Итоги недели
💥 В рубрике инсайды индустрии вышла статья, посвященная тому, как ОО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть» ведет геологоразведочные работы на газовом месторождении Хазри в российском секторе средней части Каспийского моря
📬 Новости
Газовая пробка в море
Потолок цен на паузе
Июньский газовый рывок
📝 Лонгрид о том, как Россия разворачивает нефтяные танкеры в обратную сторону, налаживая морской импорт бензина на фоне летнего дефицита топлива
📂 Профайлинг о Третьяке Олеге Александровиче, начальнике департамента по цифровой трансформации ПАО «Газпром нефть»
Недельные тренды
За неделю мировой нефтегазовый рынок был подчинен эскалации конфликта между США и Ираном: удары по иранским объектам и атаки на танкеры в Ормузском проливе разогнали Brent до 100 долларов за баррель, после чего цена скорректировалась вниз на опасениях по поводу влияния высоких цен на спрос и новых торговых тарифов США. Котировки резко колебались – новости о посреднических усилиях Катара, Египта и Пакистана по перемирию толкали цену вниз, а новые удары Пентагона вновь ее поднимали.
В России обсуждается продление ограничений на экспорт нефтепродуктов – запрет на вывоз дизеля хотят продлить на месяц, а на бензин – на полгода, при этом нефтегазовые доходы бюджета в июле должны вырасти на 60% год к году из-за подорожавшей нефти. Но по итогам полугодия картина иная: нефтегазовые доходы бюджета снизились на 22,7% год к году, что говорит о влиянии курса рубля и объемов экспорта не меньшем, чем влияние цены барреля.
Как думаете, где нефть окажется к концу лета – продолжит расти на военной премии или откатится назад на опасениях за спрос?
#WeeklyInsights
⭐️ Подписаться на канал
💥 В рубрике инсайды индустрии вышла статья, посвященная тому, как ОО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть» ведет геологоразведочные работы на газовом месторождении Хазри в российском секторе средней части Каспийского моря
📬 Новости
Газовая пробка в море
Потолок цен на паузе
Июньский газовый рывок
📝 Лонгрид о том, как Россия разворачивает нефтяные танкеры в обратную сторону, налаживая морской импорт бензина на фоне летнего дефицита топлива
📂 Профайлинг о Третьяке Олеге Александровиче, начальнике департамента по цифровой трансформации ПАО «Газпром нефть»
Недельные тренды
За неделю мировой нефтегазовый рынок был подчинен эскалации конфликта между США и Ираном: удары по иранским объектам и атаки на танкеры в Ормузском проливе разогнали Brent до 100 долларов за баррель, после чего цена скорректировалась вниз на опасениях по поводу влияния высоких цен на спрос и новых торговых тарифов США. Котировки резко колебались – новости о посреднических усилиях Катара, Египта и Пакистана по перемирию толкали цену вниз, а новые удары Пентагона вновь ее поднимали.
В России обсуждается продление ограничений на экспорт нефтепродуктов – запрет на вывоз дизеля хотят продлить на месяц, а на бензин – на полгода, при этом нефтегазовые доходы бюджета в июле должны вырасти на 60% год к году из-за подорожавшей нефти. Но по итогам полугодия картина иная: нефтегазовые доходы бюджета снизились на 22,7% год к году, что говорит о влиянии курса рубля и объемов экспорта не меньшем, чем влияние цены барреля.
Как думаете, где нефть окажется к концу лета – продолжит расти на военной премии или откатится назад на опасениях за спрос?
#WeeklyInsights
⭐️ Подписаться на канал
❤4👍1
Как обмануть мороз
Ученые Пермского Политеха разработали способ точного расчета мощности обогрева нефтяных клапанов для арктических условий – это поможет избежать аварийных остановок скважин и сократить энергозатраты. Об этом сообщили в пресс-службе вуза.
В районах Крайнего Севера, где температура зимой опускается ниже -50°C, обратный клапан внутри скважины часто заклинивает из-за замерзшей влаги. Это грозит аварийной остановкой добычи, а потери от простоев и аварий в таких условиях достигают сотен миллионов рублей в год.
Раньше мощность нагревателей подбирали приблизительно – из-за этого клапан либо недогревался и обмерзал, либо перегревался и быстрее изнашивался. Ученые создали цифровую модель клапана, учитывающую охлаждение наружным воздухом и теплоотвод через нефть.
Никита Костарев, доцент кафедры «Конструирование и технологии в электротехнике» ПНИПУ, кандидат технических наук:
Выяснилось, что при 60 Вт клапан теряет защиту уже при -44°C, при 72 Вт порог смещается до -52°C, при 84 Вт – до -60°C, а для -70°C нужны все 96 Вт.
Никита Костарев:
Как думаете, насколько быстро такие разработки смогут внедрить на реальных промыслах в условиях санкционных ограничений на импортное оборудование?
#НовостнойДайджест #Россия #Арктика #Нефтегаз #ПНИПУ #Технологии
⭐️ Подписаться на канал
Ученые Пермского Политеха разработали способ точного расчета мощности обогрева нефтяных клапанов для арктических условий – это поможет избежать аварийных остановок скважин и сократить энергозатраты. Об этом сообщили в пресс-службе вуза.
В районах Крайнего Севера, где температура зимой опускается ниже -50°C, обратный клапан внутри скважины часто заклинивает из-за замерзшей влаги. Это грозит аварийной остановкой добычи, а потери от простоев и аварий в таких условиях достигают сотен миллионов рублей в год.
Раньше мощность нагревателей подбирали приблизительно – из-за этого клапан либо недогревался и обмерзал, либо перегревался и быстрее изнашивался. Ученые создали цифровую модель клапана, учитывающую охлаждение наружным воздухом и теплоотвод через нефть.
Никита Костарев, доцент кафедры «Конструирование и технологии в электротехнике» ПНИПУ, кандидат технических наук:
«При моделировании мы учли охлаждение устройства наружным воздухом, поскольку именно мороз является главной причиной обледенения, а также влияние нефти, так как она способна забирать тепло от деталей. Далее в цифровой копии задавали разные температуры (от -30 до -70°C) и мощности нагревателя (от 60 до 96 Вт) и рассчитывали распределение тепла внутри клапана».
Выяснилось, что при 60 Вт клапан теряет защиту уже при -44°C, при 72 Вт порог смещается до -52°C, при 84 Вт – до -60°C, а для -70°C нужны все 96 Вт.
Никита Костарев:
«Созданная модель позволяет точно определять необходимую мощность обогрева клапана в зависимости от погоды. Инженер берет показатели температуры на месторождении и геометрические параметры клапана, и модель выдает конкретные числовые значения для настройки оборудования».
Как думаете, насколько быстро такие разработки смогут внедрить на реальных промыслах в условиях санкционных ограничений на импортное оборудование?
#НовостнойДайджест #Россия #Арктика #Нефтегаз #ПНИПУ #Технологии
⭐️ Подписаться на канал
❤4👍4
Намек за триллион долларов
Эту тему на днях подняли коллеги из канала «Нефтегазовый мир» – зацепила настолько, что решил разобрать подробнее, со своей колокольни. За скупой строчкой «Китай намекнул Ирану» прячется партия в покер, где на кону не только цена барреля, но и то, кто будет диктовать правила игры на Ближнем Востоке ближайшие месяцы.
Молчание громче слов
Пакистанские чиновники рассказали: Китай дал понять Ирану – пора возвращаться за стол переговоров с США. Формулировка была без дипломатических экивоков: атаки на страны Персидского залива и угрозы перекрыть Ормузский пролив бьют по интересам самого Пекина. А если хуситы продолжат усердствовать в Красном море, под удар попадет и второй ключевой торговый маршрут.
Китаю дорогая нефть не нужна категорически – ни ему, ни всей Азии. Это охлаждение спроса, проседание переработки и экспорта нефтепродуктов, да еще и новый стимул для инвестиций в американскую нефтедобычу. Рынок сигнал считал моментально: фьючерсы на Brent в пятницу рухнули почти на 4% на новостях о том, что Иран и Пакистан изучают возможности переговоров с США в рамках китайской инициативы, а в понедельник котировки открылись гэпом вниз, пройдя ниже отметок 96,09–93,06.
Кто держит нефть Ирана
Есть деталь, которую многие упускают. Министр финансов США Скотт Бессент прямо заявил: единственный покупатель иранской нефти сейчас – Китай, причем Пекин закупал ее еще под санкциями, да со скидкой. Остальные покупатели опасаются, что санкции вернутся. И это, по словам Бессента, и есть настоящая причина, почему Тегеран действительно ведет переговоры с Вашингтоном.
Получается конструкция: Китай – главный и по сути единственный клиент Ирана, а значит, у Пекина реальный рычаг влияния. Не пришлось даже повышать голос – достаточно было намекнуть, и Иран, чей экспорт целиком завязан на китайский спрос, оказался перед выбором без вариантов.
Триллион для Трампа
Трампу тоже не позавидуешь. Ему нужна дорогая нефть – но еще важнее, чтобы Китай с готовностью ее покупал. Вот она, задачка на триллион долларов мировой торговли. По сообщениям СМИ, Вашингтон через неофициальные каналы предложил Тегерану возобновить переговоры, посредниками выступают Оман и Катар – нефть на этом фоне снизилась еще сильнее.
При этом Конгресс, хоть и со скрипом, одобрил финансирование военных действий. В Вашингтоне звучит мысль, что дипломатия себя исчерпала. Мое ощущение: вряд ли переговоры реально запускаются прямо сейчас – скорее это психологический маневр, чтобы выиграть время и запутать оппонента.
Параллельные фронты Пекина
Ирану, по идее, нужен изящный ответ. Один из вариантов – передача иранского урана под контроль третьей стороны, и почему бы не Китая. Пока это лишь гипотеза, но она устроила бы сразу нескольких участников.
Пекин при этом рассылает сигналы не только Тегерану – все настойчивее звучит идея, что крупные войны пора заканчивать. А параллельно, по данным ТАСС, Стив Уиткофф и Джаред Кушнер могут приехать в Москву до конца лета для обсуждения новых вариантов заморозки украинского конфликта, хотя точных дат собеседники агентства пока не называют. Если этот процесс сдвинется с места, интенсивность ударов по российской нефтяной инфраструктуре может снизиться, а Россия – быстрее восстановить переработку и нарастить экспорт.
Картина получается любопытная: Пекин одновременно тушит пожар на Ормузе и подталкивает к разговору по Украине. Совпадение? Не уверен. Скорее – одна и та же логика: нестабильность энергетических рынков бьет по китайской экономике с двух сторон, и разруливать выгоднее, чем наблюдать со стороны.
А как думаете вы: это Китай впервые открыто примеряет роль глобального миротворца ради собственной экономики – или просто прагматичный игрок, который умеет вовремя намекнуть тому, кто и так у него в долгу?
#Лонгрид
⭐️ Подписаться на канал
Эту тему на днях подняли коллеги из канала «Нефтегазовый мир» – зацепила настолько, что решил разобрать подробнее, со своей колокольни. За скупой строчкой «Китай намекнул Ирану» прячется партия в покер, где на кону не только цена барреля, но и то, кто будет диктовать правила игры на Ближнем Востоке ближайшие месяцы.
Молчание громче слов
Пакистанские чиновники рассказали: Китай дал понять Ирану – пора возвращаться за стол переговоров с США. Формулировка была без дипломатических экивоков: атаки на страны Персидского залива и угрозы перекрыть Ормузский пролив бьют по интересам самого Пекина. А если хуситы продолжат усердствовать в Красном море, под удар попадет и второй ключевой торговый маршрут.
Китаю дорогая нефть не нужна категорически – ни ему, ни всей Азии. Это охлаждение спроса, проседание переработки и экспорта нефтепродуктов, да еще и новый стимул для инвестиций в американскую нефтедобычу. Рынок сигнал считал моментально: фьючерсы на Brent в пятницу рухнули почти на 4% на новостях о том, что Иран и Пакистан изучают возможности переговоров с США в рамках китайской инициативы, а в понедельник котировки открылись гэпом вниз, пройдя ниже отметок 96,09–93,06.
Кто держит нефть Ирана
Есть деталь, которую многие упускают. Министр финансов США Скотт Бессент прямо заявил: единственный покупатель иранской нефти сейчас – Китай, причем Пекин закупал ее еще под санкциями, да со скидкой. Остальные покупатели опасаются, что санкции вернутся. И это, по словам Бессента, и есть настоящая причина, почему Тегеран действительно ведет переговоры с Вашингтоном.
Получается конструкция: Китай – главный и по сути единственный клиент Ирана, а значит, у Пекина реальный рычаг влияния. Не пришлось даже повышать голос – достаточно было намекнуть, и Иран, чей экспорт целиком завязан на китайский спрос, оказался перед выбором без вариантов.
Триллион для Трампа
Трампу тоже не позавидуешь. Ему нужна дорогая нефть – но еще важнее, чтобы Китай с готовностью ее покупал. Вот она, задачка на триллион долларов мировой торговли. По сообщениям СМИ, Вашингтон через неофициальные каналы предложил Тегерану возобновить переговоры, посредниками выступают Оман и Катар – нефть на этом фоне снизилась еще сильнее.
При этом Конгресс, хоть и со скрипом, одобрил финансирование военных действий. В Вашингтоне звучит мысль, что дипломатия себя исчерпала. Мое ощущение: вряд ли переговоры реально запускаются прямо сейчас – скорее это психологический маневр, чтобы выиграть время и запутать оппонента.
Параллельные фронты Пекина
Ирану, по идее, нужен изящный ответ. Один из вариантов – передача иранского урана под контроль третьей стороны, и почему бы не Китая. Пока это лишь гипотеза, но она устроила бы сразу нескольких участников.
Пекин при этом рассылает сигналы не только Тегерану – все настойчивее звучит идея, что крупные войны пора заканчивать. А параллельно, по данным ТАСС, Стив Уиткофф и Джаред Кушнер могут приехать в Москву до конца лета для обсуждения новых вариантов заморозки украинского конфликта, хотя точных дат собеседники агентства пока не называют. Если этот процесс сдвинется с места, интенсивность ударов по российской нефтяной инфраструктуре может снизиться, а Россия – быстрее восстановить переработку и нарастить экспорт.
Картина получается любопытная: Пекин одновременно тушит пожар на Ормузе и подталкивает к разговору по Украине. Совпадение? Не уверен. Скорее – одна и та же логика: нестабильность энергетических рынков бьет по китайской экономике с двух сторон, и разруливать выгоднее, чем наблюдать со стороны.
А как думаете вы: это Китай впервые открыто примеряет роль глобального миротворца ради собственной экономики – или просто прагматичный игрок, который умеет вовремя намекнуть тому, кто и так у него в долгу?
#Лонгрид
⭐️ Подписаться на канал
❤6🔥3
Великий Сергей Станиславович, депутат Думы Ханты-Мансийского автономного округа – Югры (с 2009, ныне 6-й созыв), генеральный директор ООО «ИНТЭК – Западная Сибирь» (с 2009)
В 2009 году Сергей Великий, к тому моменту прошедший путь от слесаря-монтажника до руководителя производства нефтегазодобывающего управления, был избран депутатом окружной Думы и одновременно возглавил собственную нефтяную компанию. За плечами – более 30 лет непрерывной работы в нефтянке Нижневартовска, начиная с 1976 года.
Масштаб предприятий под руководством Сергея Великого (1999 – н.в.):
АО «Колек-Еганнефть» – предприятие по разработке месторождений с трудноизвлекаемыми запасами, создано и возглавлено Великим в 1996 г.; генеральным директором являлся в 1999–2009 гг.
ООО «ИНТЭК – Западная Сибирь» – генеральный директор с 2009 года по настоящее время
Родился в Волгограде 12 июля 1954 года; в 1974 году окончил Волгоградский техникум газовой и нефтяной промышленности, в 1995 году – Тюменский государственный нефтегазовый университет по специальности «горный инженер»
2016 г. – переизбран депутатом Думы ХМАО – Югры шестого созыва, возглавил Комитет по экономической политике, региональному развитию и природопользованию
По декларации за 2021 год: доход – 27 708 196,44 руб., в собственности свыше 170 285 кв. м земельных участков, 10 806 кв. м недвижимости, 11 единиц транспорта
Карьерная траектория:
1976–1978: Слесарь-монтажник строительно-монтажного управления №3 треста «Нижневартовскнефтестрой» – старт с рабочей позиции
1978–1999: НГДУ «Нижневартовскнефть» имени В.И. Ленина – прошел путь от мастера до руководителя производств
1996: Создание АО «Колек-Еганнефть»
1999–2009: Генеральный директор АО «Колек-Еганнефть»
2006: Депутат Думы города Нижневартовска
Декабрь 2012: Вступил в партию «Единая Россия»
2009 – н.в.: Генеральный директор ООО «ИНТЭК – Западная Сибирь»; депутат Думы ХМАО – Югры четвертого, пятого и шестого созывов
Ключевые решения и проекты:
– Более 20 лет управлял собственным нефтедобывающим предприятием в Нижневартовском районе, специализируясь на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами
– Возглавляет думский Комитет по экономической политике, региональному развитию и природопользованию, курируя вопросы недропользования и нефтегазодобычи в масштабах округа
– Присвоено звание «Почетный нефтяник Минтопэнерго России»; удостоен наград «Заслуженный работник нефтяной и газовой промышленности Российской Федерации» (1996), «Заслуженный работник нефтегазодобывающей промышленности Ханты-Мансийского округа – Югры» (2005), «Ветеран труда Российской Федерации», медали ордена «За заслуги перед Отечеством» II степени
Женат, имеет взрослых детей. С 1976 года жил в Нижневартовске, после избрания в окружную Думу переехал в Ханты-Мансийск. Пришел в отрасль в 1976 году сразу после армии и не менял сферу деятельности почти полвека – от рабочей должности в СМУ до руководства собственной нефтяной компанией и профильного думского комитета.
Кого вы хотели бы увидеть в следующем профиле?
#OilFaces
⭐️ Подписаться на канал
В 2009 году Сергей Великий, к тому моменту прошедший путь от слесаря-монтажника до руководителя производства нефтегазодобывающего управления, был избран депутатом окружной Думы и одновременно возглавил собственную нефтяную компанию. За плечами – более 30 лет непрерывной работы в нефтянке Нижневартовска, начиная с 1976 года.
Масштаб предприятий под руководством Сергея Великого (1999 – н.в.):
АО «Колек-Еганнефть» – предприятие по разработке месторождений с трудноизвлекаемыми запасами, создано и возглавлено Великим в 1996 г.; генеральным директором являлся в 1999–2009 гг.
ООО «ИНТЭК – Западная Сибирь» – генеральный директор с 2009 года по настоящее время
Родился в Волгограде 12 июля 1954 года; в 1974 году окончил Волгоградский техникум газовой и нефтяной промышленности, в 1995 году – Тюменский государственный нефтегазовый университет по специальности «горный инженер»
2016 г. – переизбран депутатом Думы ХМАО – Югры шестого созыва, возглавил Комитет по экономической политике, региональному развитию и природопользованию
По декларации за 2021 год: доход – 27 708 196,44 руб., в собственности свыше 170 285 кв. м земельных участков, 10 806 кв. м недвижимости, 11 единиц транспорта
Карьерная траектория:
1976–1978: Слесарь-монтажник строительно-монтажного управления №3 треста «Нижневартовскнефтестрой» – старт с рабочей позиции
1978–1999: НГДУ «Нижневартовскнефть» имени В.И. Ленина – прошел путь от мастера до руководителя производств
1996: Создание АО «Колек-Еганнефть»
1999–2009: Генеральный директор АО «Колек-Еганнефть»
2006: Депутат Думы города Нижневартовска
Декабрь 2012: Вступил в партию «Единая Россия»
2009 – н.в.: Генеральный директор ООО «ИНТЭК – Западная Сибирь»; депутат Думы ХМАО – Югры четвертого, пятого и шестого созывов
Ключевые решения и проекты:
– Более 20 лет управлял собственным нефтедобывающим предприятием в Нижневартовском районе, специализируясь на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами
– Возглавляет думский Комитет по экономической политике, региональному развитию и природопользованию, курируя вопросы недропользования и нефтегазодобычи в масштабах округа
– Присвоено звание «Почетный нефтяник Минтопэнерго России»; удостоен наград «Заслуженный работник нефтяной и газовой промышленности Российской Федерации» (1996), «Заслуженный работник нефтегазодобывающей промышленности Ханты-Мансийского округа – Югры» (2005), «Ветеран труда Российской Федерации», медали ордена «За заслуги перед Отечеством» II степени
«Нижневартовск отличает стабильное экономическое положение, хотя объемы добычи газа и нефти составили пока 98%. На снижение темпов производства негативно влияет сокращение объемов нефтедобычи, дебита старых скважин и высокий уровень обводненности пластов».
Женат, имеет взрослых детей. С 1976 года жил в Нижневартовске, после избрания в окружную Думу переехал в Ханты-Мансийск. Пришел в отрасль в 1976 году сразу после армии и не менял сферу деятельности почти полвека – от рабочей должности в СМУ до руководства собственной нефтяной компанией и профильного думского комитета.
Кого вы хотели бы увидеть в следующем профиле?
#OilFaces
⭐️ Подписаться на канал
❤4👍3
Энергетический прорыв в Африке
Россия и Того укрепляют энергодиалог в нефтегазовой и электросетевой сферах. Замминистра Роман Маршавин обсудил с тоголезским коллегой Робером Экло поставки оборудования и проекты гидро- и солнечной энергетики. По сведениям агентства «Анги», Того готова к прямому диалогу на уровне бизнеса
Роман Маршавин, заместитель Министра энергетики РФ:
Сотрудничество отражает общий тренд. Ранее заместитель директора Центра изучения Африки НИУ ВШЭ Всеволод Свиридов в интервью «Африканской инициативе» отмечал:
Удастся ли РФ потеснить конкурентов в Западной Африке?
#НовостнойДайджест #Россия #Того #Энергетика #Минэнерго #Сотрудничество #Африка
⭐️ Подписаться на канал
Россия и Того укрепляют энергодиалог в нефтегазовой и электросетевой сферах. Замминистра Роман Маршавин обсудил с тоголезским коллегой Робером Экло поставки оборудования и проекты гидро- и солнечной энергетики. По сведениям агентства «Анги», Того готова к прямому диалогу на уровне бизнеса
Роман Маршавин, заместитель Министра энергетики РФ:
«Российские компании обладают необходимыми технологиями и компетенциями и готовы к предметной проработке совместных проектов. Рассчитываем, что состоявшиеся переговоры позволят перейти к практической реализации перспективных инициатив».
Сотрудничество отражает общий тренд. Ранее заместитель директора Центра изучения Африки НИУ ВШЭ Всеволод Свиридов в интервью «Африканской инициативе» отмечал:
«Мы убеждены, что в Африке есть неисчерпаемый спрос на российское знание и подходы, что подтверждают наши регулярные поездки в Африку, общение с экспертами, чиновниками и бизнесом».
Удастся ли РФ потеснить конкурентов в Западной Африке?
#НовостнойДайджест #Россия #Того #Энергетика #Минэнерго #Сотрудничество #Африка
⭐️ Подписаться на канал
❤3👍3
Атомное наследство Кумжи
АО «СН Инвест» ведет обустройство Кумжинского газоконденсатного месторождения в Ненецком автономном округе – того самого, где в мае 1981 года на глубине 1,5 тыс. м взорвали ядерный заряд мощностью 37,6 кт, пытаясь остановить аварийный газовый фонтан на скважине «Кумжа-9». Запасы оцениваются в 100 млрд куб. м газа и 3,9 млн тонн конденсата; сырье должно было стать базой газохимического комплекса «Русхима» с заводом метанола, серы и стабильного конденсата. Однако весной 2026 года стало известно, что «Русхим» готовится продать газодобывающие активы «Зарубежнефти», а площадку будущего завода – перенести с Ненецкого АО на Балтику.
Оператор: АО «СН Инвест» (лицензия НРМ00813НР; управляющая организация – ООО «УК „Русхим“)
Локация: Россия, Ненецкий АО, Заполярный район, дельта реки Печора, северо-восток от Нарьян-Мара
Бюджет: 40 000 млн рублей (оценка, обустройство месторождения)
Сроки строительства: 2025 – 2035 (оценка)
Статус: обустройство месторождения; актив готовится к смене собственника
Все о проекте – в статье
Следите за крупными нефтегазовыми проектами в России?
#ИнсайдОтрасли
⭐️ Подписаться на канал
АО «СН Инвест» ведет обустройство Кумжинского газоконденсатного месторождения в Ненецком автономном округе – того самого, где в мае 1981 года на глубине 1,5 тыс. м взорвали ядерный заряд мощностью 37,6 кт, пытаясь остановить аварийный газовый фонтан на скважине «Кумжа-9». Запасы оцениваются в 100 млрд куб. м газа и 3,9 млн тонн конденсата; сырье должно было стать базой газохимического комплекса «Русхима» с заводом метанола, серы и стабильного конденсата. Однако весной 2026 года стало известно, что «Русхим» готовится продать газодобывающие активы «Зарубежнефти», а площадку будущего завода – перенести с Ненецкого АО на Балтику.
Оператор: АО «СН Инвест» (лицензия НРМ00813НР; управляющая организация – ООО «УК „Русхим“)
Локация: Россия, Ненецкий АО, Заполярный район, дельта реки Печора, северо-восток от Нарьян-Мара
Бюджет: 40 000 млн рублей (оценка, обустройство месторождения)
Сроки строительства: 2025 – 2035 (оценка)
Статус: обустройство месторождения; актив готовится к смене собственника
Все о проекте – в статье
Следите за крупными нефтегазовыми проектами в России?
#ИнсайдОтрасли
⭐️ Подписаться на канал
❤2
Юниоры создают основу будущих добывающих проектов
Юниорные компании – это небольшие структуры, которые занимаются поиском, оценкой и разведкой месторождений полезных ископаемых, но сами добычу, как правило, не ведут, а продают подготовленные проекты крупным добывающим компаниям. Бизнес-модель строится в пять шагов: получение лицензии → геологоразведка → подтверждение запасов → рост стоимости проекта → продажа крупной добывающей компании.
Логика этой модели видна на графике стоимости ресурсов «в земле» как доли цены золота: на этапе ранней разведки актив стоит около 2% от цены металла, на стадии предполагаемых ресурсов – 3%, измеренных и оцененных – 4%, после ТЭО – уже 10%, а на стадии реальной добычи – 20%.
Показательны и суммы крупнейших сделок по продаже месторождений, найденных юниорами: Трес-Кебрадас – $0,96 млрд, Эрмоса – $1,3 млрд, Брюсджек – $2,8 млрд, Фило-дель-Соль – $3 млрд (эту сделку в 2024–2025 годах закрыли BHP и Lundin Mining, купив компанию Filo Corp. и ее одноименный проект в Чили и Аргентине).
Отдельный кейс – золоторудное месторождение Чульбаткан в Хабаровском крае. Объект выявили геологической съемкой еще в 1980 году, но тогда месторождением его не признали. Доизучение и разведка велись на средства частных инвесторов юниорной компании N-Mining примерно с 2010 года. В 2020 году (сделка была подписана в 2019-м, закрытие ожидалось в начале 2020 года) N-Mining продала актив канадской Kinross Gold за $283 млн – именно так распределилась оплата: $113 млн деньгами и $170 млн акциями Kinross, что и показано на «бублике» инфографики. В начале 2022 года Kinross продала весь свой российский портфель, включая Чульбаткан, компании Highland Gold, а через несколько дней Highland Gold перепродала месторождение «Полюсу» (за $140 млн, по данным открытых источников). «Полюс» намерен запустить добычу на месторождении в 2029 году.
Этот кейс – хрестоматийная иллюстрация того, как юниорная модель работает на практике: находка, которую 40 лет считали бесперспективной, благодаря частным инвестициям на свой риск превратилась в актив, несколько раз сменивший владельца и в итоге попавший к одному из крупнейших производителей золота в России.
Юниоры берут на себя самый рискованный этап – геологоразведку – и тем самым формируют задел будущих добывающих проектов.
Как вы считаете – способна ли такая модель компенсировать дефицит новых крупных месторождений в России?
#Инфографика
⭐️ Подписаться на канал
Юниорные компании – это небольшие структуры, которые занимаются поиском, оценкой и разведкой месторождений полезных ископаемых, но сами добычу, как правило, не ведут, а продают подготовленные проекты крупным добывающим компаниям. Бизнес-модель строится в пять шагов: получение лицензии → геологоразведка → подтверждение запасов → рост стоимости проекта → продажа крупной добывающей компании.
Логика этой модели видна на графике стоимости ресурсов «в земле» как доли цены золота: на этапе ранней разведки актив стоит около 2% от цены металла, на стадии предполагаемых ресурсов – 3%, измеренных и оцененных – 4%, после ТЭО – уже 10%, а на стадии реальной добычи – 20%.
Показательны и суммы крупнейших сделок по продаже месторождений, найденных юниорами: Трес-Кебрадас – $0,96 млрд, Эрмоса – $1,3 млрд, Брюсджек – $2,8 млрд, Фило-дель-Соль – $3 млрд (эту сделку в 2024–2025 годах закрыли BHP и Lundin Mining, купив компанию Filo Corp. и ее одноименный проект в Чили и Аргентине).
Отдельный кейс – золоторудное месторождение Чульбаткан в Хабаровском крае. Объект выявили геологической съемкой еще в 1980 году, но тогда месторождением его не признали. Доизучение и разведка велись на средства частных инвесторов юниорной компании N-Mining примерно с 2010 года. В 2020 году (сделка была подписана в 2019-м, закрытие ожидалось в начале 2020 года) N-Mining продала актив канадской Kinross Gold за $283 млн – именно так распределилась оплата: $113 млн деньгами и $170 млн акциями Kinross, что и показано на «бублике» инфографики. В начале 2022 года Kinross продала весь свой российский портфель, включая Чульбаткан, компании Highland Gold, а через несколько дней Highland Gold перепродала месторождение «Полюсу» (за $140 млн, по данным открытых источников). «Полюс» намерен запустить добычу на месторождении в 2029 году.
Этот кейс – хрестоматийная иллюстрация того, как юниорная модель работает на практике: находка, которую 40 лет считали бесперспективной, благодаря частным инвестициям на свой риск превратилась в актив, несколько раз сменивший владельца и в итоге попавший к одному из крупнейших производителей золота в России.
Юниоры берут на себя самый рискованный этап – геологоразведку – и тем самым формируют задел будущих добывающих проектов.
Как вы считаете – способна ли такая модель компенсировать дефицит новых крупных месторождений в России?
#Инфографика
⭐️ Подписаться на канал
❤2👍2
Итоги недели
💥 В рубрике инсайды индустрии вышла статья, посвященная тому, как АО «СН Инвест» ведет обустройство Кумжинского газоконденсатного месторождения в Ненецком автономном округе
📬 Новости
Как обмануть мороз
Энергетический прорыв в Африке
📝 Лонгрид о том, как один намек Китая Ирану обрушил нефть и запустил игру на триллион долларов, в которой решается будущее Ближнего Востока и мировой энергетики
📂 Профайлинг о Великом Сергее Станиславовиче, депутате Думы Ханты-Мансийского автономного округа – Югры (с 2009, ныне 6-й созыв), генеральном директоре ООО «ИНТЭК – Западная Сибирь» (с 2009)
📊 Инфографика о компаниях-юниорах
Недельные тренды
За неделю российское правительство продлило с 1 августа запрет на экспорт бензина, дизельного и судового топлива, а также газойлей до 31 января 2027 года; с сентября для непосредственных производителей предусмотрены исключения по дизелю, а аграриям гарантировали приоритетные поставки. На экспортном направлении КТК 31 июля вновь приостановил работу нефтепровода, продолжив принимать нефть в резервуары, что усилило риски для вывоза казахстанского сырья через Новороссийск.
На мировом рынке Brent в начале недели за три сессии подешевела примерно на 16% на фоне деэскалации вокруг Ирана, а 2 августа семь стран ОПЕК+ договорились увеличить сентябрьские квоты на 188 тыс. баррелей в сутки и завершить возврат 1,65 млн баррелей добровольных сокращений. В газовом сегменте Россия увеличила производство СПГ в первом полугодии на 10,7%, до 18,2 млн тонн, тогда как европейский импорт СПГ в июле сократился до 8,4 млрд кубометров – минимума с сентября 2024 года.
Как вы считаете, что сильнее повлияет на нефтегазовый рынок в ближайшие месяцы – дефицит нефтепродуктов в России, решения ОПЕК+ или геополитические риски вокруг ключевых морских маршрутов?
#WeeklyInsights
⭐️ Подписаться на канал
💥 В рубрике инсайды индустрии вышла статья, посвященная тому, как АО «СН Инвест» ведет обустройство Кумжинского газоконденсатного месторождения в Ненецком автономном округе
📬 Новости
Как обмануть мороз
Энергетический прорыв в Африке
📝 Лонгрид о том, как один намек Китая Ирану обрушил нефть и запустил игру на триллион долларов, в которой решается будущее Ближнего Востока и мировой энергетики
📂 Профайлинг о Великом Сергее Станиславовиче, депутате Думы Ханты-Мансийского автономного округа – Югры (с 2009, ныне 6-й созыв), генеральном директоре ООО «ИНТЭК – Западная Сибирь» (с 2009)
📊 Инфографика о компаниях-юниорах
Недельные тренды
За неделю российское правительство продлило с 1 августа запрет на экспорт бензина, дизельного и судового топлива, а также газойлей до 31 января 2027 года; с сентября для непосредственных производителей предусмотрены исключения по дизелю, а аграриям гарантировали приоритетные поставки. На экспортном направлении КТК 31 июля вновь приостановил работу нефтепровода, продолжив принимать нефть в резервуары, что усилило риски для вывоза казахстанского сырья через Новороссийск.
На мировом рынке Brent в начале недели за три сессии подешевела примерно на 16% на фоне деэскалации вокруг Ирана, а 2 августа семь стран ОПЕК+ договорились увеличить сентябрьские квоты на 188 тыс. баррелей в сутки и завершить возврат 1,65 млн баррелей добровольных сокращений. В газовом сегменте Россия увеличила производство СПГ в первом полугодии на 10,7%, до 18,2 млн тонн, тогда как европейский импорт СПГ в июле сократился до 8,4 млрд кубометров – минимума с сентября 2024 года.
Как вы считаете, что сильнее повлияет на нефтегазовый рынок в ближайшие месяцы – дефицит нефтепродуктов в России, решения ОПЕК+ или геополитические риски вокруг ключевых морских маршрутов?
#WeeklyInsights
⭐️ Подписаться на канал
❤2
Квоты пошли вверх
Семь стран ОПЕК+ с сентября увеличат разрешенныи уровень добычи нефти на 188 тыс. баррелеи в сутки. Решение на виртуальнои встрече 2 августа приняли Саудовская Аравия, Россия, Ирак, Кувеит, Казахстан, Алжир и Оман, следует из сообщений.
Для России и Саудовскои Аравии квоты вырастут на 62 тыс. б/с – до 9,949 млн и 10,478 млн б/с соответственно. Решение завершает поэтапныи возврат объемов, сокращенных в рамках дополнительных добровольных ограничении 2023 года. Суммарно речь идет о 1,65 млн б/с.
Важно: повышение квот не означает автоматического притока такого же объема нефти на рынок. Фактическая добыча зависит от состояния инфраструктуры, логистики и экспортных маршрутов.
Иван Тимонин, старшии менеджер консалтинговои компании «Имплемента»:
На 67-м заседании Совместного министерского мониторингового комитета участники также указали: атаки на энергетическую инфраструктуру и сбои на международных морских маршрутах усиливают волатильность нефтяного рынка.
Кирилл Родионов, независимыи эксперт по энергетике:
Следующая встреча семи стран ОПЕК+ запланирована на 6 сентября, а 68-е заседание мониторингового комитета – на 4 октября.
Станет ли повышение квот реальным ростом предложения или останется преимущественно решением «на бумаге»?
#НовостнойДайджест #ОПЕК #ОПЕКПлюс #Нефть #Энергетика #Россия #МироваяЭкономика
⭐️ Подписаться на канал
Семь стран ОПЕК+ с сентября увеличат разрешенныи уровень добычи нефти на 188 тыс. баррелеи в сутки. Решение на виртуальнои встрече 2 августа приняли Саудовская Аравия, Россия, Ирак, Кувеит, Казахстан, Алжир и Оман, следует из сообщений.
Для России и Саудовскои Аравии квоты вырастут на 62 тыс. б/с – до 9,949 млн и 10,478 млн б/с соответственно. Решение завершает поэтапныи возврат объемов, сокращенных в рамках дополнительных добровольных ограничении 2023 года. Суммарно речь идет о 1,65 млн б/с.
Важно: повышение квот не означает автоматического притока такого же объема нефти на рынок. Фактическая добыча зависит от состояния инфраструктуры, логистики и экспортных маршрутов.
Иван Тимонин, старшии менеджер консалтинговои компании «Имплемента»:
«Сделка ОПЕК+ не теряет актуальности, но меняется ее функция. Сейчас задача альянса состоит не столько в дополнительном сокращении добычи, сколько в координации возвращения выпавших объемов. Без такого механизма одновременное восстановление производства в нескольких странах может быстро сменить текущии дефицит избытком предложения».
На 67-м заседании Совместного министерского мониторингового комитета участники также указали: атаки на энергетическую инфраструктуру и сбои на международных морских маршрутах усиливают волатильность нефтяного рынка.
Кирилл Родионов, независимыи эксперт по энергетике:
«Весь смысл этои стратегии сводится к тому, что когда ситуация в Ормузском проливе устаканится, когда судоходство вернется в привычныи режим, к тому моменту странам нужно будет максимально повысить квоты, чтобы фактически рост предложения укладывался в заранее объявленныи уровень».
Следующая встреча семи стран ОПЕК+ запланирована на 6 сентября, а 68-е заседание мониторингового комитета – на 4 октября.
Станет ли повышение квот реальным ростом предложения или останется преимущественно решением «на бумаге»?
#НовостнойДайджест #ОПЕК #ОПЕКПлюс #Нефть #Энергетика #Россия #МироваяЭкономика
⭐️ Подписаться на канал
❤2👍2💯2
Самая упрямая нефть
Есть новости, которые многие по привычке относят к категории «чистая наука». Я бы, наоборот, смотрел на них как на очень прикладную вещь. Особенно когда речь идет о сверхтяжелой нефти. Там главный вопрос давно не в том, сколько баррелей лежит в земле, а в том, сколько из них вообще можно поднять так, чтобы проект не умер под весом собственной сложности.
Парадокс
С Венесуэлой именно такая история. У страны около 303 млрд баррелей доказанных запасов нефти, и основная их часть связана с поясом Ориноко. На бумаге это звучит как энергетическая сверхдержава. Но в реальности большая ресурсная база здесь не означает быстрой и легкой добычи. Еще USGS оценивал, что в Ориноко может находиться более 1 трлн баррелей нефти в недрах, а технически извлекаемые объемы – в среднем около 513 млрд баррелей. И вот здесь, на мои взгляд, начинается самое важное. «Технически извлекаемо» не равно «экономически подъемно». Для сверхтяжелой нефти между этими понятиями лежит целая пропасть из вязкости, разбавителей, апгрейдинга, инфраструктуры и капитальных затрат.
Ставка
Именно поэтому новость про работу Сколтеха, Университета Халифы и венесуэльских коллег я считаю по-настоящему интересной. Они не просто построили красивую модель ради модели, а связали лабораторные эксперименты и численное моделирование для пласта со сверхтяжелой нефтью. По опубликованным данным, речь идет о нефти порядка 9° API с вязкостью около 4500 сП. То есть это как раз тот случаи, где любая ошибка в выборе технологии потом дорого обходится уже в поле.
Самый интересный вывод – одновременная закачка ПАВ и полимера сработала лучше, чем обычное заводнение и лучше, чем последовательная закачка тех же реагентов. В лабораторных опытах на керне эффект был очень заметным, а на уровне полевой симуляции исследователи получили ориентир порядка 12% извлечения против базовых около 4%. Кто-то скажет: всего 12%. А я бы сказал иначе: для сверхтяжелой нефти переход от 4% к 12% – это не косметическая прибавка, а попытка вытащить актив из категории «почти недоступен» в категорию «его уже имеет смысл считать всерьез».
Химия
Отдельно мне нравится, что речь идет именно о бесщелочном подходе. В отрасли давно известно, что щелочь в химических методах увеличения нефтеотдачи может давать прирост, но вместе с этим приносит и длинный хвост проблем – коррозию, солеотложения, более сложную подготовку воды, риски для насосного оборудования и эмульсии, которые потом тяжело разделять на поверхности. Поэтому сама логика «получить эффект без щелочи» выглядит не модной приставкой для пресс-релиза, а очень взрослой инженерией. И, что важно, вполне укладывается в тот тренд, который уже несколько лет виден в мировых исследованиях по химическому заводнению тяжелой нефти.
Вывод
Но для меня в этой истории важнее даже не сами реагенты. Важнее право заранее считать. Венесуэльские сверхтяжелые запасы слишком капризны и слишком дороги для подхода «давайте попробуем в поле, а там разберемся». Здесь цена ошибки слишком высока. Если у компании появляется верифицированная модель, которая позволяет быстро отсечь слабые сценарии и сузить выбор до реально рабочих вариантов, это уже не академическое упражнение. Это инструмент инвестиционного решения.
И вообще, мне кажется, это хорошее напоминание для всей отрасли: сегодня выигрывает не тот, у кого громче звучит слово «запасы», а тот, кто лучше других умеет превращать сложную геологию в считаемую экономику.
А как считаете вы: будущее сверхтяжелой нефти решат новые химические технологии – или все-таки более точные модели, которые еще до пилота честно показывают, где проект взлетит, а где нет?
#Лонгрид
⭐️ Подписаться на канал
Есть новости, которые многие по привычке относят к категории «чистая наука». Я бы, наоборот, смотрел на них как на очень прикладную вещь. Особенно когда речь идет о сверхтяжелой нефти. Там главный вопрос давно не в том, сколько баррелей лежит в земле, а в том, сколько из них вообще можно поднять так, чтобы проект не умер под весом собственной сложности.
Парадокс
С Венесуэлой именно такая история. У страны около 303 млрд баррелей доказанных запасов нефти, и основная их часть связана с поясом Ориноко. На бумаге это звучит как энергетическая сверхдержава. Но в реальности большая ресурсная база здесь не означает быстрой и легкой добычи. Еще USGS оценивал, что в Ориноко может находиться более 1 трлн баррелей нефти в недрах, а технически извлекаемые объемы – в среднем около 513 млрд баррелей. И вот здесь, на мои взгляд, начинается самое важное. «Технически извлекаемо» не равно «экономически подъемно». Для сверхтяжелой нефти между этими понятиями лежит целая пропасть из вязкости, разбавителей, апгрейдинга, инфраструктуры и капитальных затрат.
Ставка
Именно поэтому новость про работу Сколтеха, Университета Халифы и венесуэльских коллег я считаю по-настоящему интересной. Они не просто построили красивую модель ради модели, а связали лабораторные эксперименты и численное моделирование для пласта со сверхтяжелой нефтью. По опубликованным данным, речь идет о нефти порядка 9° API с вязкостью около 4500 сП. То есть это как раз тот случаи, где любая ошибка в выборе технологии потом дорого обходится уже в поле.
Самый интересный вывод – одновременная закачка ПАВ и полимера сработала лучше, чем обычное заводнение и лучше, чем последовательная закачка тех же реагентов. В лабораторных опытах на керне эффект был очень заметным, а на уровне полевой симуляции исследователи получили ориентир порядка 12% извлечения против базовых около 4%. Кто-то скажет: всего 12%. А я бы сказал иначе: для сверхтяжелой нефти переход от 4% к 12% – это не косметическая прибавка, а попытка вытащить актив из категории «почти недоступен» в категорию «его уже имеет смысл считать всерьез».
Химия
Отдельно мне нравится, что речь идет именно о бесщелочном подходе. В отрасли давно известно, что щелочь в химических методах увеличения нефтеотдачи может давать прирост, но вместе с этим приносит и длинный хвост проблем – коррозию, солеотложения, более сложную подготовку воды, риски для насосного оборудования и эмульсии, которые потом тяжело разделять на поверхности. Поэтому сама логика «получить эффект без щелочи» выглядит не модной приставкой для пресс-релиза, а очень взрослой инженерией. И, что важно, вполне укладывается в тот тренд, который уже несколько лет виден в мировых исследованиях по химическому заводнению тяжелой нефти.
Вывод
Но для меня в этой истории важнее даже не сами реагенты. Важнее право заранее считать. Венесуэльские сверхтяжелые запасы слишком капризны и слишком дороги для подхода «давайте попробуем в поле, а там разберемся». Здесь цена ошибки слишком высока. Если у компании появляется верифицированная модель, которая позволяет быстро отсечь слабые сценарии и сузить выбор до реально рабочих вариантов, это уже не академическое упражнение. Это инструмент инвестиционного решения.
И вообще, мне кажется, это хорошее напоминание для всей отрасли: сегодня выигрывает не тот, у кого громче звучит слово «запасы», а тот, кто лучше других умеет превращать сложную геологию в считаемую экономику.
А как считаете вы: будущее сверхтяжелой нефти решат новые химические технологии – или все-таки более точные модели, которые еще до пилота честно показывают, где проект взлетит, а где нет?
#Лонгрид
⭐️ Подписаться на канал
❤8👍7
Гинзбург Яков Борисович, главный управляющий директор группы компаний ИНК
– Финансист, кандидат экономических наук и один из ключевых менеджеров Иркутской нефтяной компании. В ИНК пришел в 2008 году в блок оценки рисков, затем курировал финансы и экономику, а в 2021 году возглавил ООО «ИНК». В марте 2025 года после изменения структуры управления занял пост главного управляющего директора группы. При нем компания усилила развитие газохимии, гелиевого и литиевого направлений.
ГК ИНК сегодня:
• Один из крупнейших производителей и переработчиков углеводородов Восточной Сибири, работает с 2000 года
• География: Иркутская область, Красноярский край и Якутия; 53 участка недр
• Ресурсная база: 17 месторождений открыто специалистами ИНК
• Добыча: 8,7 млн тонн нефти и газового конденсата в 2022 году
• Финансы: выручка по МСФО за 2023 год – 338,5 млрд рублей, чистая прибыль – 139,1 млрд рублей, активы – 768,6 млрд рублей
• Персонал: более 16 тыс. сотрудников
• Газохимический кластер в Усть-Куте: инвестиции около 0,5 трлн рублей
• Иркутский завод полимеров: мощность 650 тыс. тонн продукции в год и 1 600 рабочих мест
Карьерная траектория:
2002 – окончил БГУЭП по специальности «Мировая экономика»
2005 – защитил кандидатскую диссертацию
2005–2008 – работал в ВТБ и компании «Энерпред»
2008–2011 – руководитель отдела оценки рисков ИНК
2011–2017 – руководитель финансово-экономического управления
2017–2021 – заместитель генерального директора по экономике и финансам
2021–2025 – генеральный директор ООО «ИНК»
С марта 2025 года – главный управляющий директор группы компаний ИНК.
Ключевые проекты:
– Трансформация ИНК из нефтедобывающей компании в нефтегазохимический холдинг полного цикла
– Развитие газового проекта в Усть-Кутском районе, включая газоперерабатывающий и гелиевый заводы
– Запуск Иркутского завода полимеров, который стал третьим этапом газового проекта
– Реализация программы газификации Усть-Кута для нескольких тысяч домовладений
– Развитие литиевого направления: в 2026 году компания сообщила о промышленном извлечении лития из пластовых вод
Гинзбург представляет редкий для российского нефтегаза тип руководителя: экономист и риск-менеджер, который участвовал в переходе ИНК от классической нефтедобычи к производству продукции с высокой добавленной стоимостью. Сегодня в его зоне ответственности находятся газ, полимеры, гелий, литий и развитие Усть-Кута.
Кого вы хотели бы увидеть в следующем профиле?
#OilFaces
⭐️ Подписаться на канал
– Финансист, кандидат экономических наук и один из ключевых менеджеров Иркутской нефтяной компании. В ИНК пришел в 2008 году в блок оценки рисков, затем курировал финансы и экономику, а в 2021 году возглавил ООО «ИНК». В марте 2025 года после изменения структуры управления занял пост главного управляющего директора группы. При нем компания усилила развитие газохимии, гелиевого и литиевого направлений.
ГК ИНК сегодня:
• Один из крупнейших производителей и переработчиков углеводородов Восточной Сибири, работает с 2000 года
• География: Иркутская область, Красноярский край и Якутия; 53 участка недр
• Ресурсная база: 17 месторождений открыто специалистами ИНК
• Добыча: 8,7 млн тонн нефти и газового конденсата в 2022 году
• Финансы: выручка по МСФО за 2023 год – 338,5 млрд рублей, чистая прибыль – 139,1 млрд рублей, активы – 768,6 млрд рублей
• Персонал: более 16 тыс. сотрудников
• Газохимический кластер в Усть-Куте: инвестиции около 0,5 трлн рублей
• Иркутский завод полимеров: мощность 650 тыс. тонн продукции в год и 1 600 рабочих мест
Карьерная траектория:
2002 – окончил БГУЭП по специальности «Мировая экономика»
2005 – защитил кандидатскую диссертацию
2005–2008 – работал в ВТБ и компании «Энерпред»
2008–2011 – руководитель отдела оценки рисков ИНК
2011–2017 – руководитель финансово-экономического управления
2017–2021 – заместитель генерального директора по экономике и финансам
2021–2025 – генеральный директор ООО «ИНК»
С марта 2025 года – главный управляющий директор группы компаний ИНК.
Ключевые проекты:
– Трансформация ИНК из нефтедобывающей компании в нефтегазохимический холдинг полного цикла
– Развитие газового проекта в Усть-Кутском районе, включая газоперерабатывающий и гелиевый заводы
– Запуск Иркутского завода полимеров, который стал третьим этапом газового проекта
– Реализация программы газификации Усть-Кута для нескольких тысяч домовладений
– Развитие литиевого направления: в 2026 году компания сообщила о промышленном извлечении лития из пластовых вод
«Мы движемся от нефтяного бизнеса в сторону газа не только ради диверсификации, но и ради соответствия современным экологическим стандартам. ИНК постепенно трансформируется в нефтегазохимический холдинг».
Гинзбург представляет редкий для российского нефтегаза тип руководителя: экономист и риск-менеджер, который участвовал в переходе ИНК от классической нефтедобычи к производству продукции с высокой добавленной стоимостью. Сегодня в его зоне ответственности находятся газ, полимеры, гелий, литий и развитие Усть-Кута.
Кого вы хотели бы увидеть в следующем профиле?
#OilFaces
⭐️ Подписаться на канал
❤6👍5❤🔥1
Бензин падает в цене
За неделю с 28 июля по 3 августа розничные цены на автомобильный бензин снизились в 46 регионах России – впервые с начала 2026 года. Средняя цена литра опустилась на 1,09% – до 76,57 рубля, дизель подешевел на 1,57% – до 91,29 рубля.
Сильнее всего цены упали в Севастополе (−15,1%), Республике Крым (−14,8%) и Вологодской области (−12,2%). Более чем на 5% бензин дешевел еще в восьми регионах: в Тюменской области – на 9,4%, в Ивановской – на 7,1%, в Дагестане – на 6,6%, в Новосибирской области и Чувашии – на 6,5%, в Коми и Марий Эл – на 6%, в Карачаево-Черкесии – на 5,4%. Снижение свыше 4% отмечено в Костромской, Липецкой и Тульской областях, Красноярском и Ставропольском краях и Кабардино-Балкарии. В 29 регионах удешевление составило менее 4%.
Для поддержки рынка правительство запретило экспорт бензина и дизеля, ввело налоговые стимулы для импорта и наращивания внутреннего производства. Вице-премьер Александр Новак сообщил о сокращении дефицита и снятии нефтяными компаниями ограничений на отпуск топлива.
Александр Холодов, член Общественной палаты:
Станет ли снижение цен устойчивым трендом?
#НовостнойДайджест #Бензин #ТопливныйРынок #Росстат #Энергетика #Россия #Экономика
⭐️ Подписаться на канал
За неделю с 28 июля по 3 августа розничные цены на автомобильный бензин снизились в 46 регионах России – впервые с начала 2026 года. Средняя цена литра опустилась на 1,09% – до 76,57 рубля, дизель подешевел на 1,57% – до 91,29 рубля.
Сильнее всего цены упали в Севастополе (−15,1%), Республике Крым (−14,8%) и Вологодской области (−12,2%). Более чем на 5% бензин дешевел еще в восьми регионах: в Тюменской области – на 9,4%, в Ивановской – на 7,1%, в Дагестане – на 6,6%, в Новосибирской области и Чувашии – на 6,5%, в Коми и Марий Эл – на 6%, в Карачаево-Черкесии – на 5,4%. Снижение свыше 4% отмечено в Костромской, Липецкой и Тульской областях, Красноярском и Ставропольском краях и Кабардино-Балкарии. В 29 регионах удешевление составило менее 4%.
Для поддержки рынка правительство запретило экспорт бензина и дизеля, ввело налоговые стимулы для импорта и наращивания внутреннего производства. Вице-премьер Александр Новак сообщил о сокращении дефицита и снятии нефтяными компаниями ограничений на отпуск топлива.
Александр Холодов, член Общественной палаты:
«По ощущениям ситуация гораздо лучше стала. И бензин появился, и очередей, по сути, нет, и ограничения снимаются. Хочется надеяться, что кризис пройден».
Станет ли снижение цен устойчивым трендом?
#НовостнойДайджест #Бензин #ТопливныйРынок #Росстат #Энергетика #Россия #Экономика
⭐️ Подписаться на канал
👍3
Telegraph
133 скважины под землей
ООО «Севернефтегазпром» ведет промышленную эксплуатацию Южно-Русского нефтегазоконденсатного месторождения в Красноселькупском районе Ямало-Ненецкого автономного округа. Это один из крупнейших в России проектов по объему запасов: суммарные ресурсы категории…
Газовая опора Сибири и пилот турона для «Газпрома»
ООО «Севернефтегазпром» (ранее ОАО) ведет промышленную эксплуатацию Южно-Русского нефтегазоконденсатного месторождения в Красноселькупском районе Ямало-Ненецкого АО. Площадь лицензии – 1350 кв. км; основной газ добывается с сеноманского горизонта с глубины около 1000 м. Газ отличается высокой чистотой: на 98% состоит из метана, что снижает затраты на переработку и повышает рентабельность. Запасы категории АВС1+С2 превышают 1 трлн м³ газа и 50 млн т нефти и конденсата; доказанные запасы А+В1 – 822 млрд м³.
Оператор: ООО «Севернефтегазпром»
Инвестор: ПАО «Газпром»
Локация: Россия, ЯНАО, Красноселькупский район
Бюджет / инвестиции: 400 000 млн руб. (оценка по исходным данным; точная единая сумма в открытых источниках не подтверждена)
Статус: промышленная эксплуатация (сеноман); промышленная добыча туронского газа; реконструкция и дообустройство инфраструктуры
Все о проекте – в статье
Следите за крупными газодобывающими проектами в России?
#ИнсайдОтрасли
⭐️ Подписаться на канал
ООО «Севернефтегазпром» (ранее ОАО) ведет промышленную эксплуатацию Южно-Русского нефтегазоконденсатного месторождения в Красноселькупском районе Ямало-Ненецкого АО. Площадь лицензии – 1350 кв. км; основной газ добывается с сеноманского горизонта с глубины около 1000 м. Газ отличается высокой чистотой: на 98% состоит из метана, что снижает затраты на переработку и повышает рентабельность. Запасы категории АВС1+С2 превышают 1 трлн м³ газа и 50 млн т нефти и конденсата; доказанные запасы А+В1 – 822 млрд м³.
Оператор: ООО «Севернефтегазпром»
Инвестор: ПАО «Газпром»
Локация: Россия, ЯНАО, Красноселькупский район
Бюджет / инвестиции: 400 000 млн руб. (оценка по исходным данным; точная единая сумма в открытых источниках не подтверждена)
Статус: промышленная эксплуатация (сеноман); промышленная добыча туронского газа; реконструкция и дообустройство инфраструктуры
Все о проекте – в статье
Следите за крупными газодобывающими проектами в России?
#ИнсайдОтрасли
⭐️ Подписаться на канал
👍3❤2
Грузовики поехали сами
«Газпром нефть» запустила беспилотные грузоперевозки на Южно-Приобском месторождении «Газпромнефть-Хантоса» в ХМАО. Тягачи грузоподъемностью до 24 тонн доставляют трубы и реагенты, сокращая логистические затраты примерно на треть.
Машины идут по принципу «электронного следа»: бортовой ИИ с лидарами и камерами повторяет траекторию ведущего грузовика, держит дистанцию и распознает препятствия – даже без стабильной спутниковой связи.
Дмитрий Колупаев, гендиректор «Газпромнефть-Хантоса»:
В апреле 2026 года «Газпром нефть» уже запустила 20 таких машин на месторождениях Ямала, Югры и Якутии, сообщает пресс-служба компании.
Е. Брагар, гендиректор «Газпромнефть-Снабжения»:
Станет ли беспилотная логистика стандартом для Севера?
#НовостнойДайджест #ГазпромНефть #БеспилотныйТранспорт #Логистика #ХМАО #Россия
⭐️ Подписаться на канал
«Газпром нефть» запустила беспилотные грузоперевозки на Южно-Приобском месторождении «Газпромнефть-Хантоса» в ХМАО. Тягачи грузоподъемностью до 24 тонн доставляют трубы и реагенты, сокращая логистические затраты примерно на треть.
Машины идут по принципу «электронного следа»: бортовой ИИ с лидарами и камерами повторяет траекторию ведущего грузовика, держит дистанцию и распознает препятствия – даже без стабильной спутниковой связи.
Дмитрий Колупаев, гендиректор «Газпромнефть-Хантоса»:
«Беспилотный транспорт расширяет возможности производственной логистики. Такая техника может выполнять задачи на маршрутах с меньшей зависимостью от человеческого фактора и при этом сохранять заданные параметры движения. Это эффективный инструмент, который позволяет по-новому организовать доставку материально-технических ресурсов, повысить эффективность использования транспорта и создать основу для дальнейшего развития автономных технологий на месторождениях».
В апреле 2026 года «Газпром нефть» уже запустила 20 таких машин на месторождениях Ямала, Югры и Якутии, сообщает пресс-служба компании.
Е. Брагар, гендиректор «Газпромнефть-Снабжения»:
«Запуск регулярных беспилотных перевозок – следующий этап развития логистических решений компании для работы в сложных природно-климатических условиях. Мы рассматриваем автономный транспорт как инструмент повышения устойчивости снабжения, эффективности использования техники и непрерывности производственных процессов. В дальнейшем планируем масштабировать это решение на другие месторождения Газпром нефти, а затем последовательно развивать беспилотную логистику на всем маршруте доставки – от баз хранения до производственных объектов».
Станет ли беспилотная логистика стандартом для Севера?
#НовостнойДайджест #ГазпромНефть #БеспилотныйТранспорт #Логистика #ХМАО #Россия
⭐️ Подписаться на канал
👍5❤1
Итоги недели
💥 В рубрике инсайды индустрии вышла статья, посвященная тому, как ООО «Севернефтегазпром» (ранее ОАО) ведет промышленную эксплуатацию Южно-Русского нефтегазоконденсатного месторождения в Красноселькупском районе Ямало-Ненецкого АО
📬 Новости
Квоты пошли вверх
Бензин падает в цене
Грузовики поехали сами
📝 Лонгрид о том, почему нефть Венесуэлы с гигантскими запасами до сих пор почти не поддается добыче – и что может наконец изменить эту игру?
📂 Профайлинг о Гинзбурге Якове Борисовиче, главном управляющем директоре группы компаний ИНК
Недельные тренды
За прошедшую неделю с 3 по 9 августа 2026 года мировой нефтегазовый рынок находился под влиянием геополитической напряженности вокруг Ормузского пролива и решений альянса ОПЕК+. Страны ОПЕК+ согласовали скромный рост добычи нефти на 188 тысяч баррелей в сутки на сентябрь с вероятной паузой до конца года, что удержало котировки Brent выше $80 за баррель и позволило России продолжить успешное восстановление нефтегазовых доходов бюджета. На европейском газовом рынке котировки слегка просели, однако темпы заполнения подземных хранилищ отстают от прошлогодних на рекордные 13 миллиардов кубометров, предвещая жесткую острую конкуренцию за СПГ ближе к зиме.
Ждет ли нас неизбежный взрыв цен на топливо и отопление уже этой осенью – или нефтяной рынок готовит сюрприз, который обрушит все прогнозы?
#WeeklyInsights
⭐️ Подписаться на канал
💥 В рубрике инсайды индустрии вышла статья, посвященная тому, как ООО «Севернефтегазпром» (ранее ОАО) ведет промышленную эксплуатацию Южно-Русского нефтегазоконденсатного месторождения в Красноселькупском районе Ямало-Ненецкого АО
📬 Новости
Квоты пошли вверх
Бензин падает в цене
Грузовики поехали сами
📝 Лонгрид о том, почему нефть Венесуэлы с гигантскими запасами до сих пор почти не поддается добыче – и что может наконец изменить эту игру?
📂 Профайлинг о Гинзбурге Якове Борисовиче, главном управляющем директоре группы компаний ИНК
Недельные тренды
За прошедшую неделю с 3 по 9 августа 2026 года мировой нефтегазовый рынок находился под влиянием геополитической напряженности вокруг Ормузского пролива и решений альянса ОПЕК+. Страны ОПЕК+ согласовали скромный рост добычи нефти на 188 тысяч баррелей в сутки на сентябрь с вероятной паузой до конца года, что удержало котировки Brent выше $80 за баррель и позволило России продолжить успешное восстановление нефтегазовых доходов бюджета. На европейском газовом рынке котировки слегка просели, однако темпы заполнения подземных хранилищ отстают от прошлогодних на рекордные 13 миллиардов кубометров, предвещая жесткую острую конкуренцию за СПГ ближе к зиме.
Ждет ли нас неизбежный взрыв цен на топливо и отопление уже этой осенью – или нефтяной рынок готовит сюрприз, который обрушит все прогнозы?
#WeeklyInsights
⭐️ Подписаться на канал
❤3
Кому закроют Ормузский пролив?
Комиссия по национальной безопасности парламента Ирана одобрила законопроект об ограничениях в Ормузском проливе. Он предполагает запрет на проход судов, связанных с США, Израилем и другими государствами, которые Тегеран считает враждебными.
Однако запрет пока не вступил в силу: проект еще должен пройти дальнейшие законодательные процедуры.
Документ также предусматривает ограничение перевозок грузов, связанных с Израилем, и штрафы до 20% стоимости груза за нарушение правил. Контроль движения судов и безопасность в проливе предлагается поручить правительству Ирана совместно с вооруженными силами. Об этом сообщают иранские СМИ.
Ситуация вокруг пролива остается напряженной. По данным Исследовательской службы Конгресса США, меморандум между Вашингтоном и Тегераном был подписан 17 июня, но уже в конце месяца стороны вновь обменялись обвинениями и ударами.
Трита Парси, исполнительный вице-президент Quincy Institute:
Дэнни Цитринович, исследователь Израильского института исследовании национальной безопасности:
Станет ли проект новым барьером для мирового судоходства?
#НовостнойДайджест #Иран #ОрмузскийПролив #Судоходство #Энергетика #США #БлижнийВосток
⭐️ Подписаться на канал
Комиссия по национальной безопасности парламента Ирана одобрила законопроект об ограничениях в Ормузском проливе. Он предполагает запрет на проход судов, связанных с США, Израилем и другими государствами, которые Тегеран считает враждебными.
Однако запрет пока не вступил в силу: проект еще должен пройти дальнейшие законодательные процедуры.
Документ также предусматривает ограничение перевозок грузов, связанных с Израилем, и штрафы до 20% стоимости груза за нарушение правил. Контроль движения судов и безопасность в проливе предлагается поручить правительству Ирана совместно с вооруженными силами. Об этом сообщают иранские СМИ.
Ситуация вокруг пролива остается напряженной. По данным Исследовательской службы Конгресса США, меморандум между Вашингтоном и Тегераном был подписан 17 июня, но уже в конце месяца стороны вновь обменялись обвинениями и ударами.
Трита Парси, исполнительный вице-президент Quincy Institute:
«Исторически главный интерес США в стратегических водных путях заключался не в том, кто ими управляет, а в том, могут ли суда проходить свободно, предсказуемо и без дискриминации».
Дэнни Цитринович, исследователь Израильского института исследовании национальной безопасности:
«Пролив будет закрываться или открываться только с одобрения иранского режима. Одни пройдут благодаря политическим союзам, другим придется платить, а третьих развернут. Это новая норма».
Станет ли проект новым барьером для мирового судоходства?
#НовостнойДайджест #Иран #ОрмузскийПролив #Судоходство #Энергетика #США #БлижнийВосток
⭐️ Подписаться на канал
❤3👍1
Как Китай приручает энергию
Когда говорят об энергетической стратегии Китая, обычно выбирают одну из двух картин. В первой Пекин – мировой лидер зеленой энергетики, электромобилей и аккумуляторов. Во второй – крупнейший потребитель угля, который продолжает строить тепловые электростанции.
На мой взгляд, обе картины верны. Просто китайская стратегия изначально не предполагает выбора между старой и новой энергетикой. Пекин строит систему, в которой уголь отвечает за надежность, ВИЭ – за рост, а промышленная база – за снижение зависимости от внешних поставщиков.
Уголь
Основой китайской энергетики по прежнему остается уголь. В 2025 году на него приходилось около 51,4% общего энергопотребления страны, а тепловые электростанции произвели примерно 6,33 трлн кВт·ч – около 60% всей электроэнергии.
Почему Китай не может просто отказаться от угля? Потому что это крупнейший внутренний ресурс, на котором десятилетиями строилась промышленная система. Кроме того, угольные станции способны выдавать мощность тогда, когда она нужна сети, в отличие от солнечной и ветровой генерации, зависящих от погоды.
Но функция угля меняется. Старые станции заменяют более эффективными, часть мощностей выносят за пределы городов, а сами ТЭС постепенно переводят из режима постоянной генерации в режим резерва и балансировки.
Это важная разница. Китай не столько защищает уголь как главный источник электроэнергии, сколько оставляет его в системе как страховку. По прогнозу Международного энергетического агентства, спрос на уголь в КНР в ближайшие годы будет снижаться медленно, а угольные станции сохранятся из за требований к надежности энергосистемы.
Поэтому полного отказа от угля в течение ближайшего десятилетия я бы не ждал. Скорее, его доля в выработке будет уменьшаться, а роль – становиться все более резервной.
Нефть и газ
Самое уязвимое место Китая – нефть. В 2025 году КНР импортировала около 557,7 млн тонн сырой нефти, а внутренняя добыча составила примерно 216 млн тонн. Получается, около 70% потребностей покрывается за счет внешних поставок.
Для Пекина это означает зависимость не только от цен, но и от морской логистики, санкций, Ормузского пролива и других торговых маршрутов. Именно поэтому Китай диверсифицирует поставщиков, развивает трубопроводные направления, увеличивает внутреннюю добычу и формирует стратегические запасы.
При этом китайский спрос на нефть уже меняется. По данным Управления энергетической информации США, в 2024 году импорт нефти снизился до 11,1 млн баррелей в сутки после рекордных 11,3 млн годом ранее. Давление на рынок создают электромобили, электрификация грузового транспорта и снижение строительной активности.
Но нефть не исчезает. Если бензин и дизель постепенно теряют спрос, то авиация и нефтехимия продолжают поддерживать потребление. Поэтому китайский нефтяной рынок, скорее всего, движется к плато, а не к резкому обвалу.
С газом ситуация выглядит устойчивее. Китай сочетает собственную добычу, трубопроводный импорт и СПГ. В 2025 году производство газа составило около 264 млрд куб. м, трубопроводные поставки – 82 млрд, импорт СПГ – около 95 млрд куб. м.
Такая структура снижает риски, но не устраняет их. В период дефицита СПГ китайским покупателям приходится конкурировать с Европой и другими странами Азии. Поэтому Пекин делает ставку на долгосрочные контракты и постепенное увеличение собственной добычи.
Россия в этой системе важна как крупный поставщик, но отношения здесь асимметричны. Для России Китай – стратегический рынок, а для Китая Россия – один из элементов диверсифицированного портфеля. Пекину нужны российские ресурсы при конкурентной цене, но полностью зависеть от одного поставщика он не будет.
Когда говорят об энергетической стратегии Китая, обычно выбирают одну из двух картин. В первой Пекин – мировой лидер зеленой энергетики, электромобилей и аккумуляторов. Во второй – крупнейший потребитель угля, который продолжает строить тепловые электростанции.
На мой взгляд, обе картины верны. Просто китайская стратегия изначально не предполагает выбора между старой и новой энергетикой. Пекин строит систему, в которой уголь отвечает за надежность, ВИЭ – за рост, а промышленная база – за снижение зависимости от внешних поставщиков.
Уголь
Основой китайской энергетики по прежнему остается уголь. В 2025 году на него приходилось около 51,4% общего энергопотребления страны, а тепловые электростанции произвели примерно 6,33 трлн кВт·ч – около 60% всей электроэнергии.
Почему Китай не может просто отказаться от угля? Потому что это крупнейший внутренний ресурс, на котором десятилетиями строилась промышленная система. Кроме того, угольные станции способны выдавать мощность тогда, когда она нужна сети, в отличие от солнечной и ветровой генерации, зависящих от погоды.
Но функция угля меняется. Старые станции заменяют более эффективными, часть мощностей выносят за пределы городов, а сами ТЭС постепенно переводят из режима постоянной генерации в режим резерва и балансировки.
Это важная разница. Китай не столько защищает уголь как главный источник электроэнергии, сколько оставляет его в системе как страховку. По прогнозу Международного энергетического агентства, спрос на уголь в КНР в ближайшие годы будет снижаться медленно, а угольные станции сохранятся из за требований к надежности энергосистемы.
Поэтому полного отказа от угля в течение ближайшего десятилетия я бы не ждал. Скорее, его доля в выработке будет уменьшаться, а роль – становиться все более резервной.
Нефть и газ
Самое уязвимое место Китая – нефть. В 2025 году КНР импортировала около 557,7 млн тонн сырой нефти, а внутренняя добыча составила примерно 216 млн тонн. Получается, около 70% потребностей покрывается за счет внешних поставок.
Для Пекина это означает зависимость не только от цен, но и от морской логистики, санкций, Ормузского пролива и других торговых маршрутов. Именно поэтому Китай диверсифицирует поставщиков, развивает трубопроводные направления, увеличивает внутреннюю добычу и формирует стратегические запасы.
При этом китайский спрос на нефть уже меняется. По данным Управления энергетической информации США, в 2024 году импорт нефти снизился до 11,1 млн баррелей в сутки после рекордных 11,3 млн годом ранее. Давление на рынок создают электромобили, электрификация грузового транспорта и снижение строительной активности.
Но нефть не исчезает. Если бензин и дизель постепенно теряют спрос, то авиация и нефтехимия продолжают поддерживать потребление. Поэтому китайский нефтяной рынок, скорее всего, движется к плато, а не к резкому обвалу.
С газом ситуация выглядит устойчивее. Китай сочетает собственную добычу, трубопроводный импорт и СПГ. В 2025 году производство газа составило около 264 млрд куб. м, трубопроводные поставки – 82 млрд, импорт СПГ – около 95 млрд куб. м.
Такая структура снижает риски, но не устраняет их. В период дефицита СПГ китайским покупателям приходится конкурировать с Европой и другими странами Азии. Поэтому Пекин делает ставку на долгосрочные контракты и постепенное увеличение собственной добычи.
Россия в этой системе важна как крупный поставщик, но отношения здесь асимметричны. Для России Китай – стратегический рынок, а для Китая Россия – один из элементов диверсифицированного портфеля. Пекину нужны российские ресурсы при конкурентной цене, но полностью зависеть от одного поставщика он не будет.
❤1
Электрификация
Главный вектор китайского энергоперехода – не просто строительство ветряков и солнечных станций, а перевод экономики на электричество.
Это особенно заметно в транспорте. В 2025 году производство автомобилей на новых источниках энергии в Китае достигло около 16,5 млн единиц, а парк приблизился к 44 млн машин. Чем больше электромобилей выходит на дороги, тем слабее растет спрос на бензин.
Параллельно Китай расширяет солнечную и ветровую генерацию, гидроэнергетику и атомную отрасль. По данным МЭА, до 2030 года атомная выработка КНР может расти в среднем на 5,9% ежегодно, а страна обеспечит около 40% мирового прироста атомной генерации.
Но построить ВИЭ недостаточно. Электроэнергию нужно передать из западных регионов, где много солнца и ветра, в промышленные центры на востоке. Ее нужно сохранить, сбалансировать и доставить потребителю в нужный момент.
Именно поэтому Китай одновременно инвестирует в линии электропередачи, накопители, гидроаккумулирующие станции, цифровое управление и региональные рынки электроэнергии. В исследовании МЭА отмечается, что потребность китайской энергосистемы в краткосрочной гибкости к 2030 году может утроиться по сравнению с 2022 годом.
На период 2026–2030 годов КНР заявила масштабные цели по развитию ВИЭ: около 3,5 млрд кВт установленной мощности возобновляемой генерации к 2030 году, из них более 2,8 млрд кВт должны приходиться на солнце и ветер. Годовая выработка ВИЭ может достичь примерно 6 трлн кВт·ч.
Но теперь Пекину важно считать не только установленные гигаватты, а гарантированную мощность. Иными словами, сколько электроэнергии система действительно сможет получить в критический момент.
Промышленный рычаг
Самая сильная часть китайской стратегии, на мой взгляд, связана не с добычей, а с производством оборудования.
КНР контролирует около 85% мировых мощностей в цепочке солнечной энергетики и примерно 80% производственных мощностей в цепочке литий ионных аккумуляторов. На отдельных этапах концентрация еще выше: около 95% производства кремниевых пластин для солнечных панелей и до 97% анодных материалов для аккумуляторов приходится на Китай.
То есть Пекин экспортирует уже не только товары и не энергию в привычном смысле. Он экспортирует инфраструктуру новой энергетики – панели, аккумуляторы, электромобили, силовую электронику и оборудование для сетей.
В этом и заключается главная логика китайской стратегии. Полностью отказаться от импорта нефти и газа страна не сможет. Но она может сделать так, чтобы импортное топливо перестало быть единственным условием экономического роста.
Моя формулировка здесь простая: Китай одновременно строит два энергетических контура. Первый обеспечивает надежность сегодня – уголь, нефть, газ и атом. Второй создает промышленное преимущество завтра – ВИЭ, электромобили, накопители и цифровые сети.
Главный вопрос теперь не в том, откажется ли Китай от угля. Вопрос в другом: успеет ли китайская энергосистема превратить колоссальный масштаб ВИЭ в надежную и управляемую мощность – или угольный резерв еще надолго останется главным ограничителем энергоперехода?
#Лонгрид
⭐️ Подписаться на канал
Главный вектор китайского энергоперехода – не просто строительство ветряков и солнечных станций, а перевод экономики на электричество.
Это особенно заметно в транспорте. В 2025 году производство автомобилей на новых источниках энергии в Китае достигло около 16,5 млн единиц, а парк приблизился к 44 млн машин. Чем больше электромобилей выходит на дороги, тем слабее растет спрос на бензин.
Параллельно Китай расширяет солнечную и ветровую генерацию, гидроэнергетику и атомную отрасль. По данным МЭА, до 2030 года атомная выработка КНР может расти в среднем на 5,9% ежегодно, а страна обеспечит около 40% мирового прироста атомной генерации.
Но построить ВИЭ недостаточно. Электроэнергию нужно передать из западных регионов, где много солнца и ветра, в промышленные центры на востоке. Ее нужно сохранить, сбалансировать и доставить потребителю в нужный момент.
Именно поэтому Китай одновременно инвестирует в линии электропередачи, накопители, гидроаккумулирующие станции, цифровое управление и региональные рынки электроэнергии. В исследовании МЭА отмечается, что потребность китайской энергосистемы в краткосрочной гибкости к 2030 году может утроиться по сравнению с 2022 годом.
На период 2026–2030 годов КНР заявила масштабные цели по развитию ВИЭ: около 3,5 млрд кВт установленной мощности возобновляемой генерации к 2030 году, из них более 2,8 млрд кВт должны приходиться на солнце и ветер. Годовая выработка ВИЭ может достичь примерно 6 трлн кВт·ч.
Но теперь Пекину важно считать не только установленные гигаватты, а гарантированную мощность. Иными словами, сколько электроэнергии система действительно сможет получить в критический момент.
Промышленный рычаг
Самая сильная часть китайской стратегии, на мой взгляд, связана не с добычей, а с производством оборудования.
КНР контролирует около 85% мировых мощностей в цепочке солнечной энергетики и примерно 80% производственных мощностей в цепочке литий ионных аккумуляторов. На отдельных этапах концентрация еще выше: около 95% производства кремниевых пластин для солнечных панелей и до 97% анодных материалов для аккумуляторов приходится на Китай.
То есть Пекин экспортирует уже не только товары и не энергию в привычном смысле. Он экспортирует инфраструктуру новой энергетики – панели, аккумуляторы, электромобили, силовую электронику и оборудование для сетей.
В этом и заключается главная логика китайской стратегии. Полностью отказаться от импорта нефти и газа страна не сможет. Но она может сделать так, чтобы импортное топливо перестало быть единственным условием экономического роста.
Моя формулировка здесь простая: Китай одновременно строит два энергетических контура. Первый обеспечивает надежность сегодня – уголь, нефть, газ и атом. Второй создает промышленное преимущество завтра – ВИЭ, электромобили, накопители и цифровые сети.
Главный вопрос теперь не в том, откажется ли Китай от угля. Вопрос в другом: успеет ли китайская энергосистема превратить колоссальный масштаб ВИЭ в надежную и управляемую мощность – или угольный резерв еще надолго останется главным ограничителем энергоперехода?
#Лонгрид
⭐️ Подписаться на канал
❤4
Карманный нефтяной завод
Разговоры про малую переработку идут волнами лет пятнадцать. Но после поручения президента рынок объявлений ожил так, будто в стране внезапно открыли новую отрасль. На «Авито» снова выставили модули «под ключ», в чатах считают окупаемость за пару сезонов, а «мини-НПЗ» звучит как короткий путь к своему бензину. На месте инвестора я бы начал не с прайса. Я бы спросил, какой товар вам на самом деле продают – и кто заплатит разницу между этим товаром и ценником на колонке.
Главная ошибка рынка сейчас даже не в цене входа, а в подмене. Вам показывают установку, и в голове уже рисуется АИ-92.
Простая перегонка только режет нефть или конденсат по температурам. На выходе – нафта с октаном обычно 40–60, слабый дизель и мазут. Это сырье для следующей стадии, а не топливо «Евро-5». Такой модуль на площадках отдают от нескольких миллионов до 40–50 млн, в Пензенской области лот на 100 тыс. тонн в год выставляли за 475 млн. Железо при этом – меньшая часть счета. Площадка, емкости, энергия, очистные, лаборатория и запас нефти на месяц для той же сотни тысяч тонн при цене около 37 тыс. руб./т легко съедают еще сотни миллионов.
Смешение по 218-ФЗ выглядит умнее: нафта плюс высокооктановые компоненты, паспорт, вычет акциза. Раньше налог платили дважды. Это быстрый выход на рынок, но не переработка. Пока дефицит держит спред – схема живая. Если же спред умер – у вас остается только дорогой терминал.
Товарный мини-завод начинается там, где появляются гидроочистка, риформинг, водород и лаборатория. Здесь уже другие порядки: 10–18 млрд на 100 тыс. тонн сырья, 25–45 млрд на 300 тыс., удаленная площадка дотягивает до 50–60 млрд. Мнения экспертов по поводу сроков разделились. Александр Фролов из «ИнфоТЭК» закладывает три–шесть лет и говорит, что серийного оборудования в стране нет. Алексей Поляков из «ТопТеха» дает более жесткую вилку: модуль около 1 млн тонн – минимум два года и 4 млрд, глубокая схема – пять лет и десятки миллиардов. Юрий Станкевич из думского комитета по энергетике посередине: при готовом участке полтора–два года, в жизни чаще три–четыре.
Мой же вывод здесь короткий. Масштаб режется, химия – нет. Разрешение на К2–К4 до июля 2027 года ослабляет экологию, но не делает из нафты девяносто второй как ни крути.
Чужая модель
В каждом споре кто-нибудь достает Китай. Их teapot refiners, они же «самовары», держат около четверти переработки, и из этого сразу делают лозунг: раз у них вышло, выйдет и у нас. Однако, я бы не спешил с выводами.
Шаньдунские площадки живут не потому что они маленькие. Они живут потому что им годами отдавали дешевую бочку и квоту – иранскую, российскую, венесуэльскую. Маржа тонкая. Налог на сырье подкрутили или дисконт схлопнулся – и установки встают. В 2025-м после налоговых правок часть заводов ушла в простой с убытком 300–600 юаней на тонну. Весной 2026-го загрузка снова падала к 50%. Без дешевого сырья китайский «самовар» – просто дорогая емкость.
У нас совершенно другая анатомия. Около тридцати крупных НПЗ делают примерно 80% первичной переработки. Независимый сектор тянет порядка 14% всего передела, но моторного топлива с мини-НПЗ – только 5%. Зато дорожный сегмент они уже заняли по делу: около половины гудрона, четверть битума и почти 90% полимерно-битумных вяжущих. Восемь из десяти площадок – 100–150 тыс. тонн в год. К трубе «Транснефти» их не посадят. Сырье независимые берут на 10–20% дороже экспортной цены, а продавать бензин должны во внутренний рынок с потолком роста. Логистика за три года подорожала примерно вдвое. Мелкие площадки при экспортных запретах обычно попадают в категорию «непроизводителей» – мощность меньше 1 млн тонн топлива в год – и вылетают из экспорта первыми. В 2026-м вывоз бензина и так закрывали для всех.
Поэтому Китай здесь выступает не как рецепт, а как зеркало. Там сначала дали дешевую нефть, а у нас независимому предлагают купить сырье по рынку, отдать бензин ниже рынка и еще потянуть стройку два–три года при нынешней ставке. Товарный мини-НПЗ без бюджета бизнесу неинтересен. Сегмент слишком мал, чтобы закрыть провал крупной переработки.
Разговоры про малую переработку идут волнами лет пятнадцать. Но после поручения президента рынок объявлений ожил так, будто в стране внезапно открыли новую отрасль. На «Авито» снова выставили модули «под ключ», в чатах считают окупаемость за пару сезонов, а «мини-НПЗ» звучит как короткий путь к своему бензину. На месте инвестора я бы начал не с прайса. Я бы спросил, какой товар вам на самом деле продают – и кто заплатит разницу между этим товаром и ценником на колонке.
Главная ошибка рынка сейчас даже не в цене входа, а в подмене. Вам показывают установку, и в голове уже рисуется АИ-92.
Простая перегонка только режет нефть или конденсат по температурам. На выходе – нафта с октаном обычно 40–60, слабый дизель и мазут. Это сырье для следующей стадии, а не топливо «Евро-5». Такой модуль на площадках отдают от нескольких миллионов до 40–50 млн, в Пензенской области лот на 100 тыс. тонн в год выставляли за 475 млн. Железо при этом – меньшая часть счета. Площадка, емкости, энергия, очистные, лаборатория и запас нефти на месяц для той же сотни тысяч тонн при цене около 37 тыс. руб./т легко съедают еще сотни миллионов.
Смешение по 218-ФЗ выглядит умнее: нафта плюс высокооктановые компоненты, паспорт, вычет акциза. Раньше налог платили дважды. Это быстрый выход на рынок, но не переработка. Пока дефицит держит спред – схема живая. Если же спред умер – у вас остается только дорогой терминал.
Товарный мини-завод начинается там, где появляются гидроочистка, риформинг, водород и лаборатория. Здесь уже другие порядки: 10–18 млрд на 100 тыс. тонн сырья, 25–45 млрд на 300 тыс., удаленная площадка дотягивает до 50–60 млрд. Мнения экспертов по поводу сроков разделились. Александр Фролов из «ИнфоТЭК» закладывает три–шесть лет и говорит, что серийного оборудования в стране нет. Алексей Поляков из «ТопТеха» дает более жесткую вилку: модуль около 1 млн тонн – минимум два года и 4 млрд, глубокая схема – пять лет и десятки миллиардов. Юрий Станкевич из думского комитета по энергетике посередине: при готовом участке полтора–два года, в жизни чаще три–четыре.
Мой же вывод здесь короткий. Масштаб режется, химия – нет. Разрешение на К2–К4 до июля 2027 года ослабляет экологию, но не делает из нафты девяносто второй как ни крути.
Чужая модель
В каждом споре кто-нибудь достает Китай. Их teapot refiners, они же «самовары», держат около четверти переработки, и из этого сразу делают лозунг: раз у них вышло, выйдет и у нас. Однако, я бы не спешил с выводами.
Шаньдунские площадки живут не потому что они маленькие. Они живут потому что им годами отдавали дешевую бочку и квоту – иранскую, российскую, венесуэльскую. Маржа тонкая. Налог на сырье подкрутили или дисконт схлопнулся – и установки встают. В 2025-м после налоговых правок часть заводов ушла в простой с убытком 300–600 юаней на тонну. Весной 2026-го загрузка снова падала к 50%. Без дешевого сырья китайский «самовар» – просто дорогая емкость.
У нас совершенно другая анатомия. Около тридцати крупных НПЗ делают примерно 80% первичной переработки. Независимый сектор тянет порядка 14% всего передела, но моторного топлива с мини-НПЗ – только 5%. Зато дорожный сегмент они уже заняли по делу: около половины гудрона, четверть битума и почти 90% полимерно-битумных вяжущих. Восемь из десяти площадок – 100–150 тыс. тонн в год. К трубе «Транснефти» их не посадят. Сырье независимые берут на 10–20% дороже экспортной цены, а продавать бензин должны во внутренний рынок с потолком роста. Логистика за три года подорожала примерно вдвое. Мелкие площадки при экспортных запретах обычно попадают в категорию «непроизводителей» – мощность меньше 1 млн тонн топлива в год – и вылетают из экспорта первыми. В 2026-м вывоз бензина и так закрывали для всех.
Поэтому Китай здесь выступает не как рецепт, а как зеркало. Там сначала дали дешевую нефть, а у нас независимому предлагают купить сырье по рынку, отдать бензин ниже рынка и еще потянуть стройку два–три года при нынешней ставке. Товарный мини-НПЗ без бюджета бизнесу неинтересен. Сегмент слишком мал, чтобы закрыть провал крупной переработки.
❤5👍3🔥1
Сто рублей
Литр с малого завода стоит 100–110, на колонке 72–73, остальное доплачивает бюджет. И в этом есть правда... но не совсем та, которую обычно имеют в виду.
Сначала поговорим про единицы. Средняя розница АИ-92 на 3 августа – 72,77 руб./л. Биржа 10 августа – 71 386 руб./т с НДС, это около 53 руб./л на опте. Акциз 5 класса – 17 959 руб./т, почти 13,5 руб./л. НДС с января 22%. Налоги в рознице и так забирают около двух третей литра. Их платит любой завод, большой и маленький. Экономия на масштабе эти две трети не отменяет.
Демпфер – отдельная история. Индикатив АИ-92 на 2026 год – 62 300 руб./т. Если экспорт выгоднее, бюджет закрывает 68% разницы. За апрель–июнь на это ушло около 600 млрд. Право формально есть у любого со свидетельством переработчика. «Самовар» его не видит, потому что делает нафту. А если биржа пробивает 120% индикатива, выплата по бензину обнуляется. И это месячная формула, которую государство может выключить.
Теперь о самой «сотне». В июне ФАС посчитала импортную альтернативу АИ-92 в 112,6 тыс. руб./т. Это не 113 рублей за литр. При плотности 0,745 это около 84 руб./л – цена ввоза из Индии с фрахтом и военным риском. Импортеру тогда рисовали компенсацию больше 50 тыс. на тонну против примерно 15 тыс. внутреннего демпфера. На пике кризиса полный импортный контур – закупка, море, перевалка, акциз – поднимали уже к 115–120 руб./л. Люди услышали «сто десять» и решили, что так выглядит российский мини-завод. На самом же деле так выглядит чужой бензин без своей скважины и без своей трубы.
Я бы резал иначе. Легальный АИ-92 в центре страны не может стоить 110 рублей как типовая заводская себестоимость – этот литр уже продают за 73. Но независимый малый контур без трансфертной нефти ВИНК и без устойчивого демпфера все равно убыточен. Светлых у него 45–55%, у современного гиганта – до 80–90%. Остальное – мазут почти без маржи. Тонна переработки дороже. Сырье – с рынка и через посредника. Цена сдачи зажата неформальным потолком инфляции.
Отсюда и моя прикидка. Завод на 300 тыс. тонн, загрузка 85%, капиталка 30 млрд. Даже если корзина и обратный акциз оставляют плюс до демпфера, годовая EBITDA без субсидии едва дотягивает до 0,7 млрд, с умеренным демпфером – до 2,7, с сильным – до 4,5. Обслуживание таких 30 млрд под 14–18% на 15 лет просит почти 5–6 млрд в год. Субсидия делает отчет красивым, и капитал она не отбивает. А простая перегонка часто не отбивает даже нефть.
Поэтому полевые «самовары» не исчезают. Они живут не качеством, а дырой в акцизе и серым сбытом. Neftegaz.RU оценивает такой контур примерно в 8 млн тонн сырья в год, и это же статья УК.
Когда это выгодно?
Я не буду говорить «никогда». Я скажу, что это почти никогда не будет выгодно в качестве публичного топливного бизнеса.
Дешевый модуль окупается только если вы заранее честны, что продаете фракцию, а не АИ-92. Полноценный завод окупается только если дешевое сырье уже ваше, рынок далеко и премия после последней мили держится годами, а не один сезон. Смешение имеет смысл как короткий ход на дефиците – и умирает, когда дефицит уходит. Законопроект Гартунга про 10% нефти от ВИНК и согласования за семь дней может убрать часть барьеров. Налог и мазут он не отменит.
Малая переработка нужна дефицитному региону и не должна притворяться заменой крупному НПЗ. С этим я согласен. Уже существующие мини-площадки как раз сильны там, где большой завод не нужен – в битуме, гудроне, локальном дизеле для своих промыслов. Как ответ на сбои большой переработки по всей стране это слабый инструмент.
Итог для меня такой. Китайский «самовар» работает, пока ему несут дешевую бочку. Российский легальный – пока скважина или бюджет закрывают разрыв между реальной экономикой и потолком на АЗС. Если этого разрыва нет в договоре на сырье, сбыт и налог, вы покупаете не производство бензина, а лишний риск.
А как считаете вы: мини-НПЗ стоит оставлять нишей у скважины и в дальнем регионе – или из него все-таки можно сделать массовую переработку, если государство отдаст независимым нормальную нефть?
#Лонгрид
⭐️ Подписаться на канал
Литр с малого завода стоит 100–110, на колонке 72–73, остальное доплачивает бюджет. И в этом есть правда... но не совсем та, которую обычно имеют в виду.
Сначала поговорим про единицы. Средняя розница АИ-92 на 3 августа – 72,77 руб./л. Биржа 10 августа – 71 386 руб./т с НДС, это около 53 руб./л на опте. Акциз 5 класса – 17 959 руб./т, почти 13,5 руб./л. НДС с января 22%. Налоги в рознице и так забирают около двух третей литра. Их платит любой завод, большой и маленький. Экономия на масштабе эти две трети не отменяет.
Демпфер – отдельная история. Индикатив АИ-92 на 2026 год – 62 300 руб./т. Если экспорт выгоднее, бюджет закрывает 68% разницы. За апрель–июнь на это ушло около 600 млрд. Право формально есть у любого со свидетельством переработчика. «Самовар» его не видит, потому что делает нафту. А если биржа пробивает 120% индикатива, выплата по бензину обнуляется. И это месячная формула, которую государство может выключить.
Теперь о самой «сотне». В июне ФАС посчитала импортную альтернативу АИ-92 в 112,6 тыс. руб./т. Это не 113 рублей за литр. При плотности 0,745 это около 84 руб./л – цена ввоза из Индии с фрахтом и военным риском. Импортеру тогда рисовали компенсацию больше 50 тыс. на тонну против примерно 15 тыс. внутреннего демпфера. На пике кризиса полный импортный контур – закупка, море, перевалка, акциз – поднимали уже к 115–120 руб./л. Люди услышали «сто десять» и решили, что так выглядит российский мини-завод. На самом же деле так выглядит чужой бензин без своей скважины и без своей трубы.
Я бы резал иначе. Легальный АИ-92 в центре страны не может стоить 110 рублей как типовая заводская себестоимость – этот литр уже продают за 73. Но независимый малый контур без трансфертной нефти ВИНК и без устойчивого демпфера все равно убыточен. Светлых у него 45–55%, у современного гиганта – до 80–90%. Остальное – мазут почти без маржи. Тонна переработки дороже. Сырье – с рынка и через посредника. Цена сдачи зажата неформальным потолком инфляции.
Отсюда и моя прикидка. Завод на 300 тыс. тонн, загрузка 85%, капиталка 30 млрд. Даже если корзина и обратный акциз оставляют плюс до демпфера, годовая EBITDA без субсидии едва дотягивает до 0,7 млрд, с умеренным демпфером – до 2,7, с сильным – до 4,5. Обслуживание таких 30 млрд под 14–18% на 15 лет просит почти 5–6 млрд в год. Субсидия делает отчет красивым, и капитал она не отбивает. А простая перегонка часто не отбивает даже нефть.
Поэтому полевые «самовары» не исчезают. Они живут не качеством, а дырой в акцизе и серым сбытом. Neftegaz.RU оценивает такой контур примерно в 8 млн тонн сырья в год, и это же статья УК.
Когда это выгодно?
Я не буду говорить «никогда». Я скажу, что это почти никогда не будет выгодно в качестве публичного топливного бизнеса.
Дешевый модуль окупается только если вы заранее честны, что продаете фракцию, а не АИ-92. Полноценный завод окупается только если дешевое сырье уже ваше, рынок далеко и премия после последней мили держится годами, а не один сезон. Смешение имеет смысл как короткий ход на дефиците – и умирает, когда дефицит уходит. Законопроект Гартунга про 10% нефти от ВИНК и согласования за семь дней может убрать часть барьеров. Налог и мазут он не отменит.
Малая переработка нужна дефицитному региону и не должна притворяться заменой крупному НПЗ. С этим я согласен. Уже существующие мини-площадки как раз сильны там, где большой завод не нужен – в битуме, гудроне, локальном дизеле для своих промыслов. Как ответ на сбои большой переработки по всей стране это слабый инструмент.
Итог для меня такой. Китайский «самовар» работает, пока ему несут дешевую бочку. Российский легальный – пока скважина или бюджет закрывают разрыв между реальной экономикой и потолком на АЗС. Если этого разрыва нет в договоре на сырье, сбыт и налог, вы покупаете не производство бензина, а лишний риск.
А как считаете вы: мини-НПЗ стоит оставлять нишей у скважины и в дальнем регионе – или из него все-таки можно сделать массовую переработку, если государство отдаст независимым нормальную нефть?
#Лонгрид
⭐️ Подписаться на канал
❤3👏3👍2🔥1