23 марта, 17:50

TechnipFMC and Magma Global to Unite in a Strategic Alliance

TechnipFMC (FTI) expects the deal with Magma Global to improve the company's Subsea 2.0 product platform.

22 марта, 18:33

Обмен опытом между российскими и иностранными компаниями в рамках Конгресса PRC Russia and CIS

Конгресс по нефтехимии и нефтепереработке «PRC Russia and CIS» состоится 9-10 апреля 2018 года в Москве.

Выбор редакции
05 марта, 16:20

Минниханов на «Казаньоргсинтезе» запустил производство трехслойной упаковочной пленки

Президент РТ Рустам Минниханов на «Казаньоргсинтезе» запустил производство рукавной трехслойной упаковочной пленки. Она предназначена для изготовления мешков на расфасовочно-упаковочных машинах. Потом в эти мешки будут упаковывать всю полимерную продукцию «Казаньоргсинтеза».

27 февраля, 05:20

Schlumberger and Subsea to Create a New JV, Stocks Rise

Schlumberger (SLB) expects its partnership with Subsea to receive higher market share due to improved client efficiency.

02 февраля, 17:49

TechnipFMC Buys Majority Stake in Norwegian Subsea Unit

TechnipFMC (FTI) will provide RLWI services internationally combining the capabilities of both companies.

28 декабря 2017, 16:05

TechnipFMC (FTI) Wins Snorre-Expansion Contract From Statoil

TechnipFMC (FTI) displays a robust backlog which is likely to contribute to the long-term earnings and cash flow visibility of the company.

22 декабря 2017, 16:14

Statoil (STO) Submits PDO for Snorre Field Expansion Project

Statoil (STO), along with partners, submits PDO for Snorre expansion project. The company will also award contracts worth NOK 9 billion.

05 декабря 2017, 22:03

TechnipFMC (FTI) Receives Contract Worth $4.2B in Bahrain

TechnipFMC (FTI) led consortium is expected to complete the work by 2022.

05 декабря 2017, 18:12

«Ямал СПГ» начал производство СПГ

Вторая очередь завода будет запущена в III квартале 2018 года. Выпуск сжиженного газа начался на первой технологической линии проектной мощностью 5,5 млн тонн СПГ в год, сообщает «НОВАТЭК». На 8 декабря намечена погрузка первой партии СПГ. Газ погрузят в порту Сабетта на СПГ-танкер «Кристоф де Маржери» – первый в мире газовоз ледового класса Arc7. «Начало производства сжиженного природного газа на первой линии завода – важнейшая веха в развитии проекта «Ямал СПГ». Мы открываем новую страницу в истории нашей компании. Над проектом трудилось множество предприятий в России и за рубежом, большую поддержку и помощь оказало нам государство. Мы благодарны всем нашим партнерам, подрядчикам и акционерам за совместную работу на пути к успешному старту проекта в соответствии с запланированным бюджетом и графиком», – отметил глава «НОВАТЭКа» Леонид Михельсон. Первую очередь завода запустили до конца года, вторую очередь введут в строй в III квартале 2018 г., третью очередь – в I квартале 2019 г. «Будем стараться вводить в эксплуатацию очереди «Ямал СПГ» как можно быстрее. Мы планировали ввод каждой линии в конце 2017 г., 2018 г., 2019 г. Думаю, что вторая линия будет введена месяца на три раньше. И на шесть-девять месяцев раньше будет введена третья линия», – заявил Михельсон. Проект «Ямал СПГ» стоимостью $27 млрд предусматривает строительство на базе Южно-Тамбейского месторождения завода по сжижению природного газа тремя очередями по 5,5 млн тонн СПГ в год. Французская Technip выступает лидером EPC-подрядчика «Ямал СПГ», японские JGC и Chiyoda имеют по 25%. Завод построен с использованием самой распространенной в мире технологии APCI (США).

05 декабря 2017, 14:04

"Ямал СПГ" начал производство сжиженного газа

Завод "Ямал СПГ" начал производство сжиженного природного газа (СПГ) на первой технологической линии проектной мощностью 5,5 млн тонн СПГ в год, сообщает "НОВАТЭК".

05 декабря 2017, 14:04

"Ямал СПГ" начал производство сжиженного газа

Завод "Ямал СПГ" начал производство сжиженного природного газа (СПГ) на первой технологической линии проектной мощностью 5,5 млн тонн СПГ в год, сообщает "НОВАТЭК".

03 октября 2017, 17:25

TechnipFMC Receives EPCI Contract in Brazil From Statoil

TechnipFMC (FTI) will work on a new production platform in the project located offshore Brazil.

19 сентября 2017, 18:42

231 млрд рублей инвестировал «СИБУР» в «ЗапСиб-2» на середину года

Планируется вложить в проект еще $5,2 млрд . «СИБУР» инвестировал в проект «ЗапСиб-2» («ЗапСибНефтехим») 231 млрд рублей (без НДС) на конец первого полугодия 2017 года, говорится в проспекте евробондов нефтехимического холдинга. Еще $5,2 млрд по курсу на середину года предстоит инвестировать, из них 41% – в рублях, 33% – в долларах и 26% – в евро. Остаток бюджета будет финансироваться за счет собственных средств (64%), финансированием с обеспечением от экспортно-кредитных агентств (28%) и средств Фонда национального благосостояния (ФНБ) и РФПИ (8%). Инвестиции в «ЗапСибНефтехим» начали поступать в конце 2014 года. В 2014 году инвестиции составили 21,14 млрд руб., в 2015 г. – 43,17 млрд руб., в 2016 г. – 121,4 млрд руб. «СИБУРу» выделены на проект $1,75 млрд из Фонда национального благосостояния (ФНБ). «СИБУР» договорился о привлечении до $1,676 млрд у консорциума германских и международных банков во главе с Deutsche Bank под проекты Linde AG и ThyssenKrupp Industrial Solutions AG. Под контракт с Technip «СИБУР» договорился о привлечении 412 млн евро от консорциума европейских банков под гарантию французского экспортно-кредитного агентства Coface. РФПИ совместно с консорциумом инвесторов, в частности, суверенным фондом Саудовской Аравии, фондом Mubadala из Объединенных Арабских Эмиратов (ОАЭ), а также фондом выходцев из «Ренессанс Капитала» Роналда Нэша и Дмитрия Крюкова Verno Capital предоставили для «ЗапСибНефтехим» $210 млн. Проект «Запсибнефтехим» (ЗапСиб-2) предполагает строительство установки пиролиза мощностью 1,5 млн тонн этилена в год (технология Linde AG, Германия, компания также готовит FEED), а также около 500 тыс. тонн пропилена и 100 тыс. тонн бутан-бутиленовой фракции в год, установок по производству различных марок полиэтилена совокупной мощностью 1,5 млн тонн в год (технология компании INEOS, Великобритания, подрядчиком по выполнению комплекта документации FEED определена Technip), установки по производству полипропилена мощностью 500 тыс. тонн в год (технология компании LyondellBasell, Нидерланды, контракт на выполнение комплекта документации FEED заключен с ThyssenKrupp Uhde).

15 сентября 2017, 17:58

TechnipFMC Wins New EPCI Contract from Hurricane Energy

TechnipFMC (FTI) will provide Hurricane Energy simplified subsea field architecture, which can improve project economics.

03 июля 2017, 15:23

Shell's Prelude FLNG Facility Leaves Port for Australia

Royal Dutch Shell PLC's flagship project, Prelude floating liquefied natural gas (FLNG) facility, finally set sail from the South Korean shipyard toward the north-west Australia.

21 июня 2017, 10:37

ЕК одобрила создание СП в сфере сжижения газа с участием российской компании

Еврокомиссия  разрешила создание совместного предприятия между российской НИПИгазпереработка, контролируемой группой "Сибур", британской TechnipFMC и германской Linde в сфере сжижения природного газа

Выбор редакции
05 июня 2017, 22:33

Sonatrach, TechnipFMC resolve dispute over cancelled refinery revamp contract

Algeria’s state-owned Sonatrach SPA and TechnipFMC PLC have settled all disputes related to a previously terminated contract under which Technip France was to provide services related to the refurbishment and revamping of the operator’s 2.7 million-tonne/year Algiers refinery.

27 мая 2017, 10:00

О потенциале экспорта нефтегазовых технологий

Россия в течение последних четырех лет проводит программу замещения импортных товаров, стимулируя развитие производства в стране. Естественно, этот процесс затронул и нефтегазовую отрасль, которая больше всего пострадала от введения секторальных санкций со стороны США и ЕС. Тогда, в 2014 году, в правительстве довольно оптимистично отзывались о возможности импортозамещения иностранного оборудования и технологий.О том, как сейчас складывается ситуация с импортозамещением, о планах по стимулированию и о влиянии санкций на российский нефтегазовый рынок, а также об уязвимых местах нефтянки и потенциале массового экспорта российских технологий и оборудования в интервью ТАСС рассказал заместитель министра энергетики Кирилл Молодцов.Кирилл Валентинович, импортозамещение в нефтегазовой отрасли для России — это острая необходимость, или же мы можем без него обойтись? Смогут ли российские компании чего-нибудь достичь на этом поле?Без импортозамещения в нефтегазе обойтись сейчас нельзя. Нас вынудили им заниматься, так как из-за санкций иностранным компаниям запрещено поставлять в Россию технологии, оборудование и оказывать услуги по глубоководной разведке, по добыче нефти на сланцевых и шельфовых месторождениях. С другой стороны, эта ситуация дает нам возможности и открывает двери на новые рынки.Поэтому мы планируем расширить меры господдержки импортозамещающих проектов, в частности по стимулированию спроса, софинансированию страховых рисков. Еще есть идея консолидировать центры инженерных разработок для ТЭК с целью объединения информации о спросе, налаживания взаимодействия между компаниями ТЭК и проектировщиками-подрядчиками, а также, в случае необходимости, применения адресной господдержки проектов.На ваш взгляд, если США и ЕС примут решение усилить санкции против России, как это отразится на добыче углеводородов?На объемах добычи нефти и газа это никак не отразится, так как мы уже локализовали основную часть производства оборудования. Что касается нетрадиционных запасов, то их доля в общей добыче России сейчас невелика (в 2016 году — 37 млн тонн, или 6,8% от общей добычи), но даже по этому сегменту первые отечественные разработки будут использованы уже к 2020 году.Самое слабое звеноПо вашей оценке, какие сегменты нефтегазового сектора самые уязвимые с точки зрения импорта? Где доля зарубежных технологий самая высокая?У нас есть перечень наиболее уязвимых технологий в нефтяной отрасли. Также мы внимательно следим за ситуацией с производством сжиженного природного газа, где у нас пока нет собственных технологий среднего и крупнотоннажного СПГ. Отставание у нас есть и по технологиям «интеллектуальной» добычи, которая позволяет извлекать углеводороды без участия оператора.Вы назвали только два сегмента ТЭК. Я правильно понимаю, что в газовой отрасли, в переработке и транспортировке нефти у нас значительно лучше ситуация?По этим сегментам рисков действительно мало, но я еще раз подчеркну: мы замещаем импортное оборудование не только из-за санкций и каких-то наших опасений. Нам нужно развиваться, создавать свое собственное оборудование, технологии. Это вполне логичная эволюция нашей отрасли, и это выгодно всем: компаниям, государству.Не стоит думать, что импортозамещение — это какое-то ноу-хау, которое придумали сразу после введения санкций. Это не так. Мы уже давно этим занимаемся и многого достигли.Можете привести пару примеров удачного импортозамещения в отрасли?Возьмем нефтепереработку. Изначально мы хотели снизить зависимость от импортных катализаторов, которая несколько лет назад была подавляющей. И вот уже результаты — в этом году ожидаем, что доля их импорта снизится до 37%, два года назад она была 62,5%.Отрасль не стоит на месте, у нас строятся заводы, развивается производство. Например, «Транснефть» организовала в Челябинске и Коврове выпуск отечественных магистральных и подпорных насосов, шиберных задвижек, а в Великих Луках разрабатывает российские системы контроля качества нефти. «Роснефть» ввела установку регенерации катализаторов и планирует в 2018 году на АНХК построить новые мощности по производству катализаторов реформинга и изомерации.К 2019 году мы также намерены обеспечить нефтедобычу российскими роторно-управляемыми системами, которые сейчас создаются тремя отечественными предприятиями в Уфе и Санкт-Петербурге.О шельфе не кричимКак продвигается импортозамещение оборудования для проектов на шельфе? Как я понимаю, это одно из самых уязвимых наших мест…Не стоит делать акцент на уязвимости, ведь разработка шельфовых месторождений это не такой уж и срочный вопрос, как многим кажется. По большей части здесь вопрос пополнения запасов и в последствии — добычи. В любом случае ничего критичного по технологиям я не вижу — инвестиции идут, технологии развиваются. То, что о достижениях не кричат, так это люди такие, но они свое дело знают, не хвастаются.В рамках госпрограммы «Развитие судостроения и техники для освоения шельфовых месторождений на 2013−2030 годы» на создание российских технологий для проектов на шельфе выделено 1,3 млрд рублей. Эти деньги пошли на разработку бурового оборудования, средств морской разведки, донных сейсмических станций, комплектующих для судов обеспечения. В 2017 году будет начата работа по более 20 НИОКР (научно-исследовательские опытно-конструкторские работы. — Прим. ТАСС) по развитию судостроения.Как дальше будет развиваться процесс импортозамещения? Какие цели вы себе ставите? Какой доли отечественных технологий на нашем рынке можно достичь?На мой взгляд, неправильно жестко ограничивать себя рамками, какими-то процентами. Ведь главное это не соотношение доли российского оборудования к импорту, а его эффективность на одну единицу продукции.Самое важное — это внедрить технологии, которые потом позволят удешевить процесс добычи и транспортировки, создадут дополнительные рабочие места, повысят энергоэффективность, а потом уже будут использованы в третьих странах как передовые. Вот это цель! А будет ли у нас 98% или 95% — по большему счету не так важно. Хотя этими показателями будет измеряться наша «менеджерская эффективность».Мы также стремимся, чтобы зарубежные компании как можно более широко локализовали свое производство в России. Это не создаст много рабочих мест, но зато они привезут свои технологии, которые освоят наши специалисты. В дальнейшем их компетенции и знания могут быть использованы уже на нашем производстве.Расскажите, как реагируют иностранные нефтегазовые компании на происходящие в России изменения, в частности на процесс импортозамещения?Я вижу, что их интерес к нашему рынку растет, и уже сейчас происходит некоторое возвращение к тому, что у нас было до начала всей этой истории с санкциями. Иностранцы поняли, что с нами лучше работать, мы формируем устойчивый платежеспособный спрос и, безусловно, этим им интересны.Иностранные компании продолжают, пусть в меньшем объеме, присутствовать на нашем рынке. Давайте поставим себя на их место. Если бы они решили уйти, уже вряд ли бы вернулись, а мы бы заместили их технологии и услуги. Этого, на мой взгляд, они боятся.Есть ли у них желание расширить свое присутствие?Практически все инжиниринговые фирмы Европы заинтересованы в сотрудничестве с российскими компаниями. И мы ожидаем в этом году некого явного прогресса по локализации и формированию лицензионных условий.Амбициозный СПГВы сказали, что у нас нет своей технологии производства СПГ, когда она может быть создана?К 2020−2022-му, думаю, создадим. Это позволило бы нам независимо от внешней конъюнктуры организовывать производство СПГ по российским технологиям, причем объемы там будут не маленькие — минимум 5 млн тонн в год. Если пробежаться по замещению конкретного оборудования для СПГ, то к 20-му году мы рассчитываем сократить долю иностранных криогенных установок с 50% до 40%, установок получения СПГ с 67% до 55%, дожимных компрессорных установок с 60% до 45%.Но нужны ли нам эти технологии? Если мы будем сжижать, как и планировали, до 80 млн тонн к 2035 году, то что это будут за заводы? А ведь мы хотим занять 8−10% международного рынка СПГ. Считаем: 15−16 млн тонн — это завод на Сахалине (действующие и 3-я очередь), 16,5 млн тонн — «Ямал СПГ», 5 млн тонн — «Балтийский СПГ», 16,5 — «Арктик СПГ», «Печора СПГ» — еще где-то 6, то есть получается около 60 млн тонн, но это не все.Условно у нас осталось еще 20 млн тонн. Возникает вопрос: чтобы реализовать оставшиеся объемы, нужно ли нам создавать собственную технологию? Будет ли это выгоднее, чем покупать за рубежом? Ведь это один, максимум два завода к 2035 году, которые скорее всего будут расположены, либо на Гыдане, либо на Ямале. В теории может быть еще завод на 10 млн тонн для Штокманского месторождения или в районе Де-Кастри.Здесь вопрос соотнесения денег, затрат и что мы получим в итоге. С точки зрения развития — нужно. С точки зрения экспансии российских технологий — тоже нужно.То есть, как я понял, вы являетесь сторонником развития российских технологий СПГ?Определенно. Но для меня, как представителя государства, важна консолидация. Мне нужно, чтобы компании объединились и сложили усилия в единый вектор для производства СПГ.Вы сейчас про инжиниринговый центр СПГ говорите?Именно! Тот же Total потратил почти 25 лет на создание инжиниринговых центров (Technip). У нас же получится быстрее. К тому же у этой задачи может быть и «побочный эффект» — мы наши НИИ (научно-исследовательские институты. — Прим. ТАСС) раскачаем.Так что снимать создание инжиниринговых центров с повестки, я считаю, нельзя. Это в конце концов вопрос энергетической безопасности.Импортозамещение на экспортВо время нашего разговора вы неоднократно говорили о возможности экспорта наших технологий и оборудования, которые мы получим от импортозамещения. Как вы оцениваете потенциал?Назвать экспортный потенциал в деньгах довольно сложно. Скажу так: объем российского технологического нефтегазового экспорта может быть соизмерим с доходами от продаж технологий электроэнергетической, атомной и оборонной промышленности вместе взятых. Уже сейчас экспортировать наши технологии может «Транснефть» и ГМС, а также компании, которые осуществляют бурение, разведку и добычу. Есть и эффективные, «вставшие на ноги» стартапы.О каких рынках может идти речь?Приоритетными рынками для нашего экспорта оборудования и технологий является Иран, Ирак, в перспективе Ливия и страны Юго-Восточной Азии: Вьетнам, Камбоджа, Лаос, Китай. Все эти страны потенциально могут стать нашими покупателями. Учитывая соотношение цены и качества, мы абсолютно конкурентоспособны и можем спокойно продвигать наши товары на внешних рынках, как это делает Рособоронэкспорт и Росатом.По тому же Ирану мы уже подписали два соглашения. Минимум на 10 участках готовы развивать собственные проекты. Но нам нужно понимать условия, а этого пока нет. В любом случае будем биться как за свое.Какие технологии мы можем продавать на зарубежных рынках?Если зачитывать весь список — времени не хватит. Это широкая линейка технологий и оборудования для транспортировки газа, нефти, бурения наклонно-направленных, горизонтальных и многозабойных скважин и многое другие.Есть ли препятствия на пути российского импорта?Основным барьером является стандартизация не по российским, а по международным требованиям к проектам. 20 лет, которые Россия не присутствовала на зарубежных рынках, позволили нашим конкурентам везде навязать свои стандарты. А ведь раньше в некоторых странах в приоритете стояли именно российские ГОСТы.Вы довольно амбициозно отозвались о перспективах экспорта российского оборудования и технологий. К какому году мы может этого достичь?Я считаю, что такого объема можно достичь к 2025 году, но начнем их продавать уже в 2020 году. Сейчас же мы готовимся презентовать российские технологии на зарубежных форумах. В частности, в этом году покажем свои наработки на международном нефтяном конгрессе в Стамбуле.Как вы оцениваете объем инвестиций в импортозамещение в нефтегазовой отрасли?Объемы большие и подсчитать их довольно сложно. Отмечу, что только замещение импортных катализаторов для нефтепереработки обойдется где-то в 20 млрд рублей.Стимулы для нефтепереработкиЕсли говорить про нефтепереработку, то ведь импортозамещение является далеко не единственным способом развития отрасли. Согласны ли вы с мнением, что этот сегмент ТЭК сейчас нуждается в стимулировании и поддержке? Какие шаги в этом направлении предпринимает Минэнерго?Да, нефтепереработка требует с нашей стороны особого внимания, так как она больше всех пострадала от снижения цены и изменения экспортной пошлины на нефть. По итогам 2016 маржа на НПЗ значительно снижалась, а на некоторых заводах ушла в отрицательную зону.Поэтому подтверждаю: да, мы рассматриваем меры стимулирования. В частности, изучаем возможность снижения перекрестного субсидирования нефтяной отрасли при перевозке нефти и нефтепродуктов по железной дороге. Еще одним вариантом может стать заключение между НПЗ и ФОИВами (федеральные органы исполнительной власти. — Прим. ТАСС) инвестсоглашения, где была бы прописана отсрочка по уплате акцизов для НПЗ, которые реализуют программу модернизации.Тем не менее отрасль развивается, задачи «большого налогового маневра» выполняются. У нас идет увеличение глубины переработки, сокращается неэффективное производство и выход темных нефтепродуктов при увеличении светлых, в частности, бензина.Вы говорите о довольно непростом состоянии нефтеперерабатывающей отрасли. Возникает вопрос, успевают ли компании выполнить свои обязательства по четырехсторонему соглашению? Планируется ли вносить изменения?Да, многие компании корректируют сроки по соглашению. «Роснефть» перенесла их по большинству установок вторичной переработке нефти. «Газпром нефть», Афипский НПЗ, КНПЗ-КЭН также заявили об изменении планов ввода установок.Учитывая все вышесказанное, какой объем переработки нефти вы ожидаете по первому полугодию и по 2017 году?Мы ожидаем, что объем переработки нефть в 2017 году будет не ниже уровня прошлого года (в прошлом году было 279,4 млн тонн. — Прим. ТАСС). В первом полугодии мы достигнем 138,3 млн тонн.Ранее вы говорили, что около 40 млн тонн нефти перерабатывается в России в товарные нефтепродукты низкого качества. Сколько сейчас? Что делает Минэнерго, чтобы сократить этот процент?На самом деле их даже больше — в 2016 году было переработано 42,7 млн. тонн нефти без выработки товарных моторных топлив. Эти заводы сейчас модернизируются и после выполнения программы, где-то в 2020—2027 годах, они уже приступят к выработке моторных топлив.Остается ли возможным для компаний вариант привлечения средств через Фонд национального благосостояния, особенно в нефтепереработку? Делают ли компании шаги в этом направлении?Маловероятно. Ряд компаний — «Роснефть», «ТАИФ НК», «Новошахтинский ЗНП» ранее обращались за финансированием из ФНБ, но всем им было отказано.Дефицита бензина уже не будетКак вы оцениваете риски топливного дефицита в России, в том числе после исключения из соглашения обязательства Белоруссией поставлять в РФ не менее 1 млн тонн топлива?Почему вы все время ожидаете дефицита? Мы уже прошли этап, когда это было возможно. Рынок дизельного топлива сейчас глубоко профицитен, что касается автомобильного бензина, то в 2017 году мы произведем 37,6 млн тонн автомобильного бензина класса 5 при внутреннем потреблении примерно 35,5 млн тонн.То есть у нас в 2017 году будет профицит производства бензина в 2,1 млн тонн?Да, у нас в этом году будет профицит.Куда будем девать излишки?Это уже от самих компаний будет зависеть. Продавать, скорее всего, будут на внешних рынках.Какое количество избыточных мощностей по нефтепереработке в РФ? Нужно ли от них избавляться?Мощности российских НПЗ на конец 2016 года составили около 300 млн тонн при объеме первичной переработки в 279,4 млн. То есть запас мощности у нас где-то 20 млн тонн. Но мы не считаем, что от них нужно массово избавляться. НПЗ периодически ремонтируются и нам нужна некая подушка безопасности.Какой объем инвестиций вы ожидаете в 2017 в нефтепереработку?Где-то около 217 млрд рублей, то есть на 79 млрд рублей больше, чем в 2016 году.А по газу?По газу общий объем инвестиций составит где-то 1,1−1,2 трлн рублей, из них «Газпром» вложит 910 млрд рублей, а независимые производители примерно столько же сколько и в 2016 году, то есть 200 млрд рублей. В развитие газомоторного топлива будет вложено 16 млрд рублей, в том числе порядка 6 млрд рублей в газозаправочную инфраструктуру, приобретение газомоторной техники — 10 млрд руб.Какой уровень продажи газа с СПбМТСБ вы ожидаете в 2017 году?По итогам 2017 года объем реализации природного газа на биржевых торгах ожидается порядка 17 млрд кубометров.Беседовал Алексей Большовисточник

16 мая 2017, 15:34

Чёрные Дыры противоречащие законам физики

космос Tue, 16 May 2017 20:16:18 +0700 carbal 521002 Кирилл Молодцов: потенциал экспорта нефтегазовых технологий будет соизмерим с экспортом атомных и оборонных технологий http://news2.ru/story/521001/ Россия в течение последних четырех лет проводит программу замещения импортных товаров, стимулируя развитие производства в стране. Естественно, этот процесс затронул и нефтегазовую отрасль, которая больше всего пострадала от введения секторальных санкций со стороны США и ЕС. Тогда, в 2014 году, в правительстве довольно оптимистично отзывались о возможности импортозамещения иностранного оборудования и технологий.О том, как сейчас складывается ситуация с импортозамещением, о планах по стимулированию и о влиянии санкций на российский нефтегазовый рынок, а также об уязвимых местах нефтянки и потенциале массового экспорта российских технологий и оборудования в интервью ТАСС рассказал заместитель министра энергетики Кирилл Молодцов.- Кирилл Валентинович, импортозамещение в нефтегазовой отрасли для России - это острая необходимость, или же мы можем без него обойтись? Смогут ли российские компании чего-нибудь достичь на этом поле?- Без импортозамещения в нефтегазе обойтись сейчас нельзя. Нас вынудили им заниматься, так как из-за санкций иностранным компаниям запрещено поставлять в Россию технологии, оборудование и оказывать услуги по глубоководной разведке, по добыче нефти на сланцевых и шельфовых месторождениях. С другой стороны, эта ситуация дает нам возможности и открывает двери на новые рынки.Эта ситуация дает нам возможности и открывает двери на новые рынкиПоэтому мы планируем расширить меры господдержки импортозамещающих проектов, в частности по стимулированию спроса, софинансированию страховых рисков. Еще есть идея консолидировать центры инженерных разработок для ТЭК с целью объединения информации о спросе, налаживания взаимодействия между компаниями ТЭК и проектировщиками-подрядчиками, а также, в случае необходимости, применения адресной господдержки проектов.- На ваш взгляд, если США и ЕС примут решение усилить санкции против России, как это отразится на добыче углеводородов?- На объемах добычи нефти и газа это никак не отразится, так как мы уже локализовали основную часть производства оборудования. Что касается нетрадиционных запасов, то их доля в общей добыче России сейчас невелика (в 2016 году - 37 млн тонн, или 6,8% от общей добычи), но даже по этому сегменту первые отечественные разработки будут использованы уже к 2020 году.Самое слабое звено- По вашей оценке, какие сегменты нефтегазового сектора самые уязвимые с точки зрения импорта? Где доля зарубежных технологий самая высокая?- У нас есть перечень наиболее уязвимых технологий в нефтяной отрасли. Также мы внимательно следим за ситуацией с производством сжиженного природного газа, где у нас пока нет собственных технологий среднего и крупнотоннажного СПГ. Отставание у нас есть и по технологиям "интеллектуальной" добычи, которая позволяет извлекать углеводороды без участия оператора.- Вы назвали только два сегмента ТЭК. Я правильно понимаю, что в газовой отрасли, в переработке и транспортировке нефти у нас значительно лучше ситуация?Нам нужно развиваться, создавать свое собственное оборудование, технологии- По этим сегментам рисков действительно мало, но я еще раз подчеркну: мы замещаем импортное оборудование не только из-за санкций и каких-то наших опасений. Нам нужно развиваться, создавать свое собственное оборудование, технологии. Это вполне логичная эволюция нашей отрасли, и это выгодно всем: компаниям, государству.Не стоит думать, что импортозамещение - это какое-то ноу-хау, которое придумали сразу после введения санкций. Это не так. Мы уже давно этим занимаемся и многого достигли.- Можете привести пару примеров удачного импортозамещения в отрасли?- Возьмем нефтепереработку. Изначально мы хотели снизить зависимость от импортных катализаторов, которая несколько лет назад была подавляющей. И вот уже результаты - в этом году ожидаем, что доля их импорта снизится до 37%, два года назад она была 62,5%.Отрасль не стоит на месте, у нас строятся заводы, развивается производство. Например, "Транснефть" организовала в Челябинске и Коврове выпуск отечественных магистральных и подпорных насосов, шиберных задвижек, а в Великих Луках разрабатывает российские системы контроля качества нефти. "Роснефть" ввела установку регенерации катализаторов и планирует в 2018 году на АНХК построить новые мощности по производству катализаторов реформинга и изомерации.К 2019 году мы также намерены обеспечить нефтедобычу российскими роторно-управляемыми системами, которые сейчас создаются тремя отечественными предприятиями в Уфе и Санкт-Петербурге.О шельфе не кричим- Как продвигается импортозамещение оборудования для проектов на шельфе? Как я понимаю, это одно из самых уязвимых наших мест...- Не стоит делать акцент на уязвимости, ведь разработка шельфовых месторождений - это не такой уж и срочный вопрос, как многим кажется. По большей части здесь вопрос пополнения запасов и впоследствии - добычи. В любом случае ничего критичного по технологиям я не вижу - инвестиции идут, технологии развиваются. То, что о достижениях не кричат, так это люди такие, но они свое дело знают, не хвастаются.На создание российских технологий для проектов на шельфе выделено 1,3 млрд рублейВ рамках госпрограммы "Развитие судостроения и техники для освоения шельфовых месторождений на 2013-2030 годы" на создание российских технологий для проектов на шельфе выделено 1,3 млрд рублей. Эти деньги пошли на разработку бурового оборудования, средств морской разведки, донных сейсмических станций, комплектующих для судов обеспечения. В 2017 году будет начата работа по более 20 НИОКР (научно-исследовательские опытно-конструкторские работы. - Прим. ТАСС) по развитию судостроения.- Как дальше будет развиваться процесс импортозамещения? Какие цели вы себе ставите? Какой доли отечественных технологий на нашем рынке можно достичь?- На мой взгляд, неправильно жестко ограничивать себя рамками, какими-то процентами. Ведь главное - это не соотношение доли российского оборудования к импорту, а его эффективность на одну единицу продукции.Самое важное - это внедрить технологии, которые потом позволят удешевить процесс добычи и транспортировкиСамое важное - это внедрить технологии, которые позволят удешевить процесс добычи и транспортировки, создадут дополнительные рабочие места, повысят энергоэффективность, а потом уже будут использованы в третьих странах как передовые. Вот это цель! А будет ли у нас 98% или 95% - по большему счету не так важно. Хотя этими показателями будет измеряться наша "менеджерская эффективность".Мы также стремимся, чтобы зарубежные компании как можно более широко локализовали свое производство в России. Это не создаст много рабочих мест, но зато они привезут свои технологии, которые освоят наши специалисты. В дальнейшем их компетенции и знания могут быть использованы уже на нашем производстве.- Расскажите, как реагируют иностранные нефтегазовые компании на происходящие в России изменения, в частности на процесс импортозамещения?- Я вижу, что их интерес к нашему рынку растет, и уже сейчас происходит некоторое возвращение к тому, что у нас было до начала всей этой истории с санкциями. Иностранцы поняли, что с нами лучше работать, мы формируем устойчивый платежеспособный спрос и, безусловно, этим им интересны.Иностранные компании продолжают, пусть в меньшем объеме, присутствовать на нашем рынке. Давайте поставим себя на их место. Если бы они решили уйти, уже вряд ли бы вернулись, а мы бы заместили их технологии и услуги. Этого, на мой взгляд, они боятся.- Есть ли у них желание расширить свое присутствие?- Практически все инжиниринговые фирмы Европы заинтересованы в сотрудничестве с российскими компаниями. И мы ожидаем в этом году некого явного прогресса по локализации и формированию лицензионных условий.Амбициозный СПГ- Вы сказали, что у нас нет своей технологии производства СПГ, когда она может быть создана?- К 2020-2022-му, думаю, создадим. Это позволило бы нам независимо от внешней конъюнктуры организовывать производство СПГ по российским технологиям, причем объемы там будут не маленькие - минимум 5 млн тонн в год. Если пробежаться по замещению конкретного оборудования для СПГ, то к 20-му году мы рассчитываем сократить долю иностранных криогенных установок с 50% до 40%, установок получения СПГ с 67% до 55%, дожимных компрессорных установок с 60% до 45%.Но нужны ли нам эти технологии? Если мы будем сжижать, как и планировали, до 80 млн тонн к 2035 году, то что это будут за заводы? А ведь мы хотим занять 8-10% международного рынка СПГ. Считаем: 15-16 млн тонн - это завод на Сахалине (действующие и 3-я очередь), 16,5 млн тонн - "Ямал СПГ", 5 млн тонн - "Балтийский СПГ", 16,5 - "Арктик СПГ", "Печора СПГ" - еще где-то 6, то есть получается около 60 млн тонн, но это не все.Условно у нас осталось еще 20 млн тонн. Возникает вопрос: чтобы реализовать оставшиеся объемы, нужно ли нам создавать собственную технологию? Будет ли это выгоднее, чем покупать за рубежом? Ведь это один, максимум два завода к 2035 году, которые, скорее всего, будут расположены либо на Гыдане, либо на Ямале. В теории может быть еще завод на 10 млн тонн для Штокманского месторождения или в районе Де-Кастри.Здесь вопрос соотнесения денег, затрат и что мы получим в итоге. С точки зрения развития - нужно. С точки зрения экспансии российских технологий - тоже нужно.- То есть, как я понял, вы являетесь сторонником развития российских технологий СПГ?- Определенно. Но для меня, как представителя государства, важна консолидация. Мне нужно, чтобы компании объединились и сложили усилия в единый вектор для производства СПГ.- Вы сейчас про инжиниринговый центр СПГ говорите?- Именно! Тот же Total потратил почти 25 лет на создание инжиниринговых центров (Technip). У нас же получится быстрее. К тому же у этой задачи может быть и "побочный эффект" - мы наши НИИ (научно-исследовательские институты. - Прим. ТАСС) раскачаем.Так что снимать создание инжиниринговых центров с повестки, я считаю, нельзя. Это, в конце концов, вопрос энергетической безопасности.Импортозамещение на экспорт- Во время нашего разговора вы неоднократно говорили о возможности экспорта наших технологий и оборудования, которые мы получим от импортозамещения. Как вы оцениваете потенциал?- Назвать экспортный потенциал в деньгах довольно сложно. Скажу так: объем российского технологического нефтегазового экспорта может быть соизмерим с доходами от продаж технологий электроэнергетической, атомной и оборонной промышленности вместе взятых. Уже сейчас экспортировать наши технологии может "Транснефть" и ГМС, а также компании, которые осуществляют бурение, разведку и добычу. Есть и эффективные, "вставшие на ноги" стартапы.- О каких рынках может идти речь?Приоритетными рынками для нашего экспорта оборудования и технологий является Иран, Ирак, в перспективе Ливия и страны Юго-Восточной Азии- Приоритетными рынками для нашего экспорта оборудования и технологий является Иран, Ирак, в перспективе Ливия и страны Юго-Восточной Азии: Вьетнам, Камбоджа, Лаос, Китай. Все эти страны потенциально могут стать нашими покупателями. Учитывая соотношение цены и качества, мы абсолютно конкурентоспособны и можем спокойно продвигать наши товары на внешних рынках, как это делает Рособоронэкспорт и Росатом.По тому же Ирану мы уже подписали два соглашения. Минимум на 10 участках готовы развивать собственные проекты. Но нам нужно понимать условия, а этого пока нет. В любом случае будем биться как за свое.- Какие технологии мы можем продавать на зарубежных рынках?- Если зачитывать весь список - времени не хватит. Это широкая линейка технологий и оборудования для транспортировки газа, нефти, бурения наклонно-направленных, горизонтальных и многозабойных скважин и многое другие.- Есть ли препятствия на пути российского импорта?- Основным барьером является стандартизация не по российским, а по международным требованиям к проектам. 20 лет, которые Россия не присутствовала на зарубежных рынках, позволили нашим конкурентам везде навязать свои стандарты. А ведь раньше в некоторых странах в приоритете стояли именно российские ГОСТы.- Вы довольно амбициозно отозвались о перспективах экспорта российского оборудования и технологий. К какому году мы можем этого достичь?- Я считаю, что такого объема можно достичь к 2025 году, но начнем их продавать уже в 2020 году. Сейчас же мы готовимся презентовать российские технологии на зарубежных форумах. В частности, в этом году покажем свои наработки на международном нефтяном конгрессе в Стамбуле.- Как вы оцениваете объем инвестиций в импортозамещение в нефтегазовой отрасли?- Объемы большие, и подсчитать их довольно сложно. Отмечу, что только замещение импортных катализаторов для нефтепереработки обойдется где-то в 20 млрд рублей.Стимулы для нефтепереработки- Если говорить про нефтепереработку, то ведь импортозамещение является далеко не единственным способом развития отрасли. Согласны ли вы с мнением, что этот сегмент ТЭК сейчас нуждается в стимулировании и поддержке? Какие шаги в этом направлении предпринимает Минэнерго?- Да, нефтепереработка требует с нашей стороны особого внимания, так как она больше всех пострадала от снижения цены и изменения экспортной пошлины на нефть. По итогам 2016-го маржа на НПЗ значительно снижалась, а на некоторых заводах ушла в отрицательную зону.Отрасль развивается, задачи "большого налогового маневра" выполняютсяПоэтому подтверждаю: да, мы рассматриваем меры стимулирования. В частности, изучаем возможность снижения перекрестного субсидирования нефтяной отрасли при перевозке нефти и нефтепродуктов по железной дороге. Еще одним вариантом может стать заключение между НПЗ и ФОИВами (федеральные органы исполнительной власти. - Прим. ТАСС) инвестсоглашения, где была бы прописана отсрочка по уплате акцизов для НПЗ, которые реализуют программу модернизации.Тем не менее отрасль развивается, задачи "большого налогового маневра" выполняются. У нас идет увеличение глубины переработки, сокращается неэффективное производство и выход темных нефтепродуктов при увеличении светлых, в частности бензина.- Вы говорите о довольно непростом состоянии нефтеперерабатывающей отрасли. Возникает вопрос: успевают ли компании выполнить свои обязательства по четырехсторонему соглашению? Планируется ли вносить изменения?- Да, многие компании корректируют сроки по соглашению. "Роснефть" перенесла их по большинству установок вторичной переработки нефти. "Газпром нефть", Афипский НПЗ, КНПЗ-КЭН также заявили об изменении планов ввода установок.- Учитывая все вышесказанное, какой объем переработки нефти вы ожидаете по первому полугодию и по 2017 году?- Мы ожидаем, что объем переработки нефти в 2017 году будет не ниже уровня прошлого года (в прошлом году было 279,4 млн тонн. - Прим. ТАСС). В первом полугодии мы достигнем 138,3 млн тонн.- Ранее вы говорили, что около 40 млн тонн нефти перерабатывается в России в товарные нефтепродукты низкого качества. Сколько сейчас? Что делает Минэнерго, чтобы сократить этот процент?- На самом деле их даже больше - в 2016 году было переработано 42,7 млн тонн нефти без выработки товарных моторных топлив. Эти заводы сейчас модернизируются, и после выполнения программы, где-то в 2020-2027 годах, они уже приступят к выработке моторных топлив.- Остается ли возможным для компаний вариант привлечения средств через Фонд национального благосостояния, особенно в нефтепереработку? Делают ли компании шаги в этом направлении?- Маловероятно. Ряд компаний - "Роснефть", "ТАИФ НК", "Новошахтинский ЗНП" ранее обращались за финансированием из ФНБ, но всем им было отказано.Дефицита бензина уже не будет- Как вы оцениваете риски топливного дефицита в России, в том числе после исключения из соглашения обязательства Белоруссией поставлять в РФ не менее 1 млн тонн топлива?- Почему вы все время ожидаете дефицита? Мы уже прошли этап, когда это было возможно. Рынок дизельного топлива сейчас глубоко профицитен, что касается автомобильного бензина, то в 2017 году мы произведем 37,6 млн тонн автомобильного бензина класса 5 при внутреннем потреблении примерно 35,5 млн тонн.- То есть у нас в 2017 году будет профицит производства бензина в 2,1 млн тонн?- Да, у нас в этом году будет профицит.- Куда будем девать излишки?- Это уже от самих компаний будет зависеть. Продавать, скорее всего, будут на внешних рынках.- Какое количество избыточных мощностей по нефтепереработке в РФ? Нужно ли от них избавляться?- Мощности российских НПЗ на конец 2016 года составили около 300 млн тонн при объеме первичной переработки в 279,4 млн. То есть запас мощности у нас где-то 20 млн тонн. Но мы не считаем, что от них нужно массово избавляться. НПЗ периодически ремонтируются, и нам нужна некая подушка безопасности.- Какой объем инвестиций вы ожидаете в 2017 в нефтепереработку?- Где-то около 217 млрд рублей, то есть на 79 млрд рублей больше, чем в 2016 году.- А по газу?- По газу общий объем инвестиций составит где-то 1,1-1,2 трлн рублей, из них "Газпром" вложит 910 млрд рублей, а независимые производители примерно столько же, сколько и в 2016 году, то есть 200 млрд рублей. В развитие газомоторного топлива будет вложено 16 млрд рублей, в том числе порядка 6 млрд рублей в газозаправочную инфраструктуру, приобретение газомоторной техники - 10 млрд руб.- Какой уровень продажи газа с СПбМТСБ вы ожидаете в 2017 году?- По итогам 2017 года объем реализации природного газа на биржевых торгах ожидается порядка 17 млрд кубометров.Беседовал Алексей Большов(http://tass.ru/opinions/i...)

Выбор редакции
05 мая 2017, 12:39

«НОВАТЭК» привлекает Linde, Technip и «НИПИгаз» в проект «Арктик СПГ-2»

Российская компания договорилась о покупке лицензии на технологию по сжижению природного газа для своего проекта на Гыдане у немецкой компании Linde — технологического лидера в этой области. Technip и «НИПИгаз» привлекаются к проектированию и реализации проектов по строительству СПГ-заводов на бетонном основании гравитационного типа не только в рамках «Арктик СПГ-2», но и последующих СПГ-проектов «НОВАТЭКа». По словам […]