ДОБЫЧА РОСНЕФТИ 5.8 МБД
РОСНЕФТЬ - ПРОИЗВОДСТВЕННЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ ЗА 12 МЕС. И 4 КВ. 2018 Г.
СРЕДНЕСУТОЧНАЯ ДОБЫЧА УГЛЕВОДОРОДОВ СОСТАВИЛА 5,80 МЛН Б.Н.Э. В 2018 Г. И 5,94 МЛН Б.Н.Э. В 4 КВ. 2018 Г., ПРОДЕМОНСТРИРОВАВ РОСТ ГОД К ГОДУ НА 1,3% И 3,9% СООТВЕТСТВЕННО
СРЕДНЕСУТОЧНАЯ ДОБЫЧА ЖУВ ДОСТИГЛА 4,67 МЛН Б.Н.Э. В 2018 Г. И 4,79 МЛН Б.Н.Э. В 4 КВ. 2018 Г., УВЕЛИЧИВШИСЬ ГОД К ГОДУ НА 2,1% И 5,3% СООТВЕТСТВЕННО
ДОБЫЧА ГАЗА В 4 КВ. 2018 Г. ВЫРОСЛА НА 4,2% КВАРТАЛ К КВАРТАЛУ И СОСТАВИЛА 17,31 МЛРД КУБ. М.
ОБЪЕМ ПЕРЕРАБОТКИ СЫРЬЯ НА НПЗ КОМПАНИИ В РФ ЗА 2018 Г. ВЫРОС НА 2,8% - ДО 103,3 МЛН Т, ЗА 4 КВ. 2018 Г. ВЫРОС НА 5,6 % ГОД К ГОДУ - ДО 26,8 МЛН Т
Разведка и добыча
Добыча углеводородов за 2018 г. составила 285,5 млн т.н.э. (5,80 млн б.н.э. в сутки), превысив уровень 2017 г. на 1,3%. По итогам 4 кв. 2018 г. добыча углеводородов составила 73,7 млн т.н.э. (5,94 млн б.н.э. в сутки), что на 1,8% выше показателя за 3 кв. 2018 г.
За 2018 г. Компания добыла 230,2 млн т жидких углеводородов (4,67 млн барр. в сутки), превысив среднесуточный объем производства 2017 г. на 2,1%. Среди ключевых факторов роста - достижение рекордных объемов производства на крупнейшем активе Компании РН-Юганскнефтегаз, запуск новых крупных месторождений и гибкое маневрирование разработкой действующих месторождений в условиях выполнения Компанией договоренностей по ограничению добычи в рамках Соглашения ОПЕК+.
Среднесуточная добыча жидких углеводородов в 4 кв. 2018 г. составила 4,79 млн барр., что на 1,4% превышает показатель 3 кв. 2018 г. При этом, сразу после снятия вышеуказанных ограничений Роснефти удалось оперативно нарастить добычу благодаря подготовленному потенциалу дополнительной добычи. За счет гибкости в оптимизации режимов эксплуатации высокообводненных и низкодебитных скважин на зрелых месторождениях (РН-Няганьнефтегаз, Варьеганнефтегаз, РН-Пурнефтегаз, Оренбургнефть, Томскнефть) в условиях улучшения рыночной конъюнктуры Компании удалось полностью восстановить объемы добычи до уровня начала реализации Соглашения ОПЕК+ (октябрь 2016 г.) и нарастить добычу на новых проектах.
Прирост среднесуточной добычи нефти и газового конденсата в России за прошлый год относительно уровня 2017 г. составил 182 тыс. барр., более половины которого было обеспечено Роснефтью. При этом среднесуточная добыча Компании в РФ в декабре 2018 г. выросла на 4,7% по отношению к декабрю 2017 г.
За 2018 г. проходка в эксплуатационном бурении сохранилась на уровне 2017 г. и составила более 12 млн м., при этом в 2 раза увеличен объем строительства сложных многоствольных и многозабойных высокопродуктивных скважин. Число вновь введенных скважин увеличилось на 3,5% - до свыше 3,4 тыс. единиц. Доля горизонтальных скважин выросла до 48%, а количество новых горизонтальных скважин с многостадийным гидроразрывом пласта (МГРП) увеличилось на 51%. Доля собственного бурового сервиса в общем объеме проходки поддерживается на уровне не менее 50%.
Годовая добыча крупнейшего нефтегазодобывающего актива Компании, РН-Юганскнефтегаз, впервые в новейшей истории России превысила 70 млн тонн нефти (рост на 5,5% в сравнении с уровнем 2017 г.). В конце 2018 г. Общество установило рекорд суточной добычи за всю историю деятельности с 1964 г. - 197,5 тыс. тонн нефти в сутки (1,46 млн барр. в сутки). Высокие производственные показатели были достигнуты благодаря совершенствованию методов разработки трудноизвлекаемых залежей Среднего Приобья, применению передовых технологий бурения и заканчивания скважин, системной работе по расширению ресурсной базы, вводу новых производственных объектов инфраструктуры и вкладу трудового коллектива предприятия.
РН-Юганскнефтегаз продолжает устанавливать новые ориентиры в отрасли по проходке и вводу новых скважин из эксплуатационного бурения - пробурено более 5 млн м. горных пород, введено в эксплуатацию более 1,6 тыс. новых скважин, из которых 25% составили скважины горизонтальной конструкции. Продолжаются работы по бурению горизонтальных скважин с увеличенной длиной горизонтального участка и количеством стадий многостадийного гидроразрыва, свыше 50 горизонтальных скважин построены по инновационной облегченной двухколонной конструкции. За 13,4 суток построена горизонтальная скважина с уникальной комбинированной эксплуатационной колонной общей длиной более 4,7 тыс. м. с учетом горизонтального участка более 1,5 тыс. м.
В 2018 г. с запуском в эксплуатацию Соровского месторождения начата промышленная разработка Восточно-Салымского лицензионного участка, разрабатываемого РН-Юганскнефтегаз. В рамках проекта реализована синергия в области совместного использования инфраструктуры подготовки нефти на ЦПС «Соровский» с последующей сдачей товарной продукции в систему магистральных нефтепроводов Транснефти.
РН-Уватнефтегаз продолжает успешно удерживать полку добычи на уровне более 10,5 млн тонн (>213 тыс. барр. в сутки) благодаря реализации комплекса мероприятий, ключевым из которых является вовлечение в разработку запасов новых месторождений. В 2018 г. запущено в эксплуатацию новое месторождение – Тальцийское. На сегодняшний день на нем добывается более 2,8 тыс. тонн нефти в сутки (~21 тыс. барр. в сутки).
В соответствии с намеченными планами продолжено развитие пула новых проектов. Суммарная добыча жидких углеводородов за 2018 г. на Сузунском, Восточно-Мессояхском, Юрубчено-Тохомском и Кондинском месторождениях, запущенных после 2016 г., составила более 75 млн барр. В соответствии с утвержденными планами Компания в 4 кв. 2018 г. обеспечила поэтапный ввод в эксплуатацию Тагульского, Русского, Куюмбинского месторождений и второй очереди Среднеботуобинского месторождения.
На Среднеботуобинском месторождении введены в эксплуатацию объекты второй очереди обустройства (нефтепровод, центральный пункт сбора, приемо-сдаточный пункт), обеспечивающие подготовку и сдачу нефти до 5 млн т в год. Продолжается работа по строительству объектов инфраструктуры и обустройства, реализуется программа бурения горизонтальных и многозабойных скважин. За 2018 г. добыча нефти на месторождении составила 2,9 млн т. Ожидаемая полка добычи около 5 млн т будет достигнута к 2021 г.
В результате успешного завершения этапа опытно-промышленной разработки было введено в эксплуатацию Тагульское месторождение. Объем добычи за 2018 г. с применением мобильных установок подготовки нефти составил 1,3 млн т, что соответствует уровню утвержденной технологической схемы разработки месторождения. Продолжаются строительно-монтажные работы на 1-м пусковом комплексе установки подготовки нефти (УПН) проектной мощностью 2,3 млн т в год, а также на других объектах обустройства месторождения (кустовые площадки, нефтепроводы и прочие). Планируется, что полка добычи в объеме более 4,5 млн т будет достигнута после 2022 г.
Русское месторождение введено в эксплуатацию с применением современных технологий добычи высоковязкой нефти. Завершены работы по энергокомплексу и испытанию напорного нефтепровода «ЦПС Русское – ПСП Заполярное», в соответствии с графиком ведутся строительно-монтажные работы и подготовка к технологическому запуску основных объектов обустройства. На конец 2018 г. на месторождении пробурено более 190 скважин с потенциалом добычи нефти более 11 тыс. тонн в сутки. Ожидается, что полка добычи >6,5 млн т будет достигнута после 2022 г.
На Куюмбинском месторождении начал работу 1-й пусковой комплекс посредством технологического запуска основного объекта обустройства – ЦПС. В 2018 г. Компания закончила бурение 33 скважин, завершила строительство 34 км внутрипромысловых трубопроводов и вахтовый жилой комплекс. Продолжаются работы по расширению мощности ЦПС и обустройству месторождения. На полку добычи, более 1,5 млн т (в доле Компании), планируется выйти после 2021 г.
Добыча газа за 2018 г. составила 67,26 млрд куб. м, в 4 кв. 2018 г. - 17,31 млрд куб. м, на 4,2% выше уровня 3 кв. 2018 г. Рост добычи в 4 кв. 2018 г. обусловлен такими факторами, как завершение планово-предупредительных ремонтов на газоперерабатывающих заводах Сибура, что позволило увеличить добычу ПНГ, рост добычи на месторождениях Роспана, и увеличение поставок газа за счет расширения мощностей проекта Зохр на шельфе Египта.
В рамках реализации проекта Роспан продолжается активная фаза строительства ключевых производственных объектов инфраструктуры, проведено гидроиспытание шарового резервуара на складе пропана-бутана технического, завершен монтаж технологического оборудования на установке регенерации метанола второй очереди на установке комплексной подготовки газа и конденсата Восточно – Уренгойского лицензионного участка. На железнодорожном терминале продолжаются работы по монтажу и термообработке шаровых резервуаров, обвязке оборудования на эстакаде налива. Запуск проекта планируется в 2019 г. с последующим ростом добычи газа до уровня более 21 млрд куб. м в год и ЖУВ - более 5 млн т в год.
Компания продолжает реализацию проекта по разработке газовой опции Харампурского месторождения, которое является вторым по объемам добычи после Роспана перспективным газовым проектом. Пробурено 43 из 61 скважины, произведена укладка 32 км из 156 км линейного трубопровода на газопроводе внешнего транспорта. В ближайшей перспективе планируются работы по обустройству газового промысла Сеноманской залежи и строительству установки комплексной подготовки газа. Запуск проекта планируется в 2020 г. с последующим выходом на полку добычи порядка 11 млрд куб. м в год.
Опережающими темпами ведется освоение месторождения Зохр на шельфе Египта, где в декабре 2017 г. была начата добыча газа. Менее чем за год после запуска месторождения был достигнут уровень добычи газа ~57 млн куб. м в сутки (100% проекта). Это стало возможным благодаря оперативному вводу в эксплуатацию в 2018 г. 7 новых добывающих скважин, а также оптимальному использованию мощностей 5 технологических линий установки комплексной подготовки газа (УКПГ) и 2-х транспортных газопроводов от месторождения до УКПГ. По итогам 2018 г. добыча газа составила ~12,2 млрд куб. м (100% проекта, 2,2 млрд куб. м в доле Компании).
В 2018 г. Компания продолжила выполнение работ по обработке и интерпретации значительного объема сейсморазведочных данных по шельфовым проектам, полученных за 2016-2017 гг. Проведены 3 успешные полевые геологические экспедиции в акватории Печорского моря, на о. Сахалин и в причерноморском районе Кавказа. По итогам 2018 г. на суше выполнено сейсмических работ 2Д в объеме порядка 5,5 тыс. пог. км, 3Д - в объеме более 10 тыс. кв. км. Компания провела масштабную работу по сейсморазведке в стратегически важных регионах присутствия – Хатангском кластере, Урало-Поволжском регионе и продолжила реализацию проектов в Якутии. В настоящее время продолжаются работы по обработке и интерпретации полученных данных, по результатам которых будет проводиться поисково-оценочное бурение.
В соответствии с утвержденной Стратегией, Компания стремится к повышению качества и успешности поисково-разведочного бурения. За 2018 г. на суше РФ завершены испытанием 142 поисково-разведочные скважины с успешностью 84%. Открыто 230 новых залежей и 23 новых месторождения с запасами АВ1С1+B2С2 в объеме 250 млн т.н.э. Прирост запасов промышленных категорий АВ1С1 от ГРР составил 454 млн т.н.э.
По результатам аудита запасов углеводородов, проведенного компанией DeGolyer&MacNaughton, доказанные запасы углеводородов Роснефти на 31.12.2018 по классификации SEC увеличились на 4% до 41 млрд б.н.э., коэффициент замещения доказанных запасов углеводородов составил 173%. По классификации PRMS запасы углеводородов на 31.12.2018 по категории 1Р составили 47 млрд б.н.э., 2Р – 84 млрд б.н.э., 3Р – 121 млрд б.н.э.
Переработка, коммерция и логистика
Объём переработки нефти на российских НПЗ Компании в 2018 г. составил 103,3 млн т (рост на 2,8% к уровню 2017 г.). С учетом зарубежных активов на фоне улучшения рыночной конъюнктуры показатель вырос на 2,0% - до 115,0 млн т. Объём переработки нефти на российских НПЗ Компании в 4 кв. 2018 г. составил 26,8 млн т (рост на 0,1% квартал к кварталу и на 5,6% год к году).
Глубина переработки за 2018 г. составила 75,1%, выход светлых - 58,1%.
В соответствии с ранее утвержденной стратегией «Роснефть-2022» в прошедшем году на Сызранском НПЗ были реализованы масштабные программы технического переоснащения Испытательного центра нефти и нефтепродуктов - центральной заводской лаборатории. На Комсомольском НПЗ во второй половине 2018 г. операторная центра управления производства была оснащена передовым цифровым оборудованием, которое позволило наладить контроль за параметрами работы основных технологических установок предприятия: двух установок первичной переработки нефти, гидроочистки дистиллятов, установки производства серы. Внедрение современных информационных решений позволило Компании повысить эффективность технологических процессов, обеспечить стабильность работы оборудования, усилить систему контроля качества продукции, значительно повысить уровень промышленной безопасности, а также эффективность работы инженерного персонала. В мае 2018 г. на ПАО «Уфаоргсинтез» был завершен крупнейший за последние годы инвестиционный проект модернизации установки по производству изопропилбензола (кумола). Новый технологический процесс обеспечивает безопасное экологически чистое производство, снижает расход сырья и энергоресурсов. В России данная технология применена впервые.
В апреле 2018 г. на Уфимской группе НПЗ Компании началось промышленное производство улучшенного высокооктанового бензина Аи-95 класса Евро-6, значительно превосходящего по экологическим и эксплуатационным показателям выпускаемое в РФ в настоящее время топливо класса Евро-5. Вместе с тем в сентябре 2018 г. на Саратовском НПЗ приступили к промышленному производству высокооктановых бензинов класса Евро-6. Топливо получило положительные отзывы потребителей в регионах его реализации – Башкортостане и Краснодарском крае.
На Рязанской НПК в марте 2018 г. была выпущена первая партия высокооктанового бензина Pulsar-100. Топливо позволяет в полной мере раскрыть потенциал и повысить эффективность работы высокофорсированных двигателей, а также обладает повышенными экологическими свойствами. Pulsar-100 является официальным топливом Российской серии кольцевых гонок, а с августа 2018 г. топливо реализуется на большинстве АЗС Роснефти в московском регионе.
Во второй половине 2018 г. на Новокуйбышевском НПЗ был введен в эксплуатацию экологический объект – блок доочистки с мембранным биореактором на сооружениях биохимической очистки сточных вод. Данный блок обеспечивает высокую степень очистки и возврата воды в производственный цикл, что позволяет свести к минимуму потребление водных ресурсов.
В рамках реализации программы импортозамещения в 2018 г. произведена замена закупаемых катализаторов для установок производства водорода на Куйбышевском НПЗ и Рязанской НПК на катализаторы производства Ангарского завода катализаторов и органического синтеза Компании.
В декабре прошлого года на Ангарской НХК были завершены монтажные работы по замене колонны на газофракционирующей установке, производящей компоненты бензиновых фракций и топливных газов, что позволит повысить надежность производства, уровень экологической и промышленной безопасности.
В 2018 г. Роснефть продолжила активно развивать сотрудничество с международными партнерами в части трейдинга нефтью и нефтепродуктами. Были заключены долгосрочные контракты на поставку нефти в Польшу в объеме от 6,4 до 12,6 млн т с компанией Grupa Lotos и в Германию объемом от 4,8 до 10,8 млн т с компанией TOTAL OIL TRADING. Также были подписаны годовые контракты с Shell и Eni на экспорт сырья в Германию объемом 3,9 млн т и c SOCAR Trading на поставку нефти в адрес турецкого НПЗ в объеме до 1 млн т. В ноябре 2018 г. на полях первого Российско-китайского энергетического бизнес-форума Роснефть заключила соглашение с компанией ChemChina на поставку нефти сорта ВСТО в период с февраля 2019 г. по январь 2020 г. в объеме до 2,4 млн т через п. Козьмино.
В рамках развития сотрудничества с Республикой Белоруссия Компания заключила договоры с ОАО «Нафтан», ЗАО «БНК» и ОАО «Мозырьский НПЗ» на поставку нефти общим объемом до 8,7 млн т.
Таким образом, Компания продолжает успешно диверсифицировать каналы поставки нефти при общем наращивании экспорта сырья в восточном направлении: в 2018 г. поставки составили 59,2 млн т (+24,1% г./г.), из которых 16,1 млн т – в 4 кв. (+2,6% кв./кв.).
В процессе расширения сотрудничества с конечными потребителями заключён контракт с японской компанией JXTG Nippon, предусматривающий поставку более 0,7 млн т БГС (бензино-газовая смесь) в 2019 г.
Во 2 кв. 2018 г. на полях XXII Петербургского международного экономического форума Компания заключила долгосрочные контракты на поставку бензинов и дизельного топлива с крупнейшими монгольскими импортерами нефтепродуктов. Общая стоимость контрактов – $2,1 млрд. Подписанные долгосрочные контракты позволят Роснефти сохранить устойчивые позиции на высокомаржинальном рынке нефтепродуктов Монголии и укрепить сотрудничество с монгольскими партнерами.
Компания полностью выполняет взятые на себя обязательства по стабильному обеспечению внутреннего рынка нефтепродуктов, действуя в рамках заключенного с Минэнерго и ФАС России Соглашения «О мерах по стабилизации и развитию внутреннего рынка нефтепродуктов». Так, Роснефть, являясь лидирующим поставщиком нефтепродуктов на внутренний рынок, в 2018 г. увеличила реализацию моторных топлив на внутреннем рынке до 28,1 млн т, что выше уровня 2017 г. на 3,7%. Кроме того, в 2018 г. Компания перевыполнила норматив биржевой реализации по автомобильным бензинам более чем в 2 раза, а по дизельному топливу - более чем в 1,5 раза.
В 2018 г. реализация нефтепродуктов через розничный канал выросла на 16% по сравнению с показателем 2017 г., выручка от продаж сопутствующих товаров выросла на 6% в основном за счет внедрения новой ассортиментной политики на всех АЗС и АЗК Компании, в том числе за счет расширения ассортимента кафе. Выручка от деятельности кафе за 2018 г. выросла на 14% к уровню 2017 г.
В 58 субъектах Российской Федерации продолжается наращивание базы участников двух программ лояльности – «Семейная Команда» и «BP CLUB». По состоянию на конец 2018 г. привлечено 10,3 млн участников.
Компания получила премию «Товар года» за представленное на рынке топливо Pulsar. Награда вручена в номинации «Самая популярная новинка года» в категории «Топливо». Проведена комплексная работа по выводу на рынок во всех регионах присутствия АЗС под брендом BP новой линейки топлива с технологией ACTIVE.
На постоянной основе ведется работа по контролю качества реализуемого топлива на нефтебазах и АЗС Компании посредством стационарных и мобильных лабораторий. С использованием собственных мобильных лабораторий на АЗС и АЗК проведено более 8 тыс. проверок в 47 субъектах РФ. Проверки качества топлива на нефтебазах и АЗС проводятся во всех регионах присутствия розничной сети Компании. Подобный контроль позволяет исключить риски реализации потребителям топлива с отклонениями по качеству.
«Роснефть» располагает эффективной системой контроля точности налива топлива, что обеспечивает одно из лучших розничных предложений на рынке нефтепродуктов РФ.
В части развития альтернативного топливного предложения завершены работы и введены в режиме опытно-промышленной эксплуатации 10 станций в Ульяновске, Воронеже, Саратове и Ставропольском Крае, реализующие компримированный природный газ в качестве моторного топлива. В ближайшее время будет осуществлен запуск еще 2 станций в Саратове и Ульяновске.
Международная деятельность и привлечение партнеров
В декабре 2017 г. Роснефть и ВР объявили о реализации проекта по разработке недр на базе дочернего общества Компании, ООО «Харампурнефтегаз» (доля ВР – 49%). В соответствии с достигнутыми договоренностями во 2 кв. 2018 г. стороны приступили к реализации проекта.
В рамках подписанного в сентябре 2017 г. соглашения между Роснефтью и Equinor в январе 2019 г. была закрыта сделка по отчуждению в пользу Equinor 33,33% доли участия в уставном капитале ООО «СевКомНефтегаз» - обществе, осуществляющем разработку Северо-Комсомольского месторождения на территории Ямало-ненецкого автономного округа.
На полях первого Российско-китайского энергетического бизнес-форума Роснефть и Beijing Gas подписали соглашение по созданию совместного предприятия по строительству и эксплуатации в России сети из 170 автомобильных газонаполнительных компрессорных станций (АГНКС). Кроме того, будет рассмотрена возможность использования СПГ в качестве моторного топлива. Beijing Gas получит в СП долю в 45%. Развитие сети АГНКС в России соответствует Стратегии «Роснефть-2022» и поручению Президента РФ о необходимости активного развития рынка использования природного газа как моторного топлива.
Rosneft Deutschland, дочернее общество Роснефти, в 2018 г. завершило подготовку к старту прямых продаж нефтепродуктов производства заводов PCK, Bayernoil и MiRO в Германии и соседних странах. В общей сложности компания производит около 60 наименований нефтепродуктов, включая бензин, дизель, печное топливо, авиатопливо, СУГ, битум, мазут и продукты нефтехимического производства. В 2018 г. были заключены соответствующие контракты по поставке продукции и аренде топливных терминалов. Компания также активно развивала логистическую составляющую самостоятельных поставок нефтепродуктов железнодорожным и речным транспортом по всей Германии. В 2018 г. Rosneft Deutschland начала маркетинг и продажи битума в Германии и соседних странах и наладила производственно-сбытовую сеть для полимерно-модифицированного битума (ПМБ) «Альфабит», изготовленного по собственной технологии «Роснефти». За 2018 г. продукция была поставлена более чем 130 предприятиям в стране.
Ключевые производственные показатели за 12 мес. и 4 кв. 2018 г.:
| |
4 кв. ‘18 |
3 кв. ‘18 |
4 кв. ‘17 |
изм. кв./кв. |
изм. г./г. |
2018 г. |
2017 г. |
изм. г./г. |
| Добыча углеводородов (тыс. б.н.э./сут.) |
5 938 |
5 826 |
5 713 |
1,9% |
3,9% |
5 795 |
5 718 |
1,3% |
| Добыча ЖУВ (млн т) |
59,51 |
58,68 |
56,51 |
1,4% |
5,3% |
230,19 |
225,45 |
2,1% |
| Добыча газа (млрд куб. м.) |
17,31 |
16,62 |
17,55 |
4,2% |
(1,4)% |
67,26 |
68,41 |
(1,7)% |
| Уровень полезного использования ПНГ |
84,2% |
83,6% |
89,7% |
0,6 п.п. |
(5,5) п.п. |
84,4% |
89,2% |
(4,8) п.п. |
| Эксплуатационное бурение (тыс. м.)* |
2 781 |
3 258 |
3 258 |
(14,6)% |
(14,6)% |
12 006 |
12 083 |
(0,6)% |
| 2Д сейсмика (пог. км.)* |
1 108 |
325 |
15 014 |
>100% |
(92,6)% |
6 195 |
53 320 |
(88,4)% |
| 3Д сейсмика (кв. км.)* |
1 792 |
1 699 |
3 573 |
5,5% |
(49,8)% |
10 078 |
15 798 |
(36,2)% |
| Переработка нефти (млн т) |
29,53 |
29,82 |
28,47 |
(1,0)% |
3,7% |
115,04 |
112,80 |
2,0% |
| На заводах РФ |
26,79 |
26,77 |
25,36 |
0,1% |
5,6% |
103,34 |
100,55 |
2,8% |
| Вне РФ |
2,74 |
3,05 |
3,11 |
(10,2)% |
(11,9)% |
11,70 |
12,25 |
(4,5)% |
| Выпуск нефтепродуктов в РФ (млн т) |
25,80 |
25,82 |
24,36 |
(0,1)% |
5,9% |
99,73 |
96,90 |
2,9% |
| Бензин |
3,83 |
4,01 |
3,87 |
(4,5)% |
(1,0)% |
15,08 |
15,29 |
(1,4)% |
| Нафта |
1,68 |
1,64 |
1,64 |
2,4% |
2,4% |
6,40 |
6,22 |
2,9% |
| Дизельное топливо** |
8,86 |
8,81 |
8,30 |
0,6% |
6,7% |
34,07 |
33,01 |
3,2% |
| Мазут |
6,30 |
6,17 |
5,76 |
2,1% |
9,4% |
23,99 |
23,04 |
4,1% |
| Керосин |
0,80 |
1,07 |
0,83 |
(25,2)% |
(3,6)% |
3,56 |
3,31 |
7,6% |
| Нефтехимическая продукция |
0,42 |
0,31 |
0,38 |
35,5% |
10,5% |
1,57 |
1,52 |
3,3% |
| Прочие |
3,91 |
3,81 |
3,58 |
2,6% |
9,2% |
15,06 |
14,51 |
3,8% |
| Выпуск нефтепродуктов вне РФ (млн т) |
2,84 |
3,10 |
3,08 |
(8,4)% |
(7,8)% |
11,93 |
12,18 |
(2,1)% |
* По управленческим данным
** С учетом судового топлива
-----
Раньше:
2019, February, 6, 10:50:00
РОСНЕФТЬ - Доказанные запасы углеводородов ПАО «НК «Роснефть» на 31.12.2018 по классификации SEC составили 41 431 млн барр. н.э. (5 597 млн т н.э.)*. Запасы углеводородов по сравнению с запасами на конец 2017 г. увеличились на 1 524 млн барр. н.э. (202 млн т н.э.) или на 4%.
|
| |
2018, November, 7, 11:15:00
РОСНЕФТЬ - РОСТ EBITDA: 643 МЛРД РУБ. ЗА III КВ. И 1 593 МЛРД РУБ. ЗА 9 МЕС. 2018 Г. - РОСТ НА 13,8% КВАРТАЛ К КВАРТАЛУ И В 1,6 РАЗА ГОД К ГОДУ С УВЕЛИЧЕНИЕМ УРОВНЕЙ МАРЖИ ПО ПОКАЗАТЕЛЮ РОСТ ЧИСТОЙ ПРИБЫЛИ ЗА 9 МЕС. 2018 г. в 3,4 РАЗА ДО 451 МЛРД РУБ.
|
| |
2018, November, 7, 11:10:00
РОСНЕФТЬ - СРЕДНЕСУТОЧНАЯ ДОБЫЧА УГЛЕВОДОРОДОВ В 3 КВ. 2018 Г. СОСТАВИЛА 5,83 МЛН Б.Н.Э., ЧТО НА 2,1% ВЫШЕ УРОВНЯ 2 КВ. 2018 Г.
|
| |
2018, September, 14, 12:20:00
РОСНЕФТЬ - ПАО «НК «Роснефть» и Китайская Национальная Нефтегазовая Корпорация (CNPC) в рамках IV Восточного экономического форума в г. Владивосток подписали Соглашение о сотрудничестве в области разведки и добычи в Российской Федерации.
|
| |
2018, September, 14, 12:15:00
РОСНЕФТЬ - По условиям Соглашения стороны планируют построить в России более 160 АГНКС, обсуждается также возможность использования СПГ в качестве газомоторного топлива.
|
| |
2018, September, 7, 12:21:00
РОСНЕФТЬ - в соответствии с принятым решением Совета директоров об одобрении программы приобретения акций ПАО «НК «Роснефть» на открытом рынке (далее – «Программа») Компания назначила банк UBS в качестве независимого агента, который в рамках Программы будет осуществлять операции на открытом рынке от лица ПАО «НК «Роснефть».
|
| |
2018, August, 8, 11:45:00
РОСНЕФТЬ - Чистая прибыль, относящаяся к акционерам Компании, во II кв. 2018 г. увеличилась в 2,8 раза к I кв. 2018 г., до 228 млрд руб. (3,6 млрд долл. США), за счет роста операционной прибыли, влияния курсовых разниц, а также признанного единовременного дохода от приобретения доли в СП по разработке месторождений с иностранным партнером и справедливой оценки ранее имевшейся доли в СП.
|
ROSNEFT'S PRODUCTION 5.8 MBD
ROSNEFT - OPERATING RESULTS FOR 12M AND Q4 2018
AVERAGE DAILY HYDROCARBON PRODUCTION AMOUNTED TO 5.80 MLN BOE IN 2018 AND 5.94 MLN BOE IN Q4 2018, DEMONSTRATING A 1.3% AND 3.9% YOY GROWTH RESPECTIVELY
AVERAGE DAILY LIQUIDS PRODUCTION REACHED 4.67 MLN BOE IN 2018 AND 4.79 MLN BOE IN Q4 2018 INCREASING BY 2.1% AND 5.3% YOY RESPECTIVELY
Q4 2018 GAS PRODUCTION WAS UP BY 4.2% QOQ TO 17.31 BCM
REFINING THROUGHPUT IN RUSSIA GREW BY 2.8% TO 103.3 MMT IN 2018 AND BY 5.6% TO 26.8 MMT YOY IN Q4 2018
Upstream
Hydrocarbon production amounted to 285.5 mln toe (5.80 mmboed) in 2018, exceeded 2017 levels by 1.3%. Q4 2018 hydrocarbon production amounted to 73.7 mln toe (5.94 mmboed), which exceeded the Q3 2018 result by 1.8%.
The Company produced 230.2 mmt of liquid hydrocarbons (4.67 mmbpd) in 2018 increasing its average daily production by 2.1%. The key drivers of production growth included record performance at the Company’s largest asset, RN-Yuganskneftegaz, launch of greenfields and contingent development of brownfields within the scope of the OPEC+ Agreement restrictions.
Average daily production of liquid hydrocarbons in Q4 2018 amounted to 4.79 mmboed, which outperformed the Q3 2018 results by 1.4%. Moreover, Rosneft managed to promptly increase production in Q4 2018 after the abovementioned restrictions easing on the back of prearranged potential of additional output. The Company was able to fully recover production volume to levels prior to the OPEC+ Agreement (October 2016) by optimizing high watercut and marginal wells on brownfields (RN-Nyaganneftegaz, Varyoganneftegaz, RN-Purneftegaz, Orenburgneft, Tomskneft) in the improving market environment and raising production from greenfield projects.
Growth in average daily production of oil and gas condensate in Russia in the past year amounted to 182 th. bbl, over half of which was contributed by Rosneft. Furthermore, the Company’s average daily production in Russia in December 2018 increased by 4.7% YoY.
In 2018 development drilling footage was maintained at 2017 level and amounted to over 12 mln meters, while the complex multilateral and high productivity multi-hole wells construction volume increased 2 times. The number of new wells commissioned grew by 3.5% - up to over 3.4 th. units. Horizontal wells share reached 48% and the number of new horizontal wells with multistage fracturing increased by 51%. The share of in-house drilling footage level is maintained at more than 50%.
Annual production at the Company’s largest asset, RN-Yuganskneftegaz, exceeded 70 mmt for the first in the recent history (5.5% growth vs. 2017 level). In the end of 2018 the subsidiary established an all-time record (since the subsidiary’s creation in 1964) of daily crude output of 197.5 ktpd (1.46 mmbpd). Such strong performance was achieved on the back of enhancing the hard-to-recover reserves development methods at the Middle Ob area, implementation of advanced drilling and wells completion technologies, systematic resource base growth, commissioning of infrastructure facilities and employees’ contributions.
RN-Yuganskneftegaz continuously sets new industry benchmarks in drilling footage and new wells commissioning from exploratory drilling – over 5 mln meters of hard formations were drilled, over 1.6 th. new wells were commissioned, 25% of which were horizontal wells. Drilling of horizontal wells with increased horizontal section length and number of multistage hydrofracs was continued, over 50 wells were constructed with innovative light double casing string technology. A horizontal well with a unique combined production casing string with total length of 4.7 th. meters including 1.5 th. horizontal section length was constructed in 13.4 days.
In 2018 the commercial development of East Salym license area was initiated by launching Sorovsk field, which is developed by RN-Yuganskneftegaz. During the development of the field synergies were achieved through joint use of processing facilities at Sorovsky CPF with consecutive crude delivery to the Transneft oil pipeline system.
RN-Uvatneftegaz continues to successfully sustain the production plateau at more than 10.5 mmt (over 213 kbpd) on the back of implementing a range of initiatives, which includes production at new fields. In 2018 Taltsiyskoye field was launched. The field produces about 2.8 ktpd (~21 kbpd).
Development of new projects is carried out as planned. Total liquids production in 2018 at Suzun, East-Messoyakha, Yurubcheno-Tokhomskoye and Kondinskoye fields, launched after 2016 amounted to 75 mmbbl. In accordance with the approved plans, the Company ensured gradual commissioning of Tagulskoye, Russkoye, Kuyumbinskoye and Srednebotuobinskoye (2nd stage) fields.
Second stage facilities were launched at the Srednebotuobinskoye field (oil pipeline, central gathering facility, crude oil delivery and acceptance point), which facilitate treatment and delivery of up to 5 mmtpa of crude. The infrastructure and field facilities construction is ongoing. Horizontal and multilateral wells drilling program is being implemented. In 2018 field oil production amounted to 2.9 mmt. Expected production plateau of ~5 mmtpa will be reached in 2021.
As a result of successful pilot production stage Tagulskoye field was put into operation. In 2018 the production volume with mobile oil treatment facilities use amounted to 1.3 mmt, which corresponds to the field’s initial development plan. Construction and installation works are continued on the 1st start-up complex of crude processing unit with 2.3 mmtpa project capacity as well other facilities on the field (wellpads, oil pipelines and others). Production plateau of over 4.5 mmtpa is expected to be achieved after 2022.
Russkoye field is commissioned with the use of modern technologies high-viscosity oil production. Power supply equipment works and pressure pipeline Russkoye CPF - Zapolyarnoe CODAP testing are both completed, construction and installation works and preparation for the technological launch of key infrastructure units is in progress, as planned. As of 2018 year end over 190 wells were drilled on the field with over 11 ktpd production potential. Production plateau of over 6.5 mmtpa is expected to be reached after 2022.
1st start-up complex of Kuyumbinskoye field is commissioned via technological launch of the key facility – CPF. In 2018 33 wells were completed, 34 km of in-field pipelines and rotational camps were constructed. The works to expand the capacity of CPF and set up field infrastructure facilities are in progress. Production plateau of over 1.5 mmtpa (in the Company’s share) is planned to be reached after 2021.
Gas production in 2018 amounted to 67.26 bcm. Gas production in Q4 2018 amounted to 17.31 bcm increased by 4.2% QoQ. Production growth was associated with the finalization of scheduled preventative repairs on Sibur gas processing plants, which allowed for increased production of APG; with Rospan production growth and deliveries from Egyptian offshore Zohr project capacity increase.
Key stage of infrastructure facilities set up is in progress at Rospan, hydro-testing of the spherical storage tank was conducted on the propane-butane warehouse. Installation of technological equipment on the 2nd stage methanol recovery unit on Eatern-Urengoy license area gas and condensate processing plant is completed. Spherical storage tanks installation and thermal treatment works on the rail terminal and discharge rack hook up are in progress. The project is planned to be launched in 2019 with consecutive growth of gas production to >21 bcm and liquids production to >5 mmtpa.
The Company continues to develop the Kharampur fields’s gas option, which is the second most promising gas project after Rospan with respect to production volume. 43 of 61 wells were drilled, 32 of 156 km of linear pipeline was laid on the external transport pipeline. Development of gas infrastructure of Cenomanian deposit and construction of gas and condensate processing plant is planned in the near future. The project is planned to be launched in 2020 with consecutive production plateau at ~11 bcmpa.
Egyptian offshore Zohr project development is progressing ahead of schedule, where production of gas started in 2017. Within under a year after the production start at the field the production reached ~57 mmcmpd (100% of the project). This was made possible due to the prompt commissioning of 7 new development wells in 2018 along with optimal capacity use at 5 technological units of gas processing facility (GPF) and 2 gas transport pipelines from the field to the GPF. In 2018, gas production amounted to 12.2 bcm (100% of the project, 2.2 bcm in the Company’s share).
In 2018 the Company continued to process and interpret significant share of seismic data from offshore projects received in 2016-2017. Three successful infield geological expeditions were conducted in the Pechora Sea aquatic area, on Sakhalin Island and the Black Sea area of Caucasus.
About 5.5 th. linear km of 2D and over 10 th. sq. km of 3D onshore seismic works were conducted in 2018. The Company carried out the large-scale seismic operations in the strategic regions of presence – the Khatanga cluster, Urals-Volga region and continued implementation of the projects in Yakutia. Currently the processing and interpretation of the obtained data are in progress, following which exploration and appraisal drilling will be performed.
In accordance with the approved Strategy, the Company aimed at drilling quality and exploration and appraisal drilling success rate improvement. In 2018 the testing of 142 exploration and appraisal wells was completed with an 84% success rate. 230 new deposits and 23 new fields were discovered with АВ1С1+B2С2 reserves amounting to 250 mmtoe. АВ1С1 reserves addition from exploration amounted to 454 mmtoe.
According to the hydrocarbon reserves audit conducted by DeGolyer&MacNaughton, Rosneft’s SEC proved hydrocarbon reserves as of 31.12.2018 grew by 4% up to 41 bn boe, proved reserves replacement ratio amounted 173%. According to the PRMS classification as of 31.12.2018, 1Р hydrocarbon reserves stood at 47 bn boe, 2Р – 84 bn boe, 3Р – 121 bn boe.
Downstream
2018 oil refining throughput at the Company's refineries in the Russian Federation amounted to 103.3 mmt (2.8% growth vs. 2017 level). Including the foreign assets on the back of improving market environment refining throughput increased by 2.0% as – up to 115.0 mmt. Q4 refining throughput at the Company’s refineries in Russia amounted to 26.8 mmt (growth of 0.1% QoQ and 5.6% YoY).
Refining depth in 2018 amounted to 75.1%, light products yield - 58.1%.
In 2018, in accordance with the earlier approved Rosneft-2022 strategy, large-scale programs of technical refurbishment of Oil and Petroleum Products Test Center at Syzran refinery were implemented. The Komsomolsk Refinery control room was equipped with advanced digital equipment in H2 2018, which made it possible to improve the control over the performance of key technological facilities: two crude units, distillate hydrotreating unit and sulfur recovery unit. The implementation of modern IT solutions allowed the Company to increase the efficiency of technological process, ensure the stability of the equipment, enhance the product quality control, improve the industrial safety level along with engineering staff efficiency. In May 2018 at JSC Ufaorgsintez a major isopropylbenzol (cumol) production unit modernization investment project was completed. The new technological process provides safe and environmentally clean production, reduces feedstock and energy usage. It is the first time such technology is applied in Russia.
In April 2018 the Ufa group of the Company's refineries started commercial production of improved high-octane gasoline AI-95 of Euro-6 class, which is significantly superior to currently produced in the Russian Federation Euro-5 fuel with respect to environmental and performance indicators. Moreover, Saratov refinery started the industrial production of Euro-6 high-octane petroleum in September 2018. The fuel received positive reviews from customers in the regions of its distribution – Bashkortostan and Krasnodar Krai.
In March 2018 The first batch of high octane fuel of Pulsar-100 was released at Ryazan refinery. The fuel provides allows for unleashing the potential and improving the effectiveness of high demand engines and offers improved environmental qualities. Pulsar-100 is the official Russian Circuit Racing Series fuel and is distributed among the majority of filling stations in Moscow.
In H2 2018 the Company commissioned an environmental facility at the Novokuibyshevsk Refinery – a post-treatment unit with membrane bioreactor at the wastewater treatment facilities. This unit ensures a high level of treatment and return of water to the production cycle, thus minimizing water resources consumption.
As part of the import substitution program, the catalysts purchased for the hydrogen unit of Kuibyshevsk and Ryazan refineries were substituted with catalysts produced by the Angarsk Plant of Catalysts and Organic Synthesis.
In December 2018 installation works for column replacement on gas fractionation unit were completed at Angarsk Refinery. The unit produces components of petroleum fractions and fuel gases, which allow for improvement of production process reliability along with increasing the environmental and industrial safety.
In 2018 Rosneft continued to actively develop the cooperation with international partners with respect to oil and petroleum products trading. Long term supply contracts were signed to deliver oil to Poland in the amount from 6.4 to 12.6 mmt with Grupa Lotos and to Germany in the amount from 4.8 to 10.8 mmt with TOTAL OIL TRADING. Furthermore, year-long contracts were signed with Shell and Eni to supply feedstock to Germany in the amount of 3.9 mmt and with SOCAR Trading for the delivery of oil to Turkish refinery in the amount of 1 mmt. In November 2018 Rosneft signed an agreement with ChemChina to supply ESPO blend from February 2019 to January 2020 in the amount of 2.4 mmt via Kozmino port.
As part of developing the cooperation with Republic of Belarus the Company signed agreements with OJSC “Naftan”, OJSC “Belarusian Oil Company” and OJSC “Mozyrsky Oil Refinery” to supply oil in the amount of 8.7 mmt.
Thereby the Company continues to successfully diversify oil distribution channels along with increasing its export in the Eastern direction: in 2018 supplies reached 59.2 mmt (24.1% growth), where 16.1 mmt were supplied in Q4 (2.6% growth QoQ).
As part of expanding the cooperation with end-users a contract was signed with Japanese JXTG Nippon, which involves over 0.7 mmt natural stable gas supplies in 2019.
The Company signed a long term contracts for petroleum and diesel supplies with the largest Mongolian petroleum products importers on the XXII St. Petersburg International Economic Forum in Q2 2018. Contracts are valued at $2.1 bn. These contracts will enable Rosneft to sustain its steady positions in the high-margin Mongolian petroleum product markets and strengthen its cooperation with Mongolian partners.
The Company complies fully with its obligations to provide the internal petroleum products market with sustained supplies by acting within the framework of the Agreement “On the measures to stabilize and develop the internal petroleum products market” established with the Ministry of Energy and FAS of Russia. Thereby, Rosneft, being the leading supplier of petroleum products to the internal market, increased motor fuels sales on the internal market up to 28.1 mmt, 3.7% higher than 2017 level. In addition, the Company exceeded the guidelines for gasoline sales via exchange more than 2 times, diesel sales – by over 1.5 times.
In 2018 petroleum product sales via retail channel grew by 16% with respect to 2017 level, revenue from non-fuel sales increased by 6%, mostly on the back of the introduction of the new product mix policy on all filling stations including cafés’ product-line expansion. Gross revenue from café business in 2018 increased by 14% vs 2017 level.
In 58 regions of the Russian Federation the work continued towards increasing the number of participants in "Family team" and "BP Club" loyalty programs. As of 2018 year end 10.3 mln participants were involved.
The Company received “Product of the year” prize for introducing the Pulsar fuel. The reward was received in “The most popular novelty product” nomination in the “Fuel” category. A comprehensive work was conducted to introduce the new fuels line-up with ACTIVE technology under BP branding in all regions of their filling stations presence.
The fuel quality control is being conducted constantly at tank farms and filling stations using stationary and mobile laboratories. More than 8 th. inspections were conducted at filling stations in 47 regions of the Russian Federation with the use of own mobile laboratories. Fuel quality tests at tank farms and filling stations were carried out in all regions of the Company's presence. Such control allows for elimination of risks of selling fuel with quality deviations.
Rosneft has efficient control system of fuel sales accuracy, that provides one of the best offers on Russian petroleum retail market.
In pursuance of the alternative fuel supply development, the works had been completed and 10 stations in Ulyanovsk, Voronezh, Saratov and Stavropol Krai had been put into pilot operations, where compressed natural gas (CNG) is sold as a motor fuel. Two more filling stations will be launched in Saratov and Ulyanovsk in the near future.
International operations and attraction of partners
In December 2017 Rosneft and BP announced a project in exploration of the subsoil resources at the Company’s subsidiary, Kharampurneftegaz (BP’s share – 49%). In accordance with the agreements achieved in Q2 2018, the parties started the project implementation.
As part of the Agreement signed in September 2017 between Rosneft and Equinor, the deal to sell a 33.33% stake in Sevkomneftegaz (a subsidiary conducting the development of Severo-Komsomolskoye field in Yamal-Nenets Autonomous District) to Equinor was closed in January 2019.
Rosneft and Beijing Gas in the framework of the I Russian-Chinese Energy Business Forum signed an Agreement to set-up a joint venture for the construction and operation of the chain of 170 automobile CNG filling stations in Russia. In addition, the option of using LNG as motor fuel will be considered. Beijing Gas will receive a 45% stake in the JV. The development of CNG filling station network corresponds to the Rosneft-2022 strategy and the President of the Russian Federation message on the necessity of the active development of natural gas motor fuel market.
Rosneft Deutschland, a Rosneft subsidiary, in 2018 completed the preparations to start the direct sales of petroleum products from PCK, Bayernoil and MiRO refineries in Germany and neighboring countries. The Company produces around 60 petroleum product items in total, including gasoline, diesel, heating oil, LPG, bitumen, fuel oil and petrochemical products. In 2018 corresponding product delivery contracts and fuel terminals lease contracts were signed. The Company actively developed the logistical aspect of autonomous deliveries via railroads and river transport across Germany. In 2018 Rosneft Deutschland started marketing and selling bitumen in Germany and neighboring countries along with setting up the production and distribution network of polymer modified bitumen “Alphabit”, which is produced with the Company’s own mixture. In 2018 the subsidiary supplied products to more than 130 enterprises within the country.
Key operational indicators in 12M and Q4 2018:
| |
Q4 ‘18 |
Q3 ‘18 |
Q4
‘17 |
Q-o-Q |
Y-o-Y |
2018 |
2017 |
Y-o-Y |
| Hydrocarbon production(kboepd) |
5,938 |
5,826 |
5,713 |
1.9% |
3.9% |
5,795 |
5,718 |
1.3% |
| Liquids production (mmt) |
59.51 |
58.68 |
56.51 |
1.4% |
5.3% |
230.19 |
225.45 |
2.1% |
| Gas production (bcm) |
17.31 |
16.62 |
17.55 |
4.2% |
(1.4)% |
67.26 |
68.41 |
(1.7)% |
| APG utilization rate |
84.2% |
83.6% |
89.7% |
0.6 p.p. |
(5.5) p.p. |
84.4% |
89.2% |
(4.8) p.p. |
| Development drilling (km)* |
2,781 |
3,258 |
3,258 |
(14.6)% |
(14.6)% |
12,006 |
12,083 |
(0.6)% |
| 2D seismic (km)* |
1,108 |
325 |
15,014 |
>100% |
(92.6)% |
6,195 |
53,320 |
(88.4)% |
| 3D seismic (sq.km)* |
1,792 |
1,699 |
3,573 |
5.5% |
(49.8)% |
10,078 |
15,798 |
(36.2)% |
| Oil Refining (mmt) |
29.53 |
29.82 |
28.47 |
(1.0)% |
3.7% |
115.04 |
112.80 |
2.0% |
| At Russian refineries |
26.79 |
26.77 |
25.36 |
0.1% |
5.6% |
103.34 |
100.55 |
2.8% |
| Outside Russia |
2.74 |
3.05 |
3.11 |
(10.2)% |
(11.9)% |
11.70 |
12.25 |
(4.5)% |
| Product output in Russia (mmt) |
25.80 |
25.82 |
24.36 |
(0.1)% |
5.9% |
99.73 |
96.90 |
2.9% |
| Gasoline |
3.83 |
4.01 |
3.87 |
(4.5)% |
(1.0)% |
15.08 |
15.29 |
(1.4)% |
| Naphtha |
1.68 |
1.64 |
1.64 |
2.4% |
2.4% |
6.40 |
6.22 |
2.9% |
| Diesel fuel** |
8.86 |
8.81 |
8.30 |
0.6% |
6.7% |
34.07 |
33.01 |
3.2% |
| Fuel oil |
6.30 |
6.17 |
5.76 |
2.1% |
9.4% |
23.99 |
23.04 |
4.1% |
| Kerosene |
0.80 |
1.07 |
0.83 |
(25.2)% |
(3.6)% |
3.56 |
3.31 |
7.6% |
| Petrochemicals |
0.42 |
0.31 |
0.38 |
35.5% |
10.5% |
1.57 |
1.52 |
3.3% |
| Other |
3.91 |
3.81 |
3.58 |
2.6% |
9.2% |
15.06 |
14.51 |
3.8% |
| Product output outside Russia (mmt) |
2.84 |
3.10 |
3.08 |
(8.4)% |
(7.8)% |
11.93 |
12.18 |
(2.1)% |
* According to management data
** Including marine fuel
-----
Earlier:
2019, February, 6, 10:50:00
ROSNEFT - As of 31.12.2018, Rosneft SEC proven hydrocarbon reserves were 41,431 mmboe (5,597 mmtoe)*. The hydrocarbon reserves increased by 1,524 mmboe (202 mln toe) versus reserves as of 2017 end or by 4%.
|
| |
2018, November, 7, 11:15:00
ROSNEFT - 3Q 2018 EBITDA growth by 13.8% QoQ up to RUB 643 bln, 9M 2018 EBITDA growth by 1.6 times YoY up to RUB 1,593 bln with margins improvement 9M 2018 Net Income jumped by 3.4 times YoY up to RUB 451 bln Free Cash Flow improvement in 3Q 2018 by more than 2 times QoQ up to RUB 509 bln and over 4 times YoY up to RUB 872 bln
|
| |
2018, November, 7, 11:10:00
ROSNEFT - Q3 2018 AVERAGE DAILY HYDROCARBON PRODUCTION REACHED 5.83 MMBOE, DEMONSTRATING A 2.1% GROWTH VS. Q2 2018 LEVEL
|
| |
2018, October, 24, 11:10:00
REUTERS - Russia’s Rosneft (ROSN.MM) and U.S. ExxonMobil (XOM.N) plan to build a liquefied natural gas (LNG) plant in a consortium with Indian and Japanese partners, spreading the estimated $15 billion cost, two sources familiar with the talks said.
|
| |
2018, October, 10, 07:40:00
REUTERS - The Mozambican government said on Monday it had signed oil exploration agreements with U.S. energy firm Exxon Mobil and Russia’s Rosneft.
|
| |
2018, September, 14, 12:20:00
ROSNEFT - Rosneft and the Chinese National Oil and Gas Corporation (CNPC) signed the Agreement on Cooperation in Exploration and Production in the Russian Federation in the framework of the IV Eastern Economic Forum.
|
| |
2018, September, 14, 12:15:00
ROSNEFT - Under the Agreement the parties plan to build over 160 CNG stations in Russia and the possibility of using LNG as natural gas motor fuel is being discussed.
|
| |
