции». Особенно сильно введение налога на ПНГ ударит по бизнесу средних и малых компаний, подчеркивается в обращении. Ранее с критикой предложения Минфина выступила крупнейшая российская нефтехимическая компания «Сибур», заявившая, что введение НДПИ на ПНГ идет «вразрез c успешной и долгосрочной политикой государства по развитию в стране глубокой переработки углеводородов и несырьевого экспорта».В Минэнерго на момент публикации не ответили на запрос РБК. В аппарате Дмитрия Козака и в ФАС подтвердили получение письма, но от дальнейших комментариев отказались. Представитель ФАС сообщил, что служба пока формирует позицию.Директор департамента Минфина Алексей Сазанов ранее говорил журналистам, что сейчас в России создан «очень комфортный уровень налогообложения» нефтяной отрасли, что подтверждается хорошими финансовыми показателями нефтяных компаний, доходности которых с каждым годом растут. Уменьшение же отчислений в бюджет со стороны нефтегазовой отрасли может привести к драматическим социальным последствиям, озвучивал он позицию Минфина.Чем недовольны независимые нефтяникиВ 2018 году, по данным Минэнерго, российские нефтяные компании добыли 89,5 млрд куб. м попутного нефтяного газа — побочного продукта при добыче нефти. Из общего объема, уточняет источник РБК, близкий к министерству, на независимые компании пришлось 2% добычи ПНГ.Теоретически все нефтяные компании могут отделять попутный нефтяной газ от нефти на специальных установках, подготавливать его и продавать, указывает Корзун. Например, «Сибур» покупает около 23 млрд куб. м ПНГ в год у «Роснефти», «Газпром нефти», «РуссНефти», ЛУКОЙЛа, НОВАТЭКа и «Газпрома». Но для независимых небольших компаний это практически невозможный сценарий, говорится в обращении «Ассонефти».Основные причины две:строительство многоступенчатых компрессоров для отделения и подготовки небольших объемов ПНГ не окупается;нефтяные участки малых компаний зачастую находятся слишком далеко от магистральных газопроводов, а строительство новых веток до магистральной трубы экономически невыгодно.В результате единственное, что остается независимым компаниям, — закачивать газ обратно в пласт для поддержания давления и увеличения нефтеотдачи или сжигать на факеле. В первом случае компаниям придется многократно платить НДПИ за «многоразовую» добычу попутного нефтяного газа, тогда как отказаться от закачки в пласт нельзя: может упасть добыча нефти. Во втором — налог будет добавляться к штрафам, которые по закону нефтяники платят за сжигание ПНГ с 2012 года.Хуже всего придется разработчикам малых и мельчайших месторождений (с объемом запасов 10–15 млн т), уровень окупаемости которых и без того крайне низок, пишет Корзун. Интерес к таким месторождениям постоянно падает, а дополнительная налоговая нагрузка окончательно убьет спрос на мелкие месторождения, заключает глава ассоциации.Повлияют ли проблемы небольших компаний на отрасльНезависимые нефтяники играют небольшую роль в отрасли: в 2018 году они добыли только 11,4% нефти в России, остальное пришлось на крупные вертикально интегрированные компании (ВИНКи: «Роснефь», ЛУКОЙЛ и так далее) и участников соглашений о разделе продукции (проекты со специальным налоговым режимом с участием иностранных инвесторов).Основной признак малых независимых компаний — отсутствие вертикальной интеграции (наличия всех трех видов бизнеса: добычи, переработки и розницы. — РБК), что делает их полностью зависимыми от рентабельности добычи, отмечает заместитель гендиректора Института энергетики и финансов Алексей Белогорьев. Поэтому любые изменения НДПИ для них критичнее, чем для ВИНК, объясняет он.В последние несколько лет власти обсуждали идею системы «пряников и льгот» для независимых нефтяников: они создают конкуренцию за ресурсы, развивают технологии, так как, как правило, разрабатывают более сложные запасы, чем крупные игроки, рассказывает федеральный чиновник. Но до сих пор отдельного системного стимулирования небольших компаний не выработано.За исключением Минэнерго, судьба малых компаний традиционно остается вне поля зрения правительства, соглашается Белогорьев. Но в разрабатываемых документах Минэнерго (в частности, проект Энергостратегии России на период до 2035 года и Генеральной схемы нефтяной отрасли), по словам эксперта, им отводится заметная роль. В перспективе независимые должны обеспечивать не менее 15% российской добычи, создавать дополнительный спрос на инновации в нефтесервисе, а главное — взять на себя риски по разработке низкорентабельных малых и средних месторождений, из которых по сути состоит весь нераспределенный фонд недр, подчеркивает собеседник РБК.«При обсуждении мер стимулирования добычи и переработки нефти за счет предоставления нефтяной отрасли дополнительных преференций не стоит забывать, что это приводит к сокращению доходов бюджета страны», — говорил ранее журналистам директор департамента Минфина Алексей Сазанов. По его словам, расходные обязательства бюджета, в том числе социальные, из года в год растут, «поэтому при предоставлении льгот всегда нужно думать о том, как их компенсировать».