[Most Recent Entries] [Calendar View] [Friends]
Below are the 11 most recent journal entries recorded in
iv_g's LiveJournal:
| Friday, January 14th, 2011 | |
| 9:15 am | Киргизия: недропользование О результатах изучения Правительственной комиссией вопросов лицензирования недропользования и использования месторождений полезных ископаемых в Кыргызской Республике ( Read more... ) |
| Tuesday, January 11th, 2011 | |
| 10:00 am | Киргизия http://www.mountainpro.kg/ostrane.html По прогнозным оценкам запасы неразведанных ресурсов нефти и газа в Кыргызской Республики составляют порядка 289 млн. тонн условного топлива (далее - т.у.т.). На территории Джалал-Абадской, Ошской и Баткенской областей разрабатываются 15 нефтегазовых месторождений с извлекаемыми промышленными запасами нефти – 11,6 млн.т и природного газа – 4,9 млрд.куб.м. Добыча нефти и природного газа имеет незначительные объемы и за период 1991 – 2007 гг. снизилась в 2,2 раза по нефти и в 6,4 раза по газу. Нефтяные запасы КР  Нефтегазодобывающую отрасль Кыргызской Республики представляет акционерное общество «Кыргызнефтегаз». Все нефтегазовые месторождения были открыты более 70 лет назад, находятся на поздней стадии разработки и выработаны почти на 70%. Из оставшихся запасов нефти 80% являются трудно извлекаемыми. Их отработка требует дополнительных затрат и применения специальных технологий. Фонд эксплуатационных скважин АО «Кыргызнефтегаз» сформирован в основном из скважин бурения 60-х, 70-х годов. Самые новые нефтяные скважины, пробуренные в 1992 году, уже имеют амортизацию в 30%. Естественное снижение объемов добычи за счет всех этих факторов составляет 5 тыс. тонн нефти ежегодно. Объем добычи снизился со 142,7 тыс. тонн в 1991 году до 68,2 тыс. тонн в 2007 году. Для прекращения дальнейшего спада добычи нефти проводятся усиленные технические мероприятия. Для увеличения добычи нефти и газа до планируемых объемов потребуется 868,7 млн. сомов. Выполнение этих работ предусмотрено с привлечением иностранных инвестиций, при этом за счет собственных средств АО «Кыргызнефтегаз» намерено ежегодно выделять до 120 млн. сомов. На 1 января 2009 года население Кыргызстана составило 5.3 млн. человек. Основная часть населения находятся в 3-х областях: Чуйская область, Ошская область и Джалал-Абадская область, в которых находятся около 70% всего населения. Таким образом, основное потребление ГСМ приходится именно на эти регионы. Численность населения Киргизии, тыс. человек  В нефтеперерабатывающей отрасли фактически работает одно единственное предприятие – СП «Кыргыз Петролеум Компани» (НПЗ), которое в основном перерабатывает Кыргызскую нефть, добываемую АО «Кыргызнефтегаз», с объемом поставок, не обеспечивающим производственные мощности завода. Для стабильного производства нефтепродуктов, обеспечивающих потребности рынка Кыргызской Республики используются импортное сырье и компоненты, ввоз которых связан с высокими ставками акцизов на нефть, газоконденсат и бензин. Это делает производство нефтепродуктов в КР проблематичным и неконкурентоспособным по качеству и цене. В связи с этим для геологического изучения недр на нефтегазоперспективных площадях Кыргызской Республики в мае 2007 года подписано Соглашение «Об общих принципах проведения геологоразведочных работ в Кыргызской Республики» между Кыргызской Республики и ОАО «Газпром» (Российская Федерация). Кыргызстан, как и в прежние годы, в среднем на 85 процентов является импортером горюче-смазочных материалов. Основные поставщики ГСМ в Кыргызстан являются Российская Федерация, Казахстан и Узбекистан. На долю Российской Федерации приходится 90% импортных поставок в первую очередь открытое акционерное общество "Газпромнефть-Омский нефтеперерабатывающий завод". По словам президента Ассоциации нефтетрейдеров КР Базарбая Мамбетова в Кыргызстане осуществляют деятельность по импорту нефтепродуктов около 10 крупных нефтетрейдеров. Импорт и производство ГСМ в натуральном выражении  Основным поставщиком ГСМ в Кыргызстане является ОАО "Газпромнефть-Омский нефтеперерабатывающий завод". К дополнению поставкам с Российской Федерацией «Газпром Нефть» осуществляет оптовую и розничную продажу на территории Кыргызской Республики через дочернее предприятие ОсОО «Газпром Нефть Азия». ОсОО «Газпром Нефть Азия» В активах компании насчитывается 8 нефтебаз, 99 автозаправочных комплексов (из них 2 автогазозаправочных станции), 2 кустовые базы сжиженного углеводородного газа. На основе официальных источников ОсОО «Газпром Нефть Азия», рентабельность продаж за 2009 год составила 4% По данным информагентства «АКИpress» средняя отпускная цена Омского НПЗ на ГСМ выросла с июня по ноябрь 2009 года со 140 до 500 долларов США за тонну. Рост цен на ГСМ связан, в первую очередь, с ростом цен на сырье (нефть) и другими издержками на транспортировку и производство ГСМ (экспортные пошлины и др.), со ссылкой на Государственное агентство КР по антимонопольной политике при Правительстве КР. С января 2010 года Российская Федерация, Республика Казахстан и Республика Беларусь создали таможенной союз. После создания союза были введены экспортные пошлины на ГСМ для остальных государств, которые не входят в этот таможенный союз. В настоящий момент экспортная пошлина на ГСМ составляет 193,5$ за 1 тонну. С введением пошлины произошел рост розничных цен на ГСМ. Таким образом, в настоящий момент наблюдается плавный рост цен на горюче-смазочные материалы по всей территории Кыргызской Республики. http://analitika.akipress.org/news:791 |
| Thursday, November 18th, 2010 | |
| 1:30 pm | Фото, города Фотографии Твери: 1910 и 2010 Вчера я прошёлся с мыльницей и сфотографировал те же самые места Твери, которые в 1910 году фотографировал Прокудин-Горский. Под катом - подборка фотографий Твери с разницей в 100 лет.  Сейчас это выглядит так. Волга стала значительно шире, это связано с появлением плотин и водохранилищ. На самом деле сейчас в этом месте по прежнему стоит пристань и причаливают прогулочные теплоходы. Но происходит это обычно летом. 2010:  http://users.livejournal.com/_zabey_/39 Башни Абрадж аль-Бейт в Мекке. Проект Saudi Binladin Group  В комплексе 6 башен, высота центральной (подозрительно напоминающая Биг Бен) 525 метров. http://nikto001.livejournal.com/393299.h Дубайский метрополитен  http://chistoprudov.livejournal.com/5364 http://bigpicture.ru/?p=98204#more-9820 ОАЭ  http://zyalt.livejournal.com/319829.html Ереван-Дубай http://chistoprudov.livejournal.com/5287 - - - - - - - - - - - - - - - - - Рассвет на карьере Михайловского ГОКа /Курская магнитная аномалия (КМА)/  http://chistoprudov.livejournal.com/5395 Автопробег, день 5. Плато Устюрт, часть II  http://chistoprudov.livejournal.com/3650 Автопробег, день 4. Плато Устюрт http://chistoprudov.livejournal.com/3625 Автопробег, день 11. По дороге в Байконур. Заброшенная шахта по добыче свинца, олова и цинка в городе Кентау, сейчас активно пилится на металлолом. Рядом с шахтой располагалась обогатительная фабрика. По словам рабочего, который проработал на шахте двадцать лет, а сейчас разбирает ее — во времена войны на этой шахте добывали огромное количество свинца, каждая девятая пуля производилась из этого свинца http://chistoprudov.livejournal.com/3782 Автопробег, день 12. Байконур, запуск ракеты «Союз». http://chistoprudov.livejournal.com/3823 Обнинская АЭС. http://chistoprudov.livejournal.com/1473 Московский нефтеперерабатывающий завод http://chistoprudov.livejournal.com/2070   http://chistoprudov.livejournal.com/2093 Лебединский горно-обогатительный комбинат http://chistoprudov.livejournal.com/2123 http://chistoprudov.livejournal.com/2177 Танки в Жуковском http://chistoprudov.livejournal.com/4272 - - - - - - - - - - - - - - - - - Каталогизация http://chistoprudov.livejournal.com/1277 Фотки chistoprudov см. http://fotki.yandex.ru/users/delion |
| Thursday, November 11th, 2010 | |
| 11:15 am | Нефтегазовый комплекс Туркменистана Журнал Минеральные Ресурсы России - 2007г. №2 http://www.vipstd.ru/gim/content/view/3 Главнейший экономический партнер Туркменистана – ОАО "Газпром". В этой среднеазиатской стране работают также российские компании – ОАО "НК "ЛУКОЙЛ", ОАО "Зарубежнефть", ОАО "Роснефть". Запасы и ресурсы нефти и газа По данным Министерства нефтегазовой промышленности и минерального сырья Туркменистана на 01.01.2006 г. начальные суммарные геологические ресурсы нефти, конденсата и газа в стране составляют около 65 млрд т у.т.*, извлекаемые ресурсы – 35,3 млрд т у.т., накопленная добыча – 3,5 млрд т у.т. (табл. 1).  Нефть и конденсат На начало 2006 г. в стране было открыто 34 месторождения нефти и 82 месторождения газового конденсата, из них в разработке находится 20 месторождений нефти и 38 – газового конденсата. Подготовлено к промышленной разработке 4 газоконденсатных месторождения, в разведке находятся 14 нефтяных и 39 газоконденсатных месторождений. Накопленная добыча жидких углеводородов (УВ) из недр Туркменистана составила 456 млн т. Потенциал по жидким УВ Туркменистана составляет по геологическим ресурсам – 20,4 млрд т, извлекаемым ресурсам – 7,697 млрд т. По данным BP Statistical Review разведанные запасы нефти и конденсата составляют около 75 млн т (табл. 2). Аналогичные оценки дает и американское Энергетическое агентство (Energy Information Administration). Основной объем запасов нефти в стране сосредоточен в Южно-Каспийском нефтегазоносном бассейне на западе страны. За последние 8 лет эти показатели существенным образом не изменились, несмотря на значительный уровень ежегодной добычи. Это связано с расширением геолого-разведочных работ (ГРР) в стране и продолжением кратного воспроизводства сырьевой базы нефти и газа. С другой стороны, в условиях недостаточной прозрачности информации о состоянии УВ-базы Туркменистана и отсутствия полномасштабного международного аудита данные о динамике запасов нефти и газа, публикуемые международными агентствами, носят оценочный характер.  Основными нефтегазоносными отложениями в Туркменистане являются меловые и верхнеюрские на востоке страны и неогеновые – на западе. В перспективе все активней в разведку и разработку будут включаться более глубокозалегающие отложения миоценового комплекса и мезозоя на западе страны, нижнесреднеюрские и глубокозалегающие отложения – на востоке. Газ В стране открыто 149 газовых и газоконденсатных месторождений с запасами 5,0 трлн м3, в том числе 139 месторождений на суше с запасами 4,6 трлн м3 и 10 месторождений на шельфе – 0,4 трлн м3. В разработке находятся 54 месторождения с запасами 2,6 трлн м3, подготовлено к разработке 11 месторождений с запасами 0,26 трлн м3. В разведке находятся 73 месторождения с запасами 2,0 трлн м3, в консервации – 11 месторождений с запасами 0,14 млрд м3. Накопленная добыча газа из недр Туркменистана составила 2,3 трлн м3. Основные запасы газа в Туркменистане сосредоточены в нефтегазоносных бассейнах Давлетобад и Шатлик. Основные газовые месторождения страны разрабатываются уже более 15 лет. Согласно данным BP Statistical Review разведанные запасы газа составляют 2,9 млрд м3 – 12-е место в мире (по информации правительства Туркменистана – на 9-м месте и еще существует значительный потенциал для наращивания ресурсной базы). Несмотря на значительные объемы поисково-разведочных работ, изученность территории страны остается сравнительно невысокой: плотность сейсмопрофилей в среднем по Туркменистану составляет 0,39 км/км2, плотность разведочного бурения – 20,5 м/км2. Исследованы практически только верхние слои нефтегазоносных отложений. С учетом того, что разведанные запасы и накопленная добыча составляют всего около 25 % ресурсов УВ, продолжение ГРР открывает возможности для перевода перспективных и прогнозных ресурсов в промышленные категории запасов. Перспективы развития нефтегазовой отрасли страны на ближайшие десятилетия связаны в первую очередь с активным освоением туркменского сектора Каспийского моря. По данным Министерства нефтегазовой промышленности и минерального сырья Туркменистана здесь в интервале глубин 2000-7000 м сосредоточены крупные залежи ресурсов УВ: 12 млрд т нефти и 6,2 трлн м3 газа, что составляет более половины ресурсов нефти и около одной четверти ресурсов природного газа. Более 80 % УВ сосредоточено в слабоизученных зонах нефтегазонакопления на глубинах свыше 3 км. Перспективы открытия новых месторождений связываются прежде всего с выделением двух крупных нефтегазоносных бассейнов – Средне- и Южно-Каспийского. Кроме шельфа, перспективными регионами для наращивания добычи газа в Туркменистане являются правобережье Амударьи и Яшлар – Южно-Иолотаньская группа месторождений. Добыча нефти и газа Нефть и конденсат В середине 1980-х гг. ежегодная добыча нефти и конденсата в стране составляла около 6-7 млн т. Однако со второй половины 1980-х гг. в результате распада СССР и связанного с этим разрыва хозяйственных связей и исчерпания запасов находящихся в разработке месторождений имело место почти двукратное снижение добычи жидких УВ в Туркменистане – до 4,4 млн т в 1996 г. (табл. 3). С середины 1990-х гг. добыча нефти в стране стала планомерно возрастать. Увеличение производства этого сырья получено главным образом за счет ввода в эксплуатацию новых скважин, прежде всего на месторождении Южный Камышлыджа (структуры Небилдже, Шатут и Герчек), возвращения в эксплуатацию скважин из бездействующего фонда и перевода скважин на газлифтный способ с применением высокого давления, деятельности иностранных компаний на шельфе Каспия и прилегающих территориях. В настоящее время в Туркменистане добывается более 9,5 млн т нефти и конденсата, что составляет около 0,005 % общемировой добычи. Основной производитель нефти в стране – государственный концерн (ГК) "Туркменнефть", добыча нефти и конденсата ведется также ГК "Туркменгаз".  Основной объем сервисных работ в нефтегазовой отрасли страны сейчас выполняют специализированные подразделения госконцернов "Туркменнефть", "Туркменгаз" и "Туркменгеология". Доля иностранных компаний не превышает 10 %. Значительные перспективы расширения добычи нефти в стране связаны с притоком иностранных инвестиций. Кроме того, туркменские госконцерны активно используют опыт иностранных компаний по внедрению современных технологий. В настоящее время существует несколько форм привлечения иностранных инвестиций в Туркменистан: создание совместных предприятий (СП) и Соглашения о разделе продукции (СРП). В 2005 г. в нефтяной сектор Туркменистана было привлечено около 500 млн дол. прямых инвестиций, в 2006 г. – около 1 млрд дол. В целом на период с 2005-2020 гг. намечается инвестировать в нефтегазовый комплекс Туркменистана свыше 60 млрд дол., более 40 % из которых составят прямые иностранные инвестиции по СРП. При этом разработка УВ сухопутных участков будет осуществляться преимущественно туркменскими госконцернами ("Туркменнефть", "Туркменгаз", "Туркменгеология"), а основные зарубежные инвестиции будут осваиваться на шельфе. Правительство Туркменистана утвердило Программу лицензирования туркменского сектора Каспия, в которой обозначены 32 блока для разведки и добычи УВ. Привлечение прямых иностранных инвестиций в разработку морских месторождений – одно из приоритетных направлений сотрудничества с зарубежными компаниями. В республике работают несколько зарубежных компаний – Dragon Oil (ОАЭ), Burren Energy (Великобритания), Petronas (Малайзия), Maersk Oil (Дания), Buried Hill Energy (Канада), Wintershall (Германия), CNPC (Китай) (табл. 4). В ближайшее время крупномасштабную деятельность в стране в рамках СП "Зарит" планируют начать ряд российских компаний – ОАО "НК "Роснефть", ОАО "Зарубежнефть", ОАО "НК "ЛУКОЙЛ".  Добыча нефти иностранными партнерами Туркменистана в 2005 г. составила около 1,7 млн т, а в 2006 г. превысила 2,3 млн т, что почти на 40 % больше аналогичного показателя предыдущего года. В настоящее время добычу нефти в Туркменистане на условиях СРП ведут компании Dragon Oil, работающая на площади "Челекен", и Burren Energy, добывающая нефть на блоке "Небитдаг". Как предусмотрено СРП между иностранными компаниями и Правительством Туркменистана, 60 % стоимости добытой нефти направляется на покрытие затрат, а остальные 40 % считаются прибылью и делятся поровну. В 2005 г. компаниями Dragon Oil и Burren Energy было добыто по 950 тыс. т нефти, в 2006 г. – более 1,2 млн т. К 2010 г. компании намерены довести ежегодный объем добычи УВ-сырья до 3 млн т каждая. В 2006 г. компания Petronas, осуществляющая свою деятельность в соответствии с Законом Туркменистана "Об углеводородных ресурсах" и СРП по контрактной территории "Блок 1", заключила с Министерством нефтегазовой промышленности и минерального сырья Туркменистана соглашение о добыче нефти на месторождении Диярбекир. Суммарные совокупные запасы жидких УВ блока составляют около 500 млн т. В состав "Блока 1" входят пять месторождений – Баринов (именуемый теперь Диярбекир), Губкин (Гараголдениз), Южный (ранее Восточный, теперь Магтымгулы), Центральный (Овез) и Западный (Машрыков) Ливанов. В настоящее время добыча ведется пока только на Диярбекире. В 2005 г. Petronas по проекту "Блок 1" начала добычу "ранней" нефти. Коммерческие притоки УВ были получены на ранее пробуренных скважинах, в том числе на двух месторождениях – Овез и Магтымгулы, входящих в договорную территорию "Блок 1". В 2005 г. добыча нефти составила около 300 тыс. т, в 2006 г. – около 450 тыс. т. В 2002 г. компаниями ОАО "Зарубежнефть", ОАО "НК "Роснефть", ОАО "Итера" специально для освоения туркменского шельфа Каспия было создано СП "Зарит". В 2004 г. участником "Зарита" стал также ГК "Туркменнефть". Прогнозируемые запасы на участках, которые составляют более 160 млн т нефти, предполагается разрабатывать в режиме СРП. Недавно объявила о крупномасштабных инвестициях в нефтяную промышленность Туркменистана российская компания ОАО "НК "ЛУКОЙЛ", которая планирует начать добычу в туркменском секторе шельфе Каспийского моря. Однако начало реализации многих нефтегазовых проектов в этой стране осложняется противоречиями в разграничении морских секторов различных прикаспийских государств. В настоящее время ОАО "НК "ЛУКОЙЛ" пока ограничивается оказанием сервисных услуг в области разработки, а также транспорта УВ. Газ К концу 1980-х гг. ежегодная добыча газа в стране превысила 80 млрд м3 (см. табл. 3). Однако в последующие годы объемы добычи стали быстро снижаться и уже в 1998 г. этот показатель составил 12,4 млрд м3, в результате чего экспортные поставки были практически сведены к нулю. Основной причиной этого была неурегулированность контрактных соглашений между Туркменистаном и Россией, которая является транзитной страной для поставок газа на основные международные рынки. После снятия всех противоречий добыча газа вновь стала увеличиваться и за последние 7 лет этот показатель превысил 61,0 млрд м3. Добычу газа в стране ведут госконцерны "Туркменгаз", "Туркменнефть" и "Туркменгеология". Более 80 % общего объема производства газа приходится на долю ГК "Туркменгаз". Основным регионом газодобычи в стране является Юго-Восточный Туркменистан, занимающий площадь 180 тыс. км2. Здесь пробурено свыше 1000 поисково-разведочных скважин, что составляет почти одну треть общего объема бурения по Туркменистану. В пределах региона открыто более 60 газовых и газоконденсатных месторождений, в том числе гигантское месторождение Довлет-Денмез, начальные прогнозные ресурсы которого составляли 4,5 трлн м3, остаточные запасы месторождения оцениваются в 700-1000 млрд м3. Ежегодная добыча на месторождении составляет около 40 млрд м3 – 65 % всей добычи газа в стране. В настоящее время существующие мощности по добыче и подготовке газа способны обеспечить поставку товарного газа в объемах до 80 млрд м3 в год. В целом же на территории республики открыто более сотни газовых и газоконденсатных месторождений, крупными из которых являются Ачак, Наип, Южный Наип, Шатлык, Кирпичли, Малай, Самандепе, Оджак. Добыча газа в Северо-Западном Туркменистане, в том числе на шельфе Каспийского моря, до недавнего времени ограничивалась попутным газом, получаемым при разработке нефтяных и нефтегазовых месторождений. Однако в ближайшие годы с началом реализации масштабных инвестиционных зарубежных проектов этот регион также станет крупной базой добычи газа. На шельфе Каспия компания Petronas осваивает морскую структуру "Блок 1", где запасы газа оцениваются в 1 трлн м3. Помимо промысловых работ компания сейчас строит завод по подготовке газа – Береговой газовый терминал (БГТ). Его мощность к 2008 г. должна составить 5 млрд м3, а в 2010 г. оператор рассчитывает довести ежегодный уровень добычи до 10 млрд м3. Широкомасштабная добыча газа на туркменском шельфе Каспия и его экспорт сдерживались запретом Правительства Туркменистана на экспорт газа частными инвесторами, который был в большей своей части отменен в 2005 г., но продолжается согласование параметров таких поставок. В настоящее время в стадии разведки находится одна из наиболее перспективных крупных структур на туркменском шельфе Каспия – "Блок 3" площадью 5,6 тыс. км2, расположенный в середине туркменского сектора и включающий в себя ряд более мелких перспективных структур на нефть и газ. Он граничит с уже открытыми крупными месторождениями Магтымгулы, Овез, Диярбекир, чьи совокупные ресурсы составляют 1 трлн м3 газа и 500 млн т жидких УВ. В настоящее время основными инвесторами являются компании Maersk Oil (80 % акционерной стоимости проекта) и Wintershall (20 % проекта). Также запланировано вхождение в проект индийской государственной компании Oil and Natural Gas Corp. (ONGC), которая в первом полугодии 2007 г. планирует купить примерно 33 % акций в СРП у компании Maersk Oil. Компания будет действовать через свое дочернее предприятие – ONGC Videsh LTD. Добычу газа в стране осуществляет компания Burren Energy – оператор работ на туркменском сухопутном блоке "Небитдаг". Добыча здесь составляет сейчас около 1 млрд м3 в год. Однако в связи с началом разработки газового месторождения Кызылкум, входящего в этот лицензионный блок, добыча компании может быть увеличена в несколько раз. Компания Dragon Oil планирует до 2010 г. довести добычу газа на блоке "Челекен" до 3-5 млрд м3. Ожидается, что в ближайшее время китайская компания CNPC подпишет СРП с Туркменистаном об освоении запасов месторождений правобережья Амударьи. По данным Министерства нефтегазовой промышленности и минерального сырья Туркменистана предполагаемые запасы газа здесь составляют около 1,7 трлн м3, нефти – 79 млн т. Кроме того, в 2006 г. CNPC совместно с туркменскими госконцернами приступила к разведке Яшлар – Южно-Иолотаньской группы месторождений, которая включает крупнейшее в Средней Азии газовое месторождение Южный Иолотань с запасами 1,5 трлн м3 газа и 17 млн т нефти. Кроме того, в эту группу входят месторождения Яшлар с запасами газа 670 млрд м3, Минара – 44 млрд м3 и Молодежьдепе, где данные по запасам еще уточняются. По данным Министерства нефтегазовой промышленности и минерального сырья Туркменистана Яшлар – Южно-Иолотаньская зона станет одной из главных баз по наращиванию экспорта газа в ближайшие 20 лет. В течение 3 лет совместно с ГК "Туркменгеология" бурение (12 разведочных скважин глубиной более 5000 м) по контракту будет вести Чанциньское нефтеразведочное предприятие, являющееся сервисным подразделением CNPC. По окончании сервисного контракта CNPC начнет переговоры с Туркменистаном о разработке Южного Иолотаня. Переработка и потребление нефти и газа Нефть Нефтеперерабатывающая промышленность Туркменистана представлена Туркменбашинским комплексом нефтеперерабатывающих заводов (ТКНЗ) и Сейдинским НПЗ (общая мощность – 12 млн т/год). В настоящее время в Туркменистане перерабатывается около 6,8 млн т нефти, уровень загрузки мощностей НПЗ – 62 % (табл. 5).  За последние 20 лет потребление нефтепродуктов в Туркменистане варьируется в диапазоне 3-5 млн т. Значительное снижение использования этого энергоносителя имело место в середине 1990-х гг. после распада СССР и экономического кризиса в постсоветских государствах, однако с тех пор значение этого показателя планомерно возрастает. В настоящее время потребление нефтепродуктов в Туркменистане составляет около 5,3 млн т (табл. 6).  Газ В 2005 г. потребление газа в Туркменистане составило около 16,6 млрд м3, в 2006 г. – 17,8 млрд м3. Газ является основным энергоносителем в структуре топливно-энергетического баланса Туркменистана. Основной рост использования газа происходит с конца 1990-х гг. Это связано с тем, что в период ограничения экспорта этого энергоносителя в стране была организована полная газификация коммунально-бытовой сферы и промышленности. В настоящее время население обеспечивается газом бесплатно. Кроме того, в условиях быстрого роста добычи газа в стране увеличиваются его потери при добыче и транспортировке. Основные газоперерабатывающие комплексы в Туркменистане расположены на ТКНЗ и Наипском газоперерабатывающем комплексе, где за последние 5 лет произведено почти 2,0 млн т сжиженного углеводородного газа (СУГ). В связи с возросшим мировым спросом на сжиженный газ его экспортные поставки в 2006 г. составили около 400 тыс. т. Существуют планы по наращиванию к 2020 г. производства СУГ до 2 млн т ежегодно. В этих целях намечено построить на востоке страны более 20 заводов на месторождениях с высоким содержанием пропан-бутановых фракций. Экспорт нефти и газа и продуктов их переработки Нефть В настоящее время нетто-экспорт нефти и нефтепродуктов из Туркменистана составляет около 5,7 млн т, в том числе сырой нефти – около 4,0 млн т, нефтепродуктов – около 1,6 млн т (табл. 7).  Туркменистан имеет одно из наименее выгодных положений в Каспийском регионе для экспорта нефти и нефтепродуктов на мировые рынки: страна значительно удалена от европейского и американского рынков, для выхода на них требуются сложные схемы поставок, связанные с транзитом через другие страны, многочисленными перегрузками и естественными ограничениями (проливы и др.); в стране отсутствует развитая инфраструктура для поставок на азиатско-тихоокеанский рынок. Туркменистан не обладает собственными магистральными нефтепроводами, поэтому основной экспорт нефти и нефтепродуктов осуществляется морским путем, кроме того, нефть поставляется железнодорожным и автомобильным транспортом. Существующие маршруты экспорта нефти и нефтепродуктов из Туркменистана: 1) морские поставки по маршруту "Туркменбаши (б. Красноводск) – Нека" с последующей реализацией на иранском рынке либо с использованием схемы замещения иранской нефтью в портах Персидского залива; 2) по маршруту "Туркменбаши – Махачкала – Новороссийск"; 3) комбинированные поставки по маршруту "Туркменбаши – Баку" и далее в Батуми, Супса, Новороссийск, Туапсе Кроме того, небольшие объемы нефти и нефтепродуктов поставляются железнодорожным и автомобильным транспортом в Россию, Иран, Афганистан. В настоящее время основные экспортные поставки сырой нефти из Туркменистана осуществляются танкерным флотом по маршруту "Туркменбаши – Нека" с последующей транспортировкой на НПЗ в Тебризе и Тегеране. Первые поставки нефти из Туркменистана в Иран по схеме замещения были организованы в 1998 г. компанией Dragon Oil. В 2000 г. компания подписала с Правительством Ирана контракт на 10 лет, согласно которому Dragon Oil поставляет нефть на НПЗ в Тебризе и Тегеране, расположенные на севере Ирана, а в обмен получает аналогичное количество нефти на о-ве Харг на юге Ирана, далее поставляя ее на международные рынки. В последние годы по маршруту транспортируется от 1,5 до 3,5 млн т в год (инфраструктура порта Нека позволяет осуществлять перевалку 8,1 млн т сырой нефти в год). Газ Существующие проекты. Газотранспортная система Туркменистана объединяет трубопроводы протяженностью 8 тыс. км в однониточном исчислении. Экспортные потоки туркменского газа в настоящее время идут по двум направлениям: на север – в Россию и Украину, а также на юг – в Иран. В 2006 г. нетто-экспорт газа из Туркменистана составил около 50 млрд м3. Газ из Туркменистана в Россию и далее Украину экспортируется по газопроводу Средняя Азия – Центр (ГТС САЦ), при этом западная нитка газопровода была проложена из Туркменистана в Россию вдоль Каспия и западных районов Казахстана; восточная протянулась через восточные районы Туркменистана и далее транзитом через Узбекистан и Казахстан. Трубопровод, построенный в 1974 г., состоит из пяти ниток диаметрами 1220-1420 мм. Общая протяженность трубопровода на территории Туркменистана – 3940 км. Система включает пять компрессорных станций – "Шатлык", "Каракумская", "Пустынная", "Ильялы", "Дарьялык". Пропускная способность ГТС САЦ – около 50 млрд м3 в год. В настоящее время степень изношенности магистральных трубопроводов Туркменистана – от 72 до 87 %. Практически весь туркменский газ прокачивается через восточную ветку газопровода, так как основная часть газа в этой стране добывается на востоке страны. Кроме того, западный газопровод находится в плохом техническом состоянии. Учитывая перспективы расширения поставок газа из Туркменистана, планируется модернизация западной и восточной веток газопровода. Предполагается, что к 2008 г. завершится модернизация туркменских участков газопроводной системы "Средняя Азия – Центр". Капиталовложения в проект составят 730 млрд дол. В 2001 г. президентами Украины и Туркменистана было заключено среднесрочное (на 2002-2006 гг.) соглашение о поставках в Украину туркменского природного газа в объеме до 36 млрд м3. При этом оплата производилась на 50 % валютой, а остальное – поставками товаров и реализацией инвестпроектов. Регулярные поставки туркменского газа привели к нормализации газового баланса и возникновению его профицита, что позволило НАК "Нафтогаз Украины" реэкспортировать газ в 2003-2004 гг. в ряд европейских стран в объеме 6 млрд м3. В апреле 2003 г. Президент РФ В.В.Путин и Президент Туркменистана С. Ниязов подписали долгосрочное российско-туркменистанское соглашение о сотрудничестве в газовой отрасли на 25 лет (с 1 января 2004 г. до 31 декабря 2028 г.). Уполномоченными организациями по его реализации определены ОАО "Газпром" и ГК "Туркменнефтегаз". В рамках соглашения "Газэкспорт" (100%-е дочернее предприятие ОАО "Газпром") и "Туркменнефтегаз" заключили на тот же период долгосрочный контракт купли-продажи туркменского природного газа. Согласно контракту в 2004 г. "Газэкспорт" закупил у ГК "Туркменнефтегаз" 5-6 млрд м3 газа. В 2005 г. объем импорта увеличился до 6-7 млрд м3, в 2006 г. – до 10 млрд м3, в 2007 г. планируется увеличение импорта до 60-70 млрд м3, в 2008 г. – до 63-73 млрд м3. Начиная с 2009 г. ежегодный объем закупок "Газэкспортом" туркменского газа составит от 70 до 80 млрд м3. Цена по обоим соглашениям с НАК "Нафтогаз Украины" и ОАО "Газпром" была установлена в размере 44 дол/тыс. м3. В конце 2004 г. прошло несколько раундов переговоров о поставках туркменского природного газа в 2005 г. в Россию и Украину, в ходе которых Туркменистан настаивал на решении поднять цены на газ в 2005 г. с 44 до 60 дол/тыс. м3. В условиях зависимости от импорта туркменского газа Украина согласилась с новыми условиями поставок, в соответствии с которыми НАК "Нафтогаз Украины" в 2005 г. закупила 31,5 млрд м3 по цене 58 дол/тыс. м3. Однако "Газэкспорт" продолжил закупки туркменского газа в рамках соглашения, подписанного в 2003 г. В соответствии с этим соглашением в 2004 г. Россия импортировала 4 млрд м3, а в 2005 г. – 6 млрд м3 по цене 44 дол/тыс. м3. В первом полугодии 2006 г. с целью увеличения объема закупок с 7 до 30 млрд м3 в год цена на газ, закуупаемый ОАО "Газпром", повысилась с 44 до 65 дол/тыс. м3. Однако уже к концу 2006 г. с целью установления полного контроля над экспортом туркменского газа российская газовая монополия согласилась закупать газ по цене 100 дол/тыс. м3. В результате ОАО "Газпром" подписало соглашение о закупках у Туркменистана 12 млрд м3 газа в 2006 г. и по 50 млрд м3 ежегодно в 2007-2009 гг., в 2010-2015 гг. – до 80 млрд м3 в год (часть этого потока пойдет транзитом на украинскую и белорусскую территории). Дополнительно ОАО "Газпром" и АК "Узтрансгаз" подписали пятилетнее соглашение на транспортировку среднеазиатского газа, в том числе туркменского, по территории Узбекистана в 2006-2010 гг., а НК "КазМунайГаз" и ОАО "Газпром" – пятилетнее соглашение о транзите среднеазиатского и российского газа по территории Казахстана. Достигнутые договоренности позволили России контролировать экспорт всего туркменского газа, поэтому та его часть, которая поступает транзитом на Украину, будет приобретаться у России. В октябре 2006 г. RosUkrEnergo AG (зарегистрированная в Швейцарии российско-украинская компания, занимающаяся поставками газа из России в Украину) и ЗАО "УкрГазЭнерго" (СП RosUkrEnergo и НАК "Нафтогаз Украины") подписали дополнение к договору купли-продажи природного газа на 2006-2010 гг. Согласно документу в 2007 г. "УкрГаз-Энерго" будет поставлено не менее 55 млрд м3 среднеазиатского природного газа по цене 130 дол/тыс. м3. Такая цена устанавливается не РФ, а Туркменистаном, поскольку Россия весь объем туркменского газа покупает по цене 100 дол/тыс. м3, а с учетом транспортировки и прочих затрат итоговая цена составила 130 дол/тыс. м3. В 2008-2009 гг. цена на газ RosUkrEnergo для Украины будет зависеть от цены закупок газа в странах среднеазиатского региона. В 1997 г. был построен газопровод "Корпедже – Курт-Куи" из Туркменистана в Иран мощностью около 8 млрд м3/год, в ближайшие годы планируется расширить этот показатель до 14 млрд м3. Протяженность газопровода – около 200 км. Ежегодные поставки газа в этом направлении составляют около 7 млрд м3. Подписано туркмено-иранское соглашение, предусматривающее увеличение в 2007-2008 гг. ежегодных поставок до 10-14 млрд м3 туркменского природного газа в Иран. Перспективные проекты. В связи с расширением добычи газа в северо-западной части страны, относимой к туркменскому шельфу Каспийского моря и прилегающим территориям, иностранными компаниями прорабатываются несколько вариантов экспорта газа. Одним из наиболее реалистичных вариантов являются реанимация газопровода "Средняя Азия – Центр-3" (западная ветка) и доведение его мощности до 10 млрд м3 в год, с последующим расширением до 40-50 млрд м3. Далее возможна организация поставок газа на европейское направление и в КНР. Инициаторами экспорта газа с туркменского шельфа и прилегающих территорий в КНР являются Petronas – оператор проекта "Блок 1" на туркменском шельфе – и "КазТрансГаз". Для этого принято решение с 2007 г. начать реконструкцию газопровода "Окарем – Бейнеу". Далее от Бейнеу "КазТрансГаз" планирует строительство газопровода "Шалкар (бывший Челкар) – Самсоновка (Ленинск) – Шимкент". Далее газ будет поставляться по существующему газопроводу до Алматы, откуда планируется строительство газопровода до Алашанькоу с дальнейшим подключением к транскитайскому газопроводу "Запад – Восток". В проекте планируют участвовать также компании Burren Energy, которая в ближайшее время начнет осваивать месторождение Кызылкум, и Dragon Oil, предполагающая расширение добывных возможностей на блоке "Челекен". Достигнуто соглашение о строительстве газопровода из Туркменистана в КНР, согласно которому будет построен газопровод "Алтын Асыр – Алашанькоу" с проектируемой пропускной способностью 30 млрд м3 в год, который присоединится к существующему китайскому газопроводу "Синьцзян – Шанхай". Основной сырьевой базой станут месторождения правобережья Амударьи. В средне- и долгосрочной перспективе одним из перспективных проектов является строительство газопровода "Туркменистан – Афганистан – Пакистан", решение о реализации которого три страны подтвердили в рамках межправительственного Соглашения, подписанного в 2002 г. Пропускная мощность нового газопровода составит 20 млрд м3 газа в год. Сжиженный углеводородный газ. СУГ в объеме около 400 тыс. т из Туркменистана экспортируется в Иран, Афганистан и ряд других стран региона. В перспективе, за счет создания новых мощностей, СУГ намечено экспортировать в Пакистан, КНР, Республику Корея и Японию. В настоящее время основной объем сжиженного газа идет к получателям железнодорожным транспортом. Намечаемое существенное увеличение объемов выработки сжиженных газов и недостаточная емкость близлежащих локальных рынков сбыта требуют использования альтернативных экспортных маршрутов, выхода на основные регионы мирового рынка сжиженных газов, создания надежной морской транспортной системы высокой пропускной способности. В 2005 г. руководство Туркменистана подписало контракт с иранской компанией "Парс Энержи" общей стоимостью 22,9 млн дол., предусматривающий строительство терминала для отгрузки СУГ в морском порту Киянлы мощностью 180-200 тыс. т в год и выполнение работ по соединению его с действующим терминалом СУГ на ТКНЗ и строящимся резервуарным парком в морском порту Киянлы. Предполагается, что строительные работы начнутся в 2007 г., а ввод объекта в эксплуатацию запланирован на начало 2008 г. Пуск этого объекта позволит экспортировать сжиженные газы в морские порты прикаспийских стран и далее – в Европу. Иранская компания построила ранее терминал СУГ мощностью 6 тыс. т в год на ТКНЗ, а также мощностью 1 тыс. т в год в приграничном городе Серахсе и мощностью 500 т в Сархадабаде (общая стоимость – около 44 млн дол.). Прогноз добычи, потребления и экспорта нефти и газа Перспективы развития нефтегазовой отрасли Туркменистана будут определяться двумя основными факторами. Во-первых, политическим режимом, который будет определять общий инвестиционный климат в стране. Внутренние инвестиционные ресурсы, технологический и кадровый потенциал этой страны весьма ограничены. В начале 2000-х гг. при взаимодействии с иностранными инвесторами в республике имели место ряд случаев одностороннего пересмотра условий уже подписанных соглашений, нарушения договоренностей и т.п., в результате чего крупнейшие иностранные компании прекратили работу в республике (Shell, 2001 г.; ExxonMobil, 2002 г.), что негативно сказалось на общей ситуации в отрасли. С учетом продолжительности инвестиционного цикла в разведке и добыче нефти начало реализации крупных нефтяных проектов в республике может начаться не ранее 2010-2015 гг. Однако позже руководство страны пошло вновь на сближение с иностранными нефтегазовыми компаниями и стало предоставлять благоприятный режим для инвестирования. Согласно оценкам Министерства нефтегазовой промышленности и минерального сырья Туркменистана, составленным на основе конкретных нефтегазовых проектов, реализуемых как иностранными, так и государственными туркменскими концернами, инвестиции в нефтегазовую отрасль Туркменистана до 2010 г. должны составить более 44 млрд дол. Ожидаемые капиталовложения зарубежных компаний оцениваются более чем в 30 млрд дол. Их доля на нефтегазовом рынке этой страны составит через 5 лет примерно 70 %, поэтому в перспективе именно ненациональные операторы станут определять развитие нефтегазовой отрасли Туркменистана. В ближайшие 5 лет число эксплуатационных и поисково-разведочных скважин на газ вырастет на 300 единиц, на нефть – почти на 900. Во-вторых, перспективы роста будут определяться успехами проведения ГРР. В стране прогнозируется выявление значительного числа месторождений УВ, однако перспективы открытия связаны с глубокозалегающими сложнопостроенными подсолевыми толщами. В случае неподтверждения наличия необходимых объемов запасов на этих месторождениях дополнительные экспортные проекты организованы не будут. Нефть и конденсат Увеличение добычи нефти в Туркменистане может быть достигнуто за счет бурения новых скважин и реализации инвестиционных проектов "Блок 1", "Блок 3", Гунорта Гамышлыджа, Гунорта Челекен, Небитлидже, Небит-даг и др. Добыча нефти на старых нефтяных месторождениях Готурдепе, Барсагелмез и Гумдаг будет устойчиво снижаться. Для прироста доказанных запасов нефти и конденсата необходимы освоение туркменского сектора Каспийского шельфа и прилегающих территорий, бурение скважин в глубокозалегающих мезозойских отложениях на западе Туркменистана (Восточный Челекен, Экерем) и подсолевых карбонатных горизонтах на востоке (Западный Шатлык). В долгосрочной перспективе основной объем поисково-разведочных работ будет сосредоточен на перспективных территориях Гунбатар Экерем, Хазаряка золагы, Вас, Небитлидже, Яшылдепе и др. При прогнозе добычи нефти в Туркменистане учитывались существующий инвестиционный климат и низкий спрос на нефть в этой стране. Добыча нефти и конденсата в 2010 г. может быть увеличена до 19 млн т, в 2015 г. – 25 млн т, в 2020 г. – 30 млн т (табл. 8). С учетом внутреннего потребления экспорт нефти в 2010 г. составит 12 млн т, в 2020 г. – 15 млн т. Основная часть дополнительного объема нефти будет поставляться в южном направлении на НПЗ Ирана и далее по схеме замещения экспортироваться из портов Персидского залива.  Газ Для обеспечения всех подписанных контрактных соглашений добыча газа в Туркменистане должна увеличиться с 62 млрд м3 в 2005 г. до 140-150 млрд м3 в 2010 г. и 160-170 млрд м3 в 2020 г. (табл. 9). В ближайшие годы основное увеличение добычи будет происходить в традиционных центрах добычи на существующих месторождениях (Довлет-Денмез, Ачак, Наип, Южный Наип, Шатлык, Кирпичли, Малай, Самандепе, Оджак и др.) ежегодно – до 70 млрд м3, однако после 2010 г. объем добычи здесь неминуемо будет снижаться. Дополнительно вблизи существующих промыслов и созданной инфраструктуры будут вводиться новые месторождения, где потенциал ежегодной добычи составляет 15-20 млрд м3.  С 2008 г. ожидается коммерческая добыча газа на шельфе Каспия и прилегающих территорий зарубежными инвесторами на уровне 5 млрд м3/год с последующим наращиванием этого показателя до 12 млрд м3 в 2010 г. и до 20 млрд м3 в 2015 г. Увеличением добычи будет происходить площадях "Блок 1", "Челекен", "Небитдаг", "Блок 3". Для обеспечения сырьевой базы проектируемого газопровода "Туркменистан – Китай" компания CNPC в ближайшие годы подготовит для разработки и эксплуатации группу месторождений, расположенных на правобережье Амударьи. После 2010 г. ежегодные объемы добычи могут быть здесь доведены до 20-30 млрд м3. Освоение Яшлар – Южно-Иолотаньской группы месторождений, начатое туркменскими национальными компаниями и CNPC, позволит к 2020 г. увеличить добычу газа в стране еще на 10-20 млрд м3. С учетом добывных возможностей, а также прогноза внутреннего потребления газа в Туркменистане экспорт может составить в 2010 г. 95 млрд м3 и в 2020 г. – 135 млрд м3. Весь объем прогнозируемого экспорта уже законтрактован. До 2010 г. ОАО "Газпром" должен довести объем закупок до 50 млрд м3/год, а после 2010 г. – до 90 млрд м3/год. Также планируется расширение пропускной способности газопровода "Корпедже – Курт-Куи" в Иран до 14-15 млрд м3 ежегодно. По соглашению с КНР поставки газа должны начаться в эту страну с 2010 г. в объеме 30 млрд м3/ год. В средне- и долгосрочной перспективе Туркменистан планирует организовать систему экспортных поставок в Пакистан через Афганистан ежегодно в объеме 20 млрд м3, однако это произойдет только в случае дополнительного прироста значительных запасов газа в результате проведения ГРР либо пересмотра долгосрочных соглашений с другими странами. - - - - - - - - - - - - 03/01/2009 В 2008 году Туркменистан экспортировал более 47 миллиардов кубических метров природного газа из добытых 70 с половиной миллиардов кубометров, что меньше намеченного. В 2009 году в Туркмении намечено добыть более 75 миллиардов кубических метров газа, из которых на экспорт планируется направить более 51 миллиарда кубометров. http://www.rian.ru/economy/20090103/158 |
| Tuesday, November 9th, 2010 | |
| 4:00 pm | eia.doe.gov: Uzbekistan Energy Profile  -- = Not applicable; NA = Not available; F = Forecast value Petroleum (Thousand Barrels per Day) Total Oil Production  Crude Oil Production  Consumption  Net Export/Imports(-)  Refinery Capacity  Proved Reserves (Billion Barrels)  Natural Gas (Billion Cubic Feet) Production  Consumption  Net Export/Imports(-)  Proved Reserves (Trillion Cubic Feet)  http://www.eia.doe.gov/country/country_ |
| Friday, October 22nd, 2010 | |
| 1:15 pm | Туркмения: общие сведения, нефть и газ Территория - 491 200 км² Население, оценка (2009) - 4,884,887 ВВП Итого (2007) - $26,215 млрд. На душу населения - $5055 http://ru.wikipedia.org/wiki/Туркмения Численность населения  Источник Численность наличного населения Туркмении — 6,7 миллионов (по состоянию на начало 2006 года) Население Туркменистана растёт очень быстрыми темпами. По переписи 1979 года наличное население страны составляло 2759 тысяч, по переписи 1989 года — 3534 тысячи, по переписи 1995 года — 4481 тысячу человек. Продолжается бурный рост населения и после переписи 1995 года: к началу 2000 — 5200 тысяч, к началу 2001 — 5369,4 тысячи, на 1 мая 2001 — 5410 тысяч, на 1 августа — 2001 — 5478,9 тысячи человек. При этом растёт численность только титульной национальности. Ещё в царские времена (перепись 1897 г. в Закаспийской области) русские (вместе с украинцами и белорусами) составляли здесь 8,7 %. К 1926 году доля русских осталась прежней, составив 7,7 % (без украинцев и белорусов). В 1939 году доля русских достигла пика — 18,6 %, при этом туркмены составляли 59,2 % населения. Послевоенный период стал временем падением доли русских: в 1959 году они составили 17,3 % (снижение их доли в 1939—1959 годах объясняется землетрясением 1947 г. в Ашхабаде, в котором погибли до 100 тысяч человек), а в 1989 году — 9,5 %. Доля туркмен выросла к 1989 году до 72 %, приблизившись к уровню 1926 года (73,2 %). В последнее десятилетие ХХ века доля туркмен продолжала расти. В 1995 году они составили 77 % всего населения, а русские — 6,7 %. Казалось бы, доля туркмен стала рекордно высокой, превысив даже соответствующий уровень в царской переписи 1897 года. Но в начале 2001 года в стране были обнародованы самые последние данные об этническом составе населения, которые превзошли все ожидания. Обнародованы они были самим президентом Сапармуратом Ниязовым в докладе перед Народным Советом Туркменистана 18 февраля 2001 г. «В Туркменистане представлено более сорока народов. Мы с ними живём в мире и согласии. 3 % населения страны — узбеки, 2 % — русские. Коренная нация — туркмены — составляет 91 %», — сказал президент Ниязов по сообщению газеты «Нейтральный Туркменистан» (от 14 апреля 2001) и сайта turkmenistan.ru. Таким образом, с начала 1989 по начало 2001 года в Туркменистане численность туркмен выросла вдвое (с 2,5 до 4,9 миллиона), а численность русских — упала втрое (из 334 тысяч осталось чуть более 100 тысяч). http://www.tm.spinform.ru/people.ht Политика 01.03.2007 С.Кургинян. ПАНОРАМА (продолжение 2). Стратегический смысл среднеазиатских событий Доклад на заседании клуба "Содержательное единство" 1 марта 2007 года Часть III. Туркменская "заваруха" http://kurg.rtcomm.ru/clubs.shtml?cat=4  ( 1410×1083 )  ( 1410×1094 )  http://ru.wikipedia.org/wiki/Файл:Туркм  http://www.rogtecmagazine.com/rus/2 Энергетический профиль  http://tonto.eia.doe.gov/country/countr Добыча  http://www.ecogeodb.com/ECO_Detail.a  http://www.expert.ru/printissues/kazakh BP Statistical Review of World Energy (June 2010) добыча нефти, Европа и Евразия  добыча газа, Европа и Евразия   http://tonto.eia.doe.gov/country/countr Газета «Коммерсантъ» № 183/П (4483) от 04.10.2010 В конце прошлой недели на брифинге по итогам своего участия в 65-й сессии Генассамблеи ООН в Нью-Йорке Гурбангулы Бердымухамедов заявил о возможности резко увеличить экспорт туркменского газа. По его словам, к 2030 году Туркмения планирует производить 230 млрд кубометров газа в год, из которых 180 млрд для последующего экспорта. "Наших газовых резервов хватит на много десятилетий",— сказал президент. http://www.kommersant.ru/doc.aspx?DocsI - - - - - - - - - - - - - - - - - Баррель 0.1364 тонн 1 billion cubic feet - 0.028 billion cubic metres - - - - - - - - - - - - - - - - - Запасы 2002  http://www.users.qwest.net/~kryopak/Oil 2006 (до открытия мест. Южный Иолотань)  http://www.energytribune.com/live_image http://www.energytribune.com/articles.c  http://tonto.eia.doe.gov/country/countr 2007 В начале ноября 2006 года Ниязов на встрече с главой МИД Германии Вальтером Штайнмайером впервые объявил о запасах крупнейшего газового месторождения Южный Иолотань - более 7 трлн. кубометров. А это, якобы, выводит Туркмению на третье место в мире по запасам газа после России и Ирана. На "излете" советской эпохи доказанные запасы газа в Туркмении составляли около 3 трлн. куб. метров, причем за "постсоветские" годы было добыто примерно 600 млрд. куб. метров. Для сравнения укажем, что в настоящее время российские доказанные газовые запасы превышают 50 трлн. куб. метров, и еще примерно столько же относится в России к прогнозным запасам. А добывает Россия более 600 млрд. куб. метров газа в год. При этом, хотя разведка на газ после распада СССР в Туркмении велась в сравнительно небольших масштабах, последние официальные данные "Туркменгаза" о запасах газа в республике дают цифру более 20 трлн. куб. метров. Такой огромный прирост запасов туркменские чиновники объясняют открытием новых месторождений в Прикаспии (месторождение "Саг-Кенар" с объявленными запасами 1,7 трлн. куб. метров) и на Юго-Востоке (упомянутый выше Южный Иолотань с запасами более 7 трлн. куб. метров), а также обнаружением новых крупных запасов газа на уже действующих месторождениях (Довлетабад и др.). Однако независимого аудита этих, якобы, гигантских запасов при Ниязове ни разу не проводилось, и потому большинство экспертов - и в России, и за рубежом - ставит названные "туркменские" цифры под большое сомнение. В 2006 году в республике было добыто чуть менее 70 млрд. куб. метров газа, из которых около 50 млрд. поставлено на внешний рынок (42 млрд. в Россию по системе трубопроводов Средняя Азия-Центр (САЦ) и около 8 млрд. Ирану). "Газпрому" туркменский газ продается на основании 25-летнего соглашения о сотрудничестве, которое в 2003 г. подписали в Москве В.Путин и С.Ниязов. В 2006 году была достигнута договоренность о том, что в 2007-2009 годах "Газпром" будет ежегодно закупать в Туркмении до 50 млрд. куб. метров газа по 100 долл. за тысячу куб. м (для чего необходимо увеличить примерно на 10 млрд. куб. метров в год пропускную способность трубопроводов САЦ). Кроме того, Туркмения намерена с 2008 года увеличить до 14 млрд. куб. метров в год газовые поставки в Иран. Если допустить, что через несколько лет Туркмения будет также поставлять 30 млрд. куб. метров в год Китаю и 40 млрд. куб. метров в год Европе, то общая добыча газа в республике, с учетом внутреннего потребления, должна будет возрасти примерно до 160 млрд. куб. метров в год. И тогда гипотетические 20 трлн. куб. метров газовых запасов республики будут "съедены" за 120 лет, а более реальные 4-5 трлн. куб. метров - всего за 25-30 лет. http://kurg.rtcomm.ru/clubs.shtml?cat=4 September 19, 2009 из презентации 2008 г.  http://www.theoildrum.com/node/5792 G - Гига, 10^9, миллиард T - Тера, 10^12, триллион Газета «Коммерсантъ» № 183/П (4483) от 04.10.2010 По его словам, одно только месторождение Южный Иолотань—Осман содержит 18 трлн кубометров. В 2008 году президент сам же оценивал эти запасы в 4-14 трлн — такие данные обнародовала британская аудиторская компания Gaffney, Cline & Associates. Общие запасы природного газа своей страны Гурбангулы Бердымухамедов оценивает в 24,6 трлн кубометров. http://www.kommersant.ru/doc.aspx?DocsI - - - - - - - - - - - - - - - - - - Development constraints limit Turkmen gas export options Apr 26, 2010   http://www.ogj.com/index/article-displa - - - - - - - - - - - - - - - - - - Средняя Азия    http://www.theoildrum.com/node/5792 1992-2004 http://www.eoearth.org/article/Energy_p |
| Tuesday, October 5th, 2010 | |
| 4:33 pm | Россия, Центральная Азия, энергетика http://www.ceasia.ru/energetika/ Российское присутствие в нефтегазовой отрасли Таджикистана: история, современность и будущее … http://www.ceasia.ru/energetika/rossiys Российское присутствие в нефтегазовой отрасли Таджикистана: основные проблемы http://www.ceasia.ru/energetika/rossiys Российское присутствие в нефтегазовой отрасли Таджикистана: основные риски http://www.ceasia.ru/energetika/rossiys страница на Facebook - Владимир Парамонов http://www.facebook.com/#!/profile.p |
| Saturday, September 25th, 2010 | |
| 12:20 pm | BP Statistical Review of World Energy (June 2010), добыча нефти, Европа и Евразия  |
| Friday, August 20th, 2010 | |
| 1:01 pm | Интервью Юрия Шафраника Газовые проекты всегда политические Интервью Юрия Шафраника Руководитель Высшего горного совета, председатель Совета Союза нефтегазопромышленников России, глава Комитета ТПП России по энергетической стратегии и развитию ТЭК Юрий Шафраник рассказал в эксклюзивном интервью "Эхо планеты" о перспективах развития мирового нефтегазового рынка. - Каково положение России на мировом газовом рынке? - Достойное, хотя и не доминирующее. У нас почему-то решили, что для Европы мы незаменимы как поставщики газа. В результате, несмотря на кризис, у других поставщиков сегмент данного рынка увеличился, а у нас уменьшился. И это понятно в условиях конкуренции. Произошедшее должно мобилизовывать, заставлять делать выводы. Надо, как говорится, крутить педали, чтобы велосипед не остановился. - Каковы, на ваш взгляд, перспективы развития углеводородной энергетики на ближайшие 20 лет? Каким видам сырья будет отдано предпочтение? - В ближайшие десятилетия углеводородная энергетика останется основополагающей. А вот то, какое место займут другие виды сырья, будет зависеть от экономики и от вектора мировоззренческого развития человечества. Вдруг мы все достигнем просветления и придём к выводу о необходимости снизить темпы развития экономики и стать ближе к природе? Это уже мировоззренческое изменение. Но в любом случае в XXI веке найдётся своё место каждому сегменту энергетики, каждому энергоносителю - ветру, солнцу, газу трубному, газу сжиженному, низкоуглеродным и высокоуглеродным формациям, вязкой нефти, атомной и водородной энергетике. При этом в ближайшие десятилетия углеводородный цикл не утратит своего значения, хотя будут появляться и утверждаться другие виды энергоносителей. И я это только приветствую: чем больше выбор, тем лучше для потребителя, для народа, для мира. - Выгодно ли "Газпрому" развивать внутренний рынок газа и способна ли компания в её нынешнем состоянии осилить многочисленные проекты разработки новых труднодоступных месторождений? - "Газпрому", безусловно, выгодно заниматься внутренним рынком газа. Хотя этот рынок по цене менее выгоден, зато он более ёмок: он в два раза больше экспортного. Что касается новых разработок, то "Газпром" может заниматься проектами любых месторождений. Вопрос не в том, трудно ли их реализовать, а в том, за счёт чего он будет это делать? Купит ли он технологии и оборудование или создаст их сам? Другими словами, проблема в том, разрабатывает ли "Газпром" технологии, производят ли в России оборудование по заказу "Газпрома" или он вынужден покупать его за рубежом? "Газпром" - это национальное достояние, и вокруг этого достояния должна быть создана соответствующая технологическая инфраструктура. Говорят, что у "Газпрома" сегодня много долгов и мало ресурсов. Действительно, у него много долгов, но ресурсов-то ещё больше. Можно лишь сожалеть, что у "Газпрома" огромные долги, и можно пожелать ему добиться кратного повышения эффективности. Средства на это есть. Ресурсов так много, что их объём даже трудно осознать. - Согласны ли вы с утверждением, что трубный газ и построенные на нём российские проекты отступают перед сжиженным и сланцевым газом? - Не согласен. Да, я сам говорил, что эра трубопроводных проектов близка к завершению, но это не значит, что трубопроводные системы уступают своё место. В них вложены сотни миллиардов долларов, российских и не российских, вся Европа опутана ими. Трубопроводы были, есть и в ближайшие десятилетия будут нужны. А то, что параллельно развивается более гибкая система сжиженного газа, это отлично. Плохо то, что мы долго довольствовались только трубными системами. Не разрабатывая новых технологий транспортировки газа, мы потеряли минимум 25 лет. Конечно, пока сжиженный газ обходится дороже, но приближается время, когда можно будет выбирать - поставлять сжиженный газ или трубный. Что касается сланцевого газа, то внутри России он по определению не может быть конкурентом обычному природному газу, которого у нас очень много. Другое дело, что сланцевый газ может стать конкурентом, если государство вдруг решит разрабатывать какие-то месторождения этого газа. А вот на мировом рынке сланцевый газ вполне может составить конкуренцию российскому природному газу. Яркий пример тому - США, где его добыча получила значительное развитие. Это произошло за счёт грамотной политики государства, без которой частные компании не стали бы его добывать ещё тогда, когда это было невыгодно. Но в стране создали условия, дали преференции. Это была целенаправленная политика. В результате в определённых случаях и регионах сланцевый газ может стать конкурентом нашему природному газу. И не только он, но и другие виды газа. Всё зависит от экономики, от политики государства, а мы сидим на трубе и мало занимаемся другими видами получения и транспортировки углеводородов. Почему я являюсь ярым сторонником выхода наших компаний за пределы России? Они приобретут опыт, познакомятся с другими технологиями, начнут более гибко воспринимать мир и смотреть на себя в России по-другому. Это обогащает. А если мы ничего не видим, нигде ни в чём не участвуем, уцепились за природный газ, за трубу и Европу, то отставание неизбежно. - Европейские страны усиленно строят терминалы по сжиженному газу. Не нанесёт ли это удар по нашим действующим и строящимся трубопроводам? - Каждый проект, каждый трубопровод индивидуален. По какому-то, может, и нанесёт. Значит, нельзя успокаиваться, останавливаться. И надо лучше изучать конкурентную среду. - Говорят, что Китаю уже не нужен российский газ, и он полностью ориентируется на ресурсы Туркмении и Казахстана. Вы тоже так думаете? - У меня другое мнение. Даже в самом идеальном варианте через 10 лет, не раньше, Китай сможет получать из этих стран и Узбекистана порядка 60 миллиардов кубов газа, а у него видимая потребность уже сейчас - 250 миллиардов. Не зря китайцы ищут по всему миру новые источники газа и вкладываются в соответствующие проекты. Поэтому российский газ имеет перспективу на китайском рынке. Другое дело, что Китай - одна из самых крутых стран по части определения своей выгоды. Считать, что если мы проведём трубу в Китай, то к нам рекой потекут деньги - крайне ошибочно. Надо хорошенько потрудиться, создать необходимые условия, чтобы за наши нефтегазовые ресурсы Китай платил адекватные нашим ожиданиям деньги. - Насколько реальными и рентабельными, на ваш взгляд, являются проекты новых трубопроводов, которые прокладываются на западе и востоке России? Эти проекты надо рассматривать как экономические или политические? - Нет ни одного нефтегазового проекта, который не был бы политическим. Даже если все президенты дружно скажут, что проекты по нефти и газу вне политики, то это будет всего лишь дипломатическая игра. В нефтегазовых проектах политика была, есть и будет, поскольку энергетика - важнейшая составляющая мировой экономики. С другой стороны, можно сказать, что нет ни одного проекта, который бы был сугубо политическим. Если руководство страны принимает решение о реализации нефтегазового проекта, исходя в первую очередь, из соображений политики, то тем самым оно наносит урон своему государству. Да и компании не станут участвовать не то что в чисто политическом проекте, но и в проекте, где политика превалирует, где просят: "Давай, ради нашей гегемонии вложи два миллиарда!" Грамотные акционеры и профессиональные менеджеры никогда под этим не подпишутся. - Одним из важнейших направлений деятельности правительства России и нашего государства за последнее время является диверсификация путей поставки энергоносителей. И Дмитрий Медведев, и Владимир Путин говорили о прокладке новых трубопроводов на восток, о возможности поставок нашего сырья по ним в Японию, Китай и США. Речь, в частности, шла о дорогостоящем проекте трубопровода Восточная Сибирь - Тихий океан. Какова сейчас ситуация со строительством этих трубопроводов? И не ставим ли мы себя этим проектом в заранее уязвимую позицию? - Для того чтобы добывать, нужна инфраструктура, трубы, заводы, переработка. Нет их - нет добычи. С другой стороны, как только ты построил инфраструктуру, ты ею привязан к конкретному месту. Поэтому ты должен понимать, насколько точно просчитаны все действия минимум на 50 лет вперёд. Я полагаю, что трубопроводные системы на востоке должны появляться. Но тут есть ряд проблем. Мы опаздываем с переходом от нефтяной трубы к газовому потоку. А ведь все восточные месторождения - нефтегазовые. И что, мы и теперь газ жечь собираемся? Тогда некомплексность освоения новых месторождений будет лишь нарастать. Кроме того, мы отстаём и по фазе переработки. Мы что, только сырьё гнать будем? А строить перерабатывающие заводы на побережье - это неверно, они должны быть приближены к добыче. Иркутск, Красноярск, все города и городки вдоль железной дороги и вдоль трубопровода могут быть задействованы в создании глубокой нефтегазовой химии. Вдобавок отставание в развитии газового сектора будет тормозить и развитие нефтяного. Поэтому необходимо создавать условия для привлечения инвестиций, которые помогут одновременному строительству и трубопроводов, и перерабатывающих заводов. Это позволит добиться баланса в развитии всего региона. - Какие цены на энергоносители можно считать адекватными сейчас, и какова будет их динамика в будущем? - У нашего Института энергетической стратегии прогноз на нефтяные цены есть, и мы его пока придерживаемся. Для эффективного освоения новых проектов цена барреля должна быть порядка 60 долларов. Да, в стране имеется определённый экспортный запас. Но надо иметь в виду, например, колоссальный углеводородный потенциал Ирака и Ирана, который раскроется в условиях политической и экономической стабилизации. Я не согласен с прогнозами Мирового энергетического агентства, говорящего о нехватке нефти. Углеводородный цикл обеспечен ресурсами ещё на многие десятилетия. Вопрос в том, насколько эффективна добыча. Поэтому цены на углеводы будут колебаться, взлетать и падать. А цены на газ, электроэнергию, бензин будут зависеть от готовности потребителя платить. У нас нефти и газа достаточно для внутреннего потребления, поэтому у государства хватает рычагов, чтобы обеспечить приемлемый тарифный уровень. Приемлемый - не значит низ- кий. Приемлемый - то есть, соответствующий развитию производства, соответствующий налоговой базе и в целом состоянию экономики страны. http://www.ekhoplanet.ru/presources_984 |
| Thursday, August 12th, 2010 | |
| 11:02 am | «Газпром» зовет «Роснефть» разделить с ним политические риски в Киргизии Смена власти в Киргизии обернулась проблемами для работающих в стране российских компаний. Как стало известно РБК daily, «Газпром нефть» была вынуждена прекратить поставки туда нефти и нефтепродуктов. Это ставит под угрозу дальнейшее развитие местного бизнеса «дочки» «Газпрома». Но совсем уйти из страны она не может, так как присутствие российских нефтяников позволяет Москве решать свои политические проблемы в регионе, где США имеют свою военную базу «Манас». Чтобы «сохранить лицо», «Газпром нефть» зовет в партнеры «Роснефть». «Газпром нефть» ведет свой бизнес в Киргизии с 2006 года, когда она приобрела более сотни АЗС за 99 млн долл. Тогда эта сделка вызвала волну недовольства в деловых кругах республики, которые считали, что заправки достались российской компании значительно дешевле их реальной стоимости. Но после смены власти в стране «Газпром нефть» временно приостановила поставку топлива в Киргизию. Как рассказал РБК daily источник, хорошо знакомый с ситуацией, это произошло не только из-за беспорядков в республике. Менеджмент компании не устраивало, что киргизские партнеры через американскую базу «Манас» экспортировали российское топливо в третьи страны. По словам источника, нефтяная «дочка» газового гиганта работает в Среднеазиатском регионе в значительной степени из-за его политической важности для России, не всегда руководствуясь логикой рентабельности бизнеса. Поэтому сейчас она пытается привлечь в партнеры еще более «тяжеловесную» «Роснефть». Как рассказал РБК daily источник в Министерстве энергетики Киргизии, обе компании уже провели несколько раундов переговоров с киргизскими властями о возможном сотрудничестве в стране. «Правительство России намерено привлечь подконтрольную «Роснефть», которая вместе с «Газпром нефтью» будет осуществлять поставки не только на киргизский рынок, но и американцам», — сказал представитель ведомства. Сейчас обсуждается несколько вариантов вхождения «Роснефти» в нефтяную отрасль Киргизии, рассказали в Минэнерго страны. Первый предусматривает создание совместного предприятия с «Газпром нефтью», которой принадлежит 70% рынка АЗС в Бишкеке (35% по Киргизии в целом). По второму сценарию «Газпром нефть» передаст часть своих АЗС «Роснефти». В правительстве Киргизии подтвердили информацию о переговорах, отказавшись от дальнейших комментариев. «Газпром нефть» и «Роснефть» не стали комментировать ситуацию. Представитель «Роснефти» отметил только: «Госкомпания подчинится решению межправительственной комиссии, и если скажут, что нужно поставлять нефтепродукты в Киргизию, то мы будем выполнять эти предписания». «Поставки нефтепродуктов в республику носят политический характер, так как бизнес здесь экономически невыгоден. Постоянно присутствуют проблемы с оплатой и реализацией топлива. Компании приходится работать на невыгодных для себя условиях», — рассказал ведущий эксперт Центра политической конъюнктуры Дмитрий Абзалов. Поэтому закономерно, что, как только ситуация в стране дестабилизировалась, начались и проблемы с бизнесом. Кроме того, в нынешней ситуации, когда легитимная власть в стране имеет недостаточно рычагов для управления экономикой, для «Газпром нефти» непонятно, кто и когда будет платить за поставляемую нефть, предполагает вице-президент Центра политических технологий Сергей Михеев. Эксперты сходятся во мнении, что поддержка со стороны «Роснефти» будет далеко не лишней: госкомпания разделит с «Газпром нефтью» как экономические, так и политические риски. Россия через нефтяные компании удерживает влияние в республике, где США имеют свою военную базу. США стремятся иметь «раздражитель» в зоне российского влияния, к которой относится Киргизия. Кроме того, «Манас» — это перевалочная база ВВС США на пути в Афганистан, говорит эксперт Центра политической информации Алексей Панин. «Россия давно настаивает на том, чтобы базу вообще закрыли», — напоминает он. Если Россия начнет полностью контролировать поставки на американскую базу, США попадут в стратегическую зависимость от российских компаний. http://www.rbcdaily.ru/2010/08/12/tek/5 |
| Tuesday, July 6th, 2010 | |
| 12:00 pm | |
