hjem Ideer Det siste møtet for Gazprom-aksjonærene. Styret i PJSC Gazprom kunngjør den årlige generalforsamlingen

Det siste møtet for Gazprom-aksjonærene. Styret i PJSC Gazprom kunngjør den årlige generalforsamlingen

MOSKVA, 25. juli. /TASS/. Det største oljeraffineriet i Russland, Omsk Oil Refinery (ONPZ, eid av Gazprom Neft), vil øke raffineringsdybden til 97 % og utbyttet av lette oljeprodukter med høy margin til 80 %. Dette ble annonsert av Anatoly Cherner, visedirektør for logistikk, raffinering og salg av Gazprom Neft, hvis ord er sitert i selskapets pressemelding.

Gazprom Neft bemerker at Omsk Oil Refinery vil være i stand til å nå 97% av raffineringsdybden etter at byggingen av en forsinket koksenhet (DCU) med en kapasitet på 2 millioner tonn råvarer per år er ferdigstilt i 2020.

«Implementering av ultralydtestprosjektet løser flere viktige oppgaver innenfor rammen av teknologisk utvikling Omsk raffineriet. Vi vil øke produksjonen av motordrivstoff og gi det voksende markedet petroleumskoks av høy kvalitet. I tillegg vil energieffektiviteten til teknologiske prosesser økes og driftskostnadene optimaliseres på grunn av dyp prosessering av oljerester. Konstruksjonen av ultralydbehandlingsenheten, sammen med andre prosjekter i andre trinn av raffineriets modernisering, vil oppnå en synergistisk effekt og bringe Gazprom Nefts Omsk-raffineri nærmere å oppnå verdens beste ytelse: øke raffineringsdybden til 97 % og lyset avkastning til 80 %, sa Cherner.

Behandlingsdybden er en av hovedindikatorene for effektiviteten av bruken av råvarer. I 2016 var dybden av oljeraffinering ved Omsk-raffineriet 90,6 %.

I følge Russlands energidepartement var den gjennomsnittlige dybden av oljeraffinering i landet i fjor omtrent 79,2%, energidepartementet forventer at den i 2017 vil vokse med ytterligere 1,7% - opp til 80,9%.

Modernisering av ONPZ

Moderniseringsprogrammet har blitt implementert ved Omsk Oil Refinery siden 2008. Resultatet av den første fasen av programmet var den fullstendige overgangen av raffinerier til produksjon av bensin og diesel drivstofføkologisk standard "Euro-5". Den totale investeringen til Gazprom Neft i moderniseringen av ONPZ vil overstige 300 milliarder rubler.

Prosjektet for bygging av et kompleks for dyp oljeraffinering ved Omsk Oil Refinery er en del av den andre fasen av modernisering som tar sikte på å øke dybden av oljeraffinering og øke utbyttet av lette oljeprodukter.

Omsk Oil Refinery er det største når det gjelder raffineringsvolum og et av de mest moderne oljeraffineriene i Russland. Bedriften produserer rundt 50 typer oljeprodukter. I 2016 økte anlegget produksjonen av bitumenprodukter for veibygging med 9,9 % til 430 tusen tonn, bensin med 6,6 % til 4,7 millioner tonn, diesel med 3,2 % til 6,5 millioner tonn og aromatiske hydrokarboner med 5,6 % - opptil 430 tusen tonn. Totalt ble det behandlet 20,5 millioner tonn råolje i fjor. Andelen av lette oljeprodukter ble økt til 70,92 %.

Russland implementerer for tiden et program for teknisk omutstyr til oljeraffinerier. For dette formål ble det i 2011 signert firepartsavtaler mellom oljeselskaper, FAS, Rostekhnadzor og Rosstandart. Oljeselskapene har lovet å modernisere raffineriene sine for å gå over til produksjon av typer petroleumsprodukter av høyere kvalitet og sikre de nødvendige volumene av produksjonen og forsyningen til hjemmemarkedet. I utgangspunktet var 2015 satt som frist for modernisering, men så ble det utsatt til 2020, blant annet på grunn av et kraftig fall i raffineringsmarginer i Russland.

Antipinsky Oil Refinery ble skapt praktisk talt fra bunnen av av New Stream Group, og har økt sin raffineringskapasitet til 9 millioner tonn per år på 10 år, oppnådd en rekord raffineringsdybde for Russland (98%), og fullstendig stoppet produksjonen av mørke oljeprodukter, og lanserte produksjonen av diesel "Euro-5" forbereder seg nå på produksjon av bensin av lignende kvalitet, som er planlagt for første halvdel av 2017.

I tillegg til Antipinsky Oil Refinery, kontrollerer New Stream en rekke andre eiendeler (Marisky Oil Refinery, Kstovsky Bitumen Plant, oljefelt i Orenburg-regionen med totale reserver på mer enn 40 millioner tonn, logistikk- og salgsselskaper, samt et handelsselskap med samme navn registrert i Sveits) med en samlet årlig omsetning på rundt 6 milliarder dollar og en verdi, ifølge selskapet selv, 2,6 milliarder dollar.

Som Dmitry Mazurov, president for New Stream, bemerket, beviser eksemplet med Antipinsky Oil Refinery at etableringen av en effektiv oljeraffineringsproduksjon i Russland "fra bunnen av" er absolutt realistisk. Blant de viktigste fordelene med anlegget, nevnte han bruken av avanserte teknologier som gjør det mulig å unngå produksjon av mellomprodukter og lansering av sekundære prosesseringsprosesser som gir høye verdiøkende produkter.

Nesten i mål

Først produksjonskompleks Antipinsky Refinery med en råvarekapasitet på opptil 400 tusen tonn per år ble satt inn kommersiell drift i 2006 år. Hovedfasilitetene var den primære oljeraffineringsenheten ELOU-AT-1 og en råvarepark på 52 000 kubikkmeter. m. Dybden av bearbeiding av råvarer på dette stadiet oversteg ikke 57%. Aksjonærene satte imidlertid et mål om å gjøre anlegget om til et fullverdig stort oljeraffineringskompleks. For dette var det viktigste tilgjengelig - de enorme reservene av olje i Tyumen-regionen og høy etterspørsel for drivstoff av høy kvalitet. I dag kan vi si at dette målet er nådd.

I 2016 var anleggets kapasitet allerede 9 millioner tonn olje per år, og raffineringsdybden var 98 %. Sistnevnte indikator ble gitt ved idriftsettelse av en kombinert to-seksjonsenhet for dyp prosessering av fyringsolje (UGPM) med en kapasitet på 4,2 millioner tonn per år ved Antipinsky Oil Refinery.

Den første delen av UGPM (fuel oil vacuum processing workshop) er designet for å produsere vakuumgassolje og tjære. Den andre (forsinket forkoksingsenhet) behandler tjæren oppnådd i den første seksjonen, som er en tung rest teknologisk prosess skaffe petroleumsprodukter. Lanseringen av UGPM tillot anlegget å fullstendig forlate produksjonen av fyringsolje og alle dens derivater.

Enheten ble designet av amerikanske Foster Wheeler. I slutten av juli 2016 ble det oppnådd kondisjonert koks på den. Samtidig begynte anlegget å produsere andre nye produkter for det - gassolje, nafta og koksdiesel, som behandles ved vannbehandlingsenheten til Euro-5 kommersiell diesel. Produksjonen av diesel ved anlegget økte fra 33 % til 50 %.

I september 2016 ble en enhet for avvoksing av destillater og dieselfraksjoner lansert, som gjorde det mulig å mestre produksjonen av vintertyper av diesel, inkludert arktisk. Shell og Haldor Topsoe-teknologier ble brukt på anlegget. Enheten kan operere i hydrobehandlingsmodus. Produktiviteten når det gjelder råvarer er 1,01 millioner tonn per år. Dermed har den totale kapasiteten for hydrobehandling av dieselbrensel ved Antipinsky Oil Refinery vokst til 4 millioner tonn per år.

Med introduksjonen av UGPM oppfylte Antipinsky Oil Refinery sine moderniseringsforpliktelser i henhold til firepartsavtalen som ble inngått i september 2011 mellom anlegget, Federal Antimonopoly Service, Federal Service for miljø-, teknologi- og kjernefysisk tilsyn og Federal Agency for Technical Regulation and Metroology.

Nå har et annet viktig mål kommet på banen – lanseringen av produksjonen av Euro-5-bensin. Våren 2017 skal det lanseres butikker for naftaisomerisering og reformering ved Antipinsky Oil Refinery, som vil gjøre det mulig å løse dette problemet. Ifølge eksperter vil produksjonen av Euro-5-bensin bringe anlegget til 500 millioner dollar i EBITDA, og kapitaliseringen av Antipinsky Oil Refinery vil nå 2 milliarder dollar.

I 2018-2019 er det planlagt å bygge en vmed en kapasitet på 2,7 millioner tonn per år (råmaterialet for det vil være vakuumgassolje og tung koksgassolje fran) og en andre hydrogenproduksjonsenhet.

Resultatet av fullføringen av alle teknologiske stadier vil være produksjon av et bredt spekter av høykvalitets petroleumsprodukter. Spesielt: Euro-5 A-92 og A-95 bensin, Euro-5 diesel (sommer, vinter, arktisk), petroleumskoks og granulert svovel.

Selskapet anslår den totale investeringen i raffineriprosjektet til 3,8 milliarder dollar New Stream lånte penger for å finansiere byggingen av tredje trinn og refinansiere eksisterende låneforpliktelser for Innenlandsmarked. Så i januar 2016 ble et stort lån fra Sberbank tiltrukket - 1,75 milliarder dollar i 10 år.
Naturligvis oppstår spørsmålet i hvilken retning Antipinsky Oil Refinery vil utvikle seg.

Som NiK ble fortalt i pressetjenesten til New Stream Group of Companies, vil kapasiteten i de kommende årene holde seg innenfor designgrensene. Samtidig vurderes alternativer for å opprette en petrokjemisk virksomhet, utvikle et distribusjonsnettverk (detaljhandel og smågrossister) og oljeproduksjonssektoren.

Olje til raffinerier

I 2010 kunngjorde New Stream planer om å møte behovene til Antipinsky Oil Refinery i råvarer ved å bruke sine egne ressurser. I 2015, som en undergrunnsbrukeroperatør i de lisensierte områdene i Mogutovsky, en del av Vorontsovsky- og Gremyachevsky-feltene som ligger på territoriet til Buzuluksky-distriktet i Orenburg-regionen og delvis i Borsky-distriktet i Samara-regionen, Oljeselskap"Ny strøm". Rett til å bruke undergrunn i en periode på 20 år ble oppnådd under anbudet.

Markedene venter

Økende behandlingsvolumer krevde at selskapet utviklet et distribusjonsnettverk. Oljeprodukter produsert ved Antipinsky Oil Refinery selges både i Russland og for eksport. New Stream-gruppen av selskaper inkluderer NEW STREAM TRADING AG (NST) (Sveits), som ble opprettet spesielt for å markedsføre produktene til Antipinsky Oil Refinery for å eksportere markeder og tiltrekke seg internasjonale markeder nødvendige midler for utvikling av konsernet. I dag eksporterer NST Antipinsky-nafta, vakuumgassolje og diesel. Kjøperne er verdens ledende selskaper, inkludert BP, Mercuria, Litasco, Sibur International.

Når det gjelder salg av petroleumsprodukter på hjemmemarkedet, kan anlegget allerede dekke etterspørselen etter Euro-5-diesel (og fra 2017 vil det også dekke behovet for Euro-5-bensin) i hele Urals føderale distrikt. Den leveres gjennom produktrørledningen Tyumen-Kurgan, som er en del av Transnefteprodukt-systemet.

I dag er det en aktiv formasjon detaljhandelsnettverk. Til dags dato har den 26 av sine egne bensinstasjoner basert i Tyumen og regionen. Planene er å bringe antallet til 90 og overføres til ett enkelt merke.

Trekker på petrokjemi

"Antipinsky Oil Refinery vurderer muligheten for å bygge kapasitet for produksjon av petrokjemiske produkter," sa Alexander Gorbatsjov, medlem av anleggets styre, til Interfax tilbake i mars 2015. Han kalte etableringen av produksjonen av "aromater" (paraxylen, benzen) og, på grunnlag av dem, PET, et av alternativene som vurderes. – Vi vurderer petrokjemiske prosjekter, men vi er selvfølgelig bekymret for markedssituasjonen og kostnadene for penger, siden prosjektene er svært kapitalkrevende. Jeg tror vi vil ha en forståelse innen slutten av året, sa Gorbatsjov. Det er imidlertid fortsatt ingen forståelse. Det er mulig at selskapet før oppstart av nye dyre prosjekter har til hensikt å begynne å generere overskudd og betale ned gjeld til kreditorer. Mest sannsynlig vil dette skje innen utgangen av 2016.

Den økonomiske situasjonen forhindret imidlertid ikke New Potok Group of Companies fra å kjøpe Mari-raffineriet og Kstovskoye-bitumenproduksjonen i år, som passet inn i ordningen til VIOC som ble opprettet og som nå vil bli aktivt utviklet.

Tre køer

Det første produksjonskomplekset til Antipinsky Oil Refinery med en råvarekapasitet på opptil 400 tusen tonn per år ble satt i kommersiell drift i 2006.

Moderniseringen utført innen 2008 sikret en økning i raffineriets kapasitet til 740 000 tonn per år. Dens videre utvidelse var imidlertid umulig uten tilkobling til Transnefts oljestammerørledningssystem. Levering av større volumer råvarer jernbane gjorde virksomheten ulønnsom. Våren 2010 ble dette problemet løst - raffineriet ble koblet til systemet med hovedoljerørledninger (ved Tyumen-3 PS). Avtalen som ble signert på det tidspunktet med Transnefts datterselskap Sibnefteprovod sikret at raffineriet ville motta opptil 6 millioner tonn olje per år gjennom rørledningen med utsikter til å øke den til 7,7 millioner tonn per år. Dette gjorde det mulig i mai 2010 å sette i drift det andre trinnet (nesten 2,8 millioner tonn per år), som inkluderer CDU-AT-2-enheten, bensinstabiliseringsenheten og råvare- og råvareflåten for 120 tusen kubikkmeter. m. Dermed økte den totale kapasiteten til komplekset til 3,6 millioner tonn per år. Kapitalinvesteringer på dette tidspunktet beløp seg til 500 millioner dollar.

Etter at moderniseringen av den andre ELOU-AT ble fullført, utgjorde oljeproduktiviteten 3,5 millioner tonn per år, og den totale kapasiteten til anlegget nådde 4,2 millioner tonn per år. Etter det begynte den aktive fasen av byggingen av den tredje etappen.
Den tredje fasen så for seg en økning i prosesseringskapasiteten til mer enn 7,7 millioner tonn per år med samtidig bygging av flertrinns behandlingsanlegg, produksjon av Euro-5 standard dieseldrivstoff (fra slutten av 2014), oppnåelse av en råvare. materialbehandlingsdybde på 94 % (fra slutten av 2015) , produksjonsstart av Euro-5-bensin (fra første kvartal 2016), samt idriftsettelse av en gassoljehydrokrakkingsenhet. Ser vi fremover, la oss si at fristene måtte flyttes med ett år.

I tillegg var det på dette stadiet planlagt å anskaffe oljeproduserende eiendeler og kapasitet for omlasting av petroleumsprodukter for eksport, opprette sin egen logistikk og et detaljhandelsnettverk av bensinstasjoner. Det er faktisk opprettelsen av en VIOC.
I januar 2014 ble en ny CDU-AT-3 med en kapasitet på 3,7 millioner tonn per år satt i drift, noe som sikret en økning i raffineriets kapasitet til over 7,7 millioner tonn per år. Samtidig ble en tankgård med kommersiell diesel med et volum på 80 tusen kubikkmeter satt i drift. m og en tankfarm av råolje for 60 tusen kubikkmeter. m.

Daværende formann for statsdumaen deltok i igangsettingsseremonien til ELOU-AT-3 Den russiske føderasjonen Sergey Naryshkin, som understreket den spesielle betydningen av dette prosjektet for regionen og landet.

I 2015 tok anlegget i drift en vannbehandlingsenhet for dieselbrensel med en designkapasitet på 3,6 millioner tonn råvarer per år, samt enheter for produksjon av hydrogen og elementært svovel, som gjorde det mulig å bringe kvaliteten på diesel til Euro-5-kravene (i mengden 3 millioner tonn per år), for å sikre det nødvendige strømningspunktet, med mulighet for påfølgende produksjon av vinter- og arktisk drivstoff.

I oktober samme år økte bedriften kapasiteten til CDU-AT fra 3,7 millioner tonn per år til 5 millioner tonn per år. Som et resultat økte den totale kapasiteten til raffineriet til 9 millioner tonn per år.

Den voksende kapasiteten til Antipinsky-anlegget krevde en økning i oljeforsyningen gjennom hovedoljerørledningen. Den 6. juli 2016 innvilget Transneft en forespørsel om å øke kapasiteten på hovedoljerørledningen som raffineriet er koblet til fra 7,2 millioner tonn per år til 9 millioner tonn per år.

Problemet med effektiv og pålitelig (i henhold til høyeste kategori) energiforsyning til bedriften ble også løst: Gubernskaya-transformatorstasjonen ble satt i drift.

På slutten av 2015 anerkjente RAEX ratingbyrå (Expert RA) New Stream Group of Companies som vinneren i nominasjonen " Innovativ utvikling"("For bygging av Antipinsky Oil Refinery med maksimal dybde av oljeraffinering under oljefri ordningen").

Regionforespørsel

Ledelsen i Tyumen-regionen støttet varmt ideen om å opprette Antipinsky Oil Refinery. Og dette er forståelig: regionen der hoveddelen av russiske olje- og gassreserver er konsentrert naturgass, ble tvunget til å importere lette oljeprodukter (i mengden 1,2 millioner tonn per år) fra andre territorier. Spesielt fra Omsk, Ufa-raffinerier og Permnefteorgsintez, som ligger i en avstand på henholdsvis 550, 800 og 600 km. Noe som selvfølgelig gjenspeiles i kostnadene for drivstoff som selges i dette territoriet.

Etter starten av produksjonen av høykvalitetsdrivstoff ved Antipinsky Oil Refinery, er det Tyumen-regionen som vil bli den største forbrukeren av drivstoffet (i prinsippet er anlegget i stand til å dekke all etterspørselen). Ural føderale distrikt vil ta rundt 2 millioner tonn per år. Muligheten for leveranser til andre regioner vurderes også.

På grunn av prosjektets økonomiske betydning for regionen er raffineriet utstyrt med en seriøs statlig støtte. I 2011 ble det inkludert i konseptet for utviklingen av Tyumen-regionen frem til 2030, så vel som i listen over investeringsprosjekter i utviklingsstrategien til Urals føderale distrikt. Selskapet mottar støtte i form av skatteinsentiver og administrativ støtte.

Synergistisk effekt

I oktober implementerte Antipinsky-raffineriet et prosjekt for å motta restprodukter fra Mari-raffineriet. Innenfor rammen ble et stativ for oppvarming og drenering av høyviskøse oljeprodukter satt i kommersiell drift og byttet til en automatisert modus. Som et resultat kan raffineriet motta opptil 720 000 tonn fyringsolje og tjære per år fra Mari-raffineriet for videre prosessering ved et kombinert brenseloljeprosessanlegg. I tillegg er en logisk fortsettelse av behandlingen av tjære fra Mariysky-raffineriet LLC " Bitumenproduksjon» i Kstovo.

Dybden av oljeraffinering (GPN) er en indikator som karakteriserer effektiviteten av bruken av råvarer. Det er fortsatt ingen generelt akseptert definisjon av denne indikatoren i verdens oljeraffinering. I Russland er GOR definert som den totale prosentvise avkastningen av alle oljeprodukter, bortsett fra den ukonverterte resten, til olje. Utbyttet av den ukonverterte resten avhenger imidlertid ikke bare av teknologien for oljeraffinering, men også av kvaliteten på oljen, så vel som av bruksretningen: som kjelebrensel, råmateriale for produksjon av bitumen, etc. 3a i utlandet er dybden av oljeraffinering definert som det totale utbyttet av lette oljeprodukter for olje, det vil si som dybden av fyringsoljeraffinering. I moderne oljeraffinering er raffinerier vanligvis delt inn i raffinerier med grunn og dyp oljeraffinering. En slik klassifisering er ikke tilstrekkelig informativ, spesielt med hensyn til raffinerier som dyp oljeraffinering: det er ikke klart hvilke sekundære prosesser som kan inkluderes i sammensetningen.

Ut fra verdien av GPN kan man indirekte bedømme metningen av raffineriet med sekundære prosesser og strukturen til produksjonen av petroleumsprodukter. Raffinerier med høy andel sekundærprosesser har mulighet til å produsere flere oljeprodukter per tonn råvarer, og følgelig for mer dyptgående oljeraffinering.

Volummåling av råolje og petroleumsprodukter

For tiden er det to standarder for å måle mengden olje i verden: fat (fat-fat) i USA og tonn i Europa. I USA ble olje tidligere transportert i fat og tanker, så det var mer praktisk å måle mengden etter volum, mens det i Europa, hvor olje hovedsakelig ble fraktet til sjøs, var lettere å måle vekten (forskyvning) .

1 fat olje = 159 l = 0,159 kubikkmeter

Mekanismen for å konvertere tonn til fat er basert på den relative tettheten til olje i vakuum ved 20°C. I ett tonn, i gjennomsnitt, fra 6,7 til 7,6 fat, avhengig av dens tetthet, for det russiske merket Ural-olje, er dette tallet omtrent 7,16 fat per tonn. Nedenfor er konverteringsfaktorene for hovedtypene av petroleumsprodukter:

De viktigste kvalitetene av olje og børshandel i olje

Olje er en handelsvare, så kvaliteten må standardiseres. Totalt omsettes over 10 generelt anerkjente oljemerker på verdensmarkedene, hvorav de mest kjente er WTI (West Texas Medium), notert på New York Stock Exchange NYMEX (New York Merchandise Exchange), og Brent, notert på London IPE (International Petroleum Exchange). ). Begge merkene er også notert på Singapore-børsen SIMEX. Oljehandel på børsen foregår både til nåværende (spot)priser og under futureskontrakter orientert mot fremtidige leveranser, mens futureshandel utgjør hovedandelen av alle oljetransaksjoner, noe som reflekterer futuresprisenes lavere avhengighet av spesifikke leveringsbetingelser sammenlignet med spotpriser. Rabatten på dagens oljepris til nærmeste futures er fra $0,4 til $0,6 per fat. Futures slutter å handle en måned før leveringsdatoen, som vanligvis faller i midten av måneden, dermed. Futures i februar vil handles til midten av januar.

Nedenfor er et diagram over Brent-priser de siste fem årene.

Russland eksporterer olje under to merker, som er en blanding av forskjellige kvaliteter - Ural og Siberian Light. Ural er den viktigste russiske eksportoljen, den handles til en rabatt til Brent på 1-1,5 dollar. Siberian Light er av høyere kvalitet og verdsettes litt høyere. Det store flertallet av russisk olje eksporteres til Europa. Prisen på Ural-olje er svært avhengig av volumet av irakisk oljeforsyning, siden irakisk Kirkuk-olje er nær russisk olje i kvalitet. Opphevelsen av FNs sanksjoner mot Irak kan føre til en betydelig økning i produksjonen, i så fall kan Ural-rabatten til Brent øke betydelig.

"OPEC-kurv"

OPEC-kurven er et vektet gjennomsnitt av salgspriser for følgende syv råoljer: Saharan Blend (Algeria), Minas (Indonesia), Bonny Light (Nigeria), Arabian Light (Saudi-Arabia), Dubai (UAE), Tia Juana (Venezuela) og Isthmus (Mexico).

Nedenfor er gjennomsnittsprisen på OPEC-kurven i 1994-2001:

”, holdt torsdag, ble størrelsen på selskapets utbytte for det siste året godkjent, nytt styre ble valgt og godtgjørelsen til rådmannens medlemmer fastsatt.

Utbytte kom ikke som en overraskelse - aksjonærene godkjente utbetalinger på nivået 7,89 rubler. aksje, som tidligere anbefalt av styret. Dette er 9,6% høyere enn utbetalingene for året før, det totale beløpet vil være 187 milliarder rubler. Staten, som kontrollerende aksjonær (spesifikt Federal Property Management Agency og Rosneftegaz), vil motta 94 milliarder rubler. Sjefen for Gazprom sa at på denne måten sikres en optimal balanse mellom utbytte og investeringer i forretningsutvikling og oppfyller selskapets forpliktelser til å respektere aksjonærenes interesser. Miller kalte utbytte-2015 det største blant russiske selskaper.

Sjefen for East European Gas Analysis, Mikhail Korchemkin, påpeker at gassmonopolet brukte mye mindre penger på utbytte enn det investerte i uavhentede gassrørledningsprosjekter.

"I følge de offisielle dataene til Gazprom selv, i første halvdel av 2015 alene, mer enn 234 milliarder rubler. sikte på å utvide enhetlig system gassforsyning som er nødvendig for å levere gass til South Stream-rørledningen,” forklarer eksperten.

I det siste har imidlertid både russiske myndigheter og Gazprom selv i økende grad sagt at de er klare til å gå tilbake til South Stream-prosjektet, som Russland ble tvunget til å forlate på slutten av 2014 på grunn av krav fra EU-kommisjonen.

Utbyttet av gassbeholdningen burde imidlertid uansett vært omtrent dobbelt så høy.

Faktum er at selskapet vil betale 50% av overskuddet på Russiske standarder regnskap, mens i henhold til regjeringsdekretet fra april, bør minst 50 % tildeles utbytte under de regnskapsstandardene der fortjenesten er høyere. I dette tilfellet, dette Internasjonal standard finansiell rapportering(Gazproms overskudd under IFRS i 2015 utgjorde 787,1 milliarder rubler).

Gazprom klarte imidlertid å overbevise myndighetene om behovet for å redusere betalingene. Som statsråden sa tidligere økonomisk utvikling, gikk regjeringen for å møte selskapet på grunn av dets store investeringsprogram og veksten i skattebyrden.

Forresten, Alexei Ulyukaev ble med i det nye styret for Gazprom.

En annen "nykommer" var styret for Rosselkhozbank Dmitry Patrushev. Den tidligere ministeren for eiendomsforhold i den russiske føderasjonen, Farit Gazizullin, forlot rådet. I tillegg ble i desember i fjor avdelingsleder ved det juridiske fakultet ved St. statlig universitet Valery Musin, som også var medlem av styret.

Ellers endret ikke sammensetningen av styret seg, den ble ledet av den spesielle representanten for presidenten for den russiske føderasjonen for samhandling med GECF Viktor Zubkov, hans stedfortreder i styret var leder av Gazprom, Alexei Miller , inkludert: Andrey Akimov, styreleder for Gazprombank, styreleder i sammenslutningen av juridiske personer "Kazakhstan Association of Organisations olje og gass og energikompleks Kazenergy Timur Kulibayev, nestleder i styret for Gazprom Vitaly Markelov, leder av styret for selskapet Mikhail Sereda, rektor ved det russiske statsuniversitetet for olje og gass oppkalt etter Gubkin Viktor Martynov, rektor ved det russiske akademiet for nasjonaløkonomi Vladimir Mau, energiminister i den russiske føderasjonen.

Godtgjørelse til styremedlemmer for arbeid i 2015 starter fra 20,88 millioner rubler.

Det er dette beløpet som vil mottas av medlemmer av rådet som ikke utfører tilleggsfunksjoner i dette styringsorganet. Men godtgjørelsen til medlemmer av styrets komité vil allerede være 21,457 millioner rubler, og lederen av denne komiteen vil motta 22,182 millioner rubler.

Viktor Zubkov som styreleder vil motta 26,073 millioner rubler, Alexey Miller som nestleder - 25,207 millioner rubler. I 2014 mottok de 25,69 millioner rubler. og 24,8 millioner rubler. hhv.

Viktor Zubkov, under en pressekonferanse etter resultatet av aksjonærmøtet, berørte en annen viktig tema— forhold til minoritetsaksjonærer i gassdistribusjonsselskaper kjøpt opp av Gazprom i 2013. Aksjer på 72 GRO "Gazprom" kjøpt fra "Rosneftegaz" for 25,861 milliarder rubler.

«Mange minoritetsaksjonærer bestemte at Gazprom skulle uten feil kjøpe tilbake deres aksjer," sa Zubkov. «Selvfølgelig forstår vi motivene for dette ønsket, men vi mener at loven gir oss rett til ikke å gjøre dette. Derfor innløser vi ikke aksjer og kommer ikke til å løse dem inn. Vi vil fortsette å beskytte våre rettigheter og legitime interesser, inkludert i retten.»

Minoritetsaksjonærer mener at Gazprom er juridisk forpliktet til å gi et tilbud til dem (totalbeløpet er omtrent 8 milliarder rubler). Saken nådde domstolene, og sentralbanken gikk inn i konflikten og tok parti for minoritetsaksjonærer.

Vyacheslav Losev, administrerende partner i Losev & Partners advokatfirma, mener at krav fra minoritetsaksjonærer er legitime. Advokaten minner om at retten allerede har tatt parti for saksøkerne, men Gazprom klarer likevel å unngå innløsning. Å få selskapet til å kjøpe tilbake aksjene vil være vanskelig, sa Losev.

"Historien kan trekke ut i flere år, hvor Gazprom kan finne en måte å endelig unndra tilbudet," sier advokaten. — Imidlertid på dette øyeblikket Minoritetsaksjonærer har sjanser til å vinne.»

Alexei Grivach, nestleder for det nasjonale energisikkerhetsfondet, påpeker at avtalen om å få kontroll i GRO opprinnelig ikke var markedsmessig, ettersom den ble gjennomført ved regjeringsbeslutning om å danne direkte statlig kontroll i Gazprom.

"Og da vi diskuterte mekanismen for å bytte andeler av gassmonopolet mot aksjer i GRO, ble det fastsatt at Gazprom ikke skulle ha forpliktelser overfor minoritetsaksjonærer i gassdistribusjonsorganisasjoner," understreker eksperten.

Aksjebyttet var det siste trinnet i regjeringens konsolidering av en kontrollerende eierandel i Gazprom. Før dette var statens effektive andel av kapitalen til gassbeholdningen faktisk 49,773 %.