[Most Recent Entries] [Calendar View] [Friends]
Below are the 20 most recent journal entries recorded in
iv_g's LiveJournal:
| Wednesday, January 26th, 2011 | |
| 4:15 pm | |
| Sunday, January 23rd, 2011 | |
| 1:12 pm | |
| Friday, January 21st, 2011 | |
| 9:10 am | iimes.ru: Россия-арабский мир: сотрудничество в нефтегазовой сфере А.Б.Подцероб 29 декабря 2010 Приоритетное развитие в российской экономике нефтегазовой отрасли привело к тому, что основной областью сотрудничества России с арабскими государствами стала энергетика. В настоящее время проникновение российских компаний в сферу нефте- и газодобычи в странах Ближнего Востока и Северной Африки осуществляется достаточно высокими темпами. «ЛУКойл» заключил с Саудовской Аравией соглашение сроком на 40 лет о разработке месторождений газа на севере Руб эль-Хали. Рассматривается возможность проведения этой компанией геологоразведки, а также обустройства нефте- и газопромыслов в КСА. «Роснефть» осуществляет совместно с компанией «Нафт аль-Хиляль» бурение газовых скважин в Шардже в Объединенных Арабских Эмиратах на участке площадью 1,2 тыс. кв. км[i]. Ожидается, что добыча на месторождении, запасы которого составляют 70 млрд куб. м газа и 16 млн т газового конденсата, начнется в 2013 г.[ii]. Инвестиции в первую очередь этого проекта составят 60 млн долл., 51% из которых внесет «Аль-Хиляль» и 49% «Роснефть»[iii]. В дальнейшем капиталовложения «Роснефти» могут достичь 630 млн долл. Кроме того, российскими компаниями выигран контракт на сооружение нефтеперерабатывающего завода в Фуджейре. В феврале 2007 г в ходе визита в Катар президента В.В.Путина «ЛУКойлом» и «Катар Петролеум» был подписан Меморандум о взаимопонимании. В ноябре 2010 г. во время переговоров в Москве эмира Хамада рассматривалась возможность реализации совместных проектов в нефтегазовом секторе, и компания «Газпром Интернэшнл» получила приглашение принять участие в соответствующих тендерах. Россия и Оман совместно с Казахстаном и рядом транснациональных корпораций вошли в Каспийский трубопроводный консорциум, инвестиции в который Оманского правительства в конце 90-гг. составили 100 млн долл.[iv]. «ЛУКойлом» достигнута договорённость о строительстве нефте- и газопровода в Иордании. «Стройтрансгаз» подписал контракты на сооружение в Сирии завода по сжижению газа (на сумму 200 млн долл.) и газопровода (на сумму 160 млн долл.).[v] Изучаются возможности участия российских компаний в бурении на нефть, добыче углеводородов, обустройстве нефтепромыслов, строительства при их содействии нефтеперерабатывающего завода. В октябре 2010 г. в ходе переговоров в Бейруте руководителя ФАТРМ, сопредседателя российско-ливанской МПК Г.Элькина обсуждался вопрос о продаже Ливану российского газа, а также о прокладке трубопровода с юга на север этой страны. Как пояснил заместитель мининдел РФ А.В.Салтанов, при этом имеется в виду использовать для поставок из России турецкий газопровод[vi]. Через него российский газ будет поступать в арабский трубопровод, идущий от египетского месторождения в Эль-Арише и доходящий через Иорданию и Сирию до ливанской границы. Как ожидаются, поставки через него газа в Ливан начнутся в 2012 г. Что касается сооружения газопровода на территории Ливана, то имеется в виду связать им Тир с теплоэлектроцентралью в Дейр Аммаре. Стоимость этого трубопровода протяженностью 170 км составит 360 млн долл. Его ввод в строй позволит вдвое сократить энергетический дефицит страны, компенсируемый в настоящее время закупками мазута на сумму 1,5 млрд долл. в год. В тендере на строительство этого объекта будут участвовать 19 компаний. Кроме того, во время пребывания в Египте Г.Элькина была достигнута договоренность рассматривать в качестве перспективных направлений сотрудничества переработку нефти и геологоразведку на ливанском морском шельфе. «ЛУКойл» совместно с «ЭНИ» и «Интэрнэшенел Файнэнс Компани» ведет разведку и разработку нефти и газа в Западной пустыне в Египте, в то время как «НОВАТЕК» планирует начать разведку и добычу углеводородов в районе Эль-Ариша. «Газпром» проявляет интерес к налаживанию сотрудничества с Марокко. Вместе с тем не принесла результатов предпринятая во второй половине 90-х гг. «Славнефтью» попытка закрепиться в Судане: реализация подписанного ею контракта на сооружение трубопровода была сорвана по вине российской компании. Особенно успешно развивается сотрудничество с Ливией и Алжиром. В ВСНЛАД функционирует германо-российское совместное предприятие «Винтерсхолл Холдинг», добывающее 5 млн т нефти в год, 49% акций в котором принадлежит «Газпрому»[vii]. Эта компания получила, кроме того, три блока нефтяных месторождений, где она начнет осуществлять разведку и добычу нефти, а также договорилась с ливийской «Национальной нефтяной корпорацией» об учреждении совместного предприятия, которое «будет работать по всем направлениям нефтяной отрасли», включая модернизацию старых и строительство новых нефтяных мощностей[viii]. «Татнефти» и «Татнефтегеофизике» выданы лицензии на геологоразведку четырех блоков общей площадью 18 тыс. кв. км под Гадамесом и Сиртом[ix]. «Газпром» получил вместе с итальянской «ЭНИ» принципиальное согласие ливийской стороны на сооружение газопровода из Ливии в Южную Европу. Наконец, компания «Синтез», созданная «Синтезнефтегазом» и «Негус-газом», начала переговоры с ливийцами о сейсмобурении, разведке и добыче углеводородов. В Алжире «Стройтрансгаз» в 2003 г. завершил строительство нефтепровода протяженностью 400 км и в 2005 г. подписал контракт на 226 млн долл. на сооружение трубопровода длиной 270 км для доставки газа на теплоэлектростанцию под Типазой[x]. Этой компанией был, кроме того, заключен в январе 2009 г. контракт на геологоразведку на сумму 35 млн долл[xi]. «Газпром» совместно с алжирской компанией СОНАТРАК реализует четыре проекта в сфере разведки и добычи углеводородов[xii]. «Роснефть» и «Стройгаз» проводят разведку на нефть в Сахаре на площади 6,5 тыс. кв. км и уже начали разработку одного из открытых месторождений[xiii]. Деятельность российских компаний на данном направлении получает содействие государства. Как сообщил журналистам 7 октября 2010 г. заместитель председателя правления «ТНК-БиПи» М.Барский, председателем Правительства РФ В.В.Путиным было направлено послание премьер-министру АНДР Ахмеду Уяхье в поддержку намерения этой компании приобрести в Алжире три газовых блока. В последующем данный вопрос обсуждался, по его словам, в ходе переговоров в Алжире в октябре 2010 г. президентов Д.А.Медведева и Абд аль-Азиза Бутефлики. Крупным успехом «ЛУКойл» стало возвращение в Ирак. В 1997 г. эта компания заключила с иракским Министерством нефти и газа соглашение о разработке месторождения нефти Западная Курна-2, доказанные запасы которого составляют 2 млрд баррелей. Его реализация была, однако, отложена в связи с действовавшими тогда в отношении Ирака международными санкциями, а после свержения президента Саддама Хусейна новое иракское руководство это соглашение расторгло. Тем не менее, «ЛУКойл» не отказалась от попыток вернуться в Ирак. Для этого компания применила тактику создания в отношениях с иракцами атмосферы, благоприятствующей возобновлению экономических связей. В 2004 г. «ЛУКойл» подписала с иракским Министерством нефти Меморандум о взаимопонимании и сотрудничестве, в соответствии с которым она поставил в Ирак строительную технику и автомобили скорой помощи. В ее учебных центрах и на предприятиях прошли стажировку несколько сотен иракских нефтяников. Специалисты компании осуществляли обработку сейсмических данных и оценку нефтегазовых пластов, разрабатывали технологические схемы и конструировали геологические модели нескольких иракских месторождений. К усилиям по нормализации обстановки в отношениях с Ираком подключилось и государство. В феврале 2008 г. министр финансов РФ А.Кудрин объявил о списании Россией 65% государственного долга (т.е. 12 млрд долл.) в обмен на предоставление возможности осуществлять инвестиции в иракскую экономику. Активное участие в этих усилиях приняло российское Министерство иностранных дел. «Мы, - подчеркивал министр иностранных дел России С.В.Лавров, - работаем с иракским руководством, чтобы достигнутые ранее договорённости, тем более подписанные контракты уважались»[xiv]. В 2008 г. Багдад посетили А.В.Салтанов и президент «ЛУКойл» В.Алекперов. А.В.Салтанов передал премьер-министру Ирака Нур ад-Дину аль-Малики послание В.В.Путина, в котором подтверждалась готовность российской стороны к развитию взаимовыгодных отношений с Ираком[xv]. В результате была достигнута договоренность о создании иракцами совместной с «ЛУКойл» рабочей группы по актуализации контракта на Западную Курну и об участи «ЛУКойл Оверсиз» в тендерах по новым проектам. В сентябре 2009 г. в Багдаде находился министр энергетики России Н.Шматко, в ходе бесед которого с Н.Д.аль-Малики шла речь о строительстве российскими компаниями двух газопроводов, а также модернизации электростанций Юсефийя и Дибис[xvi]. Созданию климата, благоприятствующего восстановлению экономического сотрудничества с Ираком, способствовала и эволюция политических подходов Москвы к происходящему в этой стране, в частности позитивная оценка ею проведения там парламентских выборов и сформирования Правительства на их основе, заключения Ираком соглашения с Соединенными Штатами[xvii]. Избранная тактика принесла результаты. 12 декабря 2009 г. министр нефти Ирака Хусейн аш-Шахристани объявил, что «ЛУКойл» выиграла контракт на разработку Западной Курны-2, победив консорциум «Петронас», в который входят британская «Бритиш Петролеум», «Китайская национальная нефтяная корпорация» и французская «Тоталь». Месторождение будет осваиваться «ЛУКойл» совместно с норвежской «Статойл» и иракской «Северной нефтяной компанией». Созданный ими консорциум готов выплачивать за каждый добытый баррель 1,15 долл. Предполагаемые объемы добычи составят 1,8 млн баррелей в сутки. В соответствии с контрактом консорциум выделяет ежегодно 5 млн долл. на организацию профессиональной подготовки и повышение квалификации иракских специалистов и совершенствование материально-технической базы профильных учебных заведений Ирака. Стажировка иракцев на объектах «ЛУКойл» началась в декабре 2010 г. с прибытием из Ирака на предприятия в Прикамье и Западной Сибири 120 нефтяников. Проникновение российских компаний в углеводородный сектор арабских стран представляется обоснованным с экономической точки зрения, учитывая, что трудноизвлекаемые запасы нефти составляют в России 70%, а 93% новых месторождений являются нерентабельными и их освоение потребует не менее 10 лет, а также значительных капиталовложений[xviii]. В Западной Сибири, где в настоящее время добывается 60% нефти, себестоимость получения одной тонны составляет 30 долл., в Восточной Сибири – 80 долл., а в Арктике достигнет 500-700 долл.[xix]. В сложившейся ситуации добыча российскими компаниями углеводородов на Ближнем Востоке и в Магрибе является более рентабельной, чем их разработка в РФ и к тому же формирует предпосылки к сокращению добычи нефти на территории России, где ее запасы не являются неисчерпаемыми. Все более важным направлением российско-арабского сотрудничества становится координация действий с ведущими производителями энергетического сырья с тем, чтобы избежать хаотичной конкуренции на международных рынках, которая не отвечала бы интересам ни поставщиков, ни потребителей углеводородов. С учетом этого представляется обоснованным получение Россией статуса наблюдателя при Организации стран-экспортеров нефти (ОПЕК), что дало российским представителям возможность участвовать в конференциях министров нефти и энергетики этой организации. В то же время такой формат взаимодействия выглядит оптимальным, и РФ вряд ли имеет смысл идти на вступление в ОПЕК в качестве полноправного члена. Россия, являющаяся наряду с Катаром, Ираном, Нигерией и Алжиром крупнейшим производителем газа, участвует в проводящихся с 2008 г. ежегодных форумах стран-экспортеров газа (ФСЭГ). В Москве придают важное значение деятельности этой группы. В сделанном 3 ноября 2010 г. пресс-службой Кремля заявлении подчеркивалось «большое значение становления ФСЭГ в качестве эффективной международной организации, которая призвана обеспечить защиту прав и интересов производителей и потребителей, придать большую транспарентность и стабильность мировому рынку энергоресурсов». Вместе с тем, следовало бы, вероятно, более смело продвигаться к созданию газового картеля и сформированию в последующем полноценной организации стран-поставщиков газа. Необходимость безотлагательного осуществления подобных шагов диктуется, в частности, тем, что арабские страны всё более уверенно выходят со своим газом на мировые рынки и, прежде всего, на европейский. С другой стороны, падение спроса на газ в странах-потребителях в период экономических кризисов также порождает необходимость более тесной координации действий. Еще одним фактором, который нельзя не учитывать, является набирающая обороты тенденция получения газа из нетрадиционных источников на основе современных технологий. В частности, в 2009 г. Соединенные Штаты добыли из горных сланцев 593,4 млрд куб. м. газа, оттеснив Россию как его производителя с первого места в мире[xx]. С другой стороны – так же, как и в области нефтедобычи – в сфере производства газа жизненно важно подключать к координации действий на газовом рынке страны-потребители с тем, чтобы избежать резких колебаний цен и возникновения хаоса, что не отвечало бы интересам ни экспортеров, ни импортеров энергетического сырья. Особое значение для России имеет взаимодействие с Алжиром, являющимся вторым по значимости поставщиком газа на европейский рынок. В 2008 г. из АНДР по газопроводам «Энрико Маттеи» (проходящему через Тунис в Сицилию) и «Педро Дюран Фаррель» (пролегающему через Марокко в Испанию), а также танкерами было экспортировано в Европу 63 млрд куб. м газа, что удовлетворило 34% ее потребностей в «голубом топливе» (на долю России пришелся 41%, Норвегии – 25%). В свою очередь Европейский союз, реализуя стратегию поиска альтернативных российскому источников углеводородного сырья, активизирует в этих целях отношения с АНДР. В настоящее время осуществляется подготовка к вводу в эксплуатацию трубопровода «Галси», который соединит Алжир с Италией через Сардинию. Кроме того, по дну Средиземного моря в Испанию будет проложен газопровод «Медгаз». В период 2011-2014 гг. алжирский энергетический гигант «СОНАТРАК» планирует вложить в нефтегазовую отрасль, в т. ч. в наращивание экспортных возможностей, 63 млрд долл. Все это позволит алжирцам увеличить поставки газа в ЕС, которые, как ожидается, достигнут 85 млрд куб. м к 2013-2014 гг. и 100 млрд к 2015 г. Преимущества АНДР как конкурента заключаются в географической близости к Европе, развитой системе магистральных трубопроводов, современной индустрии по сжижению газа и наличии танкерного флота. Не исключено, что Алжир может в перспективе несколько потеснить на европейском газовом рынке РФ и Норвегию. Вместе с тем алжирцы заинтересованы в том, чтобы избежать нерегулируемой конкуренции с другими экспортерами газа. В данном контексте симптоматично включение в совместное заявление от 7 октября 2010 г. по итогам визита в Алжир Д.А.Медведева, положения о том, что, «принимая во внимание проблемы энергетической безопасности и ситуацию на мировом рынке энергоресурсов, стороны выражают стремление укреплять диалог на регулярной основе для координации своей деятельности в сфере энергетики с учетом необходимости защищать интересы каждой из сторон и принимать во внимание интересы других участников энергетического рынка – производителей, потребителей и стран транзита углеводородов». Стремление российской стороны к налаживанию и расширению взаимодействия в нефтегазовой области встречает все большее понимание в арабских странах. «Если раньше, - отмечает в этой связи Е.Супонина, - новые партнеры рассматривали друг друга как конкурентов, то теперь они полны решимости сотрудничать»[xxi]. С другой стороны, было бы целесообразно активизировать работу по созданию с арабскими компаниями совместных предприятий в сфере добычи углеводородов. Успех деятельности таких СП был бы, как представляется, обеспечен сочетанием технических и технологических возможностей и опыта российских нефтегазовых корпораций и знания арабской стороной условий и особенностей ведения бизнеса на Ближнем Востоке и в Северной Африке. ( Read more... ) |
| Thursday, January 20th, 2011 | |
| 9:00 am | |
| Wednesday, January 19th, 2011 | |
| 9:30 am | |
| Tuesday, January 11th, 2011 | |
| 3:30 pm | kommersant.ru: Цены на газ Газпрома для европейских стран б.СССР в 2011 г. В 2011 году Россия пересмотрела цены на газ для разных стран бывшего СССР в индивидуальном порядке. Стоимость топлива для Литвы, Белоруссии, Молдавии и Украины выросла, а для Латвии и Эстонии снизилась. Наиболее резкую позицию занимает правительство Литвы, которое по-прежнему угрожает лишить "Газпром" контроля над местными магистральными газопроводами. Литовский интернет-портал www.vz.lt сообщил, что местная газовая компания Lietuvos dujos (у "Газпрома" — 37,1%, у E.On Ruhrgas — 38,9%) с января 2011 года платит "Газпрому" $356 за тысячу кубометров газа, что на $8 дороже декабрьской цены и на $36 — цены третьего квартала. В Lietuvos dujos пояснили, что в течение всего 2010 года вели переговоры о снижении цен на газ, но их инициативы не были поддержаны правительством и министерством энергетики Литвы. Премьер Литвы Андрюс Кубилюс на днях назвал решение "Газпрома" не снижать цену на газ для Литвы "экономическим шантажом" и пригрозил обратиться в Еврокомиссию. По его мнению, "дискриминационный подход монополиста к ценам на газ" приведет к ускорению введения в стране норм Третьего энергопакета ЕС и "строительства терминала сжиженного газа, чтобы Литва получила возможность покупать газ не у единственного поставщика и чтобы Литву невозможно было шантажировать высокими ценами на газ". Зампред правления "Газпрома" Валерий Голубев пояснил "Ъ", что монополия приняла решение о снижении на 15% цены на газ для Эстонии и Латвии в 2011 году (при росте потребления газа до уровня 2007 года), а в отношении Литвы аналогичное решение достигнуто не было "в связи с особенностями применения этой страной положений Третьего энергопакета ЕС". С мая 2010 года парламент Литвы рассматривает новый закон о газе, применение которого может привести к потере "Газпромом" и E.On контроля над магистральными газопроводами в Литве. "Мы не понимаем, зачем Литва предлагает такую имплементацию Третьего энергопакета ЕС, поскольку Литва, Латвия и Эстония являются замкнутым рынком,— пояснил топ-менеджер.— 49-я статья Третьего энергопакета предусматривает отсрочку, пока не будут созданы условия открытого рынка. И нас смущает, что ничего хорошего для Литвы не получится, поскольку газ в любом случае будет поставлять "Газпром"". Третий энергопакет ЕС вступает в действие в марте 2011 года (но имеет двухлетний адаптационный период) и обязывает предоставлять третьим лицам доступ к газотранспортным мощностям. Этот же документ предписывает всем странам ЕС обеспечить разделение бизнеса по продаже и транспортировке газа. Россия считает необходимым дальнейшее изучение и доработку Третьего энергопакета ЕС, поскольку возможно сохранить газопроводы в собственности при создании независимого оператора. Цены на газ для Украины, Белоруссии и Молдавии в 2011 году планово повысились. Причем если для Белоруссии и Молдавии это связано с условиями четырехлетних контрактов, когда с этого года "Газпром" не применяет понижающие коэффициенты, то по отношению к Украине рост цен произошел исключительно по причинам рыночной конъюнктуры цен на нефть и нефтепродукты. Вчера источник в правительстве Украины рассказал агентству "Интерфакс-Украина", что цена российского газа в первом квартале составляет $264 за тысячу кубометров, а в среднем по году может подняться до $280. Этот уровень ниже первого квартала 2010 года ($305,68 за тысячу кубометров), но выше среднегодового. В Белоруссии, по сообщению минэкономики страны, с 1 января для юридических лиц и индивидуальных предпринимателей цены на природный газ повышены на 11,9% — до $275,87 (без налога на добавленную стоимость) в связи "удорожанием в 2011 году цены покупки природного газа из РФ, изменением общих экономических условий хозяйствования". В конце 2010 года Валерий Голубев говорил, что цены на газ для Белоруссии составят с нового года $230 за тысячу кубометров ($184 — в декабре 2010 года). Цена для Молдавии сегодня составляет $320 за тысячу кубометров ($268 — в декабре). Как поясняет Максим Шеин из БКС, у Минска как крупного потребителя есть преимущество перед Кишиневом — Белоруссия потребляет 20-22 млрд кубометров в год, а Молдавия — порядка 3 млрд кубометров. И кроме того, поясняет аналитик, Молдавия платит таможенную пошлину, а Белоруссия — нет. http://www.kommersant.ru/doc.aspx?DocsI |
| Monday, January 10th, 2011 | |
| 10:05 am | Белоруссия: геология, нефть и газ Экономика Белоруссии очень мало месторождений углеводородов: добыча нефти из полесских месторождений в районе Речицы за год не превышает 1,5 млн тонн. Топливно-энергетический комплекс Белоруссия практически полностью зависит от внешних поставок энергоносителей. В то же время она располагает двумя нефтеперерабатывающими заводами, построенными в советские времена, — Мозырским и Новополоцким. Производственные мощности были частично модернизированы с учётом требований европейского рынка. Одновременно происходило постепенное увеличение объёмов нефтепереработки (с 12 млн т в 2001 г. до 20 млн т в 2006 г.) и соответствующий рост экспорта нефтепродуктов (почти в 5 раз с 2002 по 2006 гг., когда он составил $7,5 млрд). До конца 2006 года Белоруссия имела возможность закупать нефть в России по внутренним российским ценам и экспортировать нефтепродукты по мировым ценам, что позволяло не только удовлетворять внутренние потребности страны в нефтепродуктах, но и получать значительные доходы. При этом расходы на газоснабжение частично компенсируются за счёт реэкспорта российского газа и в этой ситуации Белоруссия, при почти полном отсутствии своей нефти и газа, не пострадала, а выиграла от роста мировых цен на энергоносители. В 2005 году потребление топливно-энергетических ресурсов (ТЭР) достигло 34,9 млн т. у.т. В структуре потребления ТЭР 59,9 % занимает природный газ, 21,7 % — нефтепродукты и сырье, 0,7 % — уголь, 15 % — местные виды топлива (торф, дрова), 5,7 % — импорт электроэнергии. ( Read more... ) Добыча горючих полезных ископаемых В стране разрабатывается несколько нефтяных месторождений, все они относятся к Припятской нефтегазоносной впадине, на 2000 год промышленные запасы месторождений оцениваются в размере 63 млн т., попутного газа 35 млрд м³, неразведанные — 190 млн т. и 90 млрд м³ соответственно. в 2009 году в Беларуси было добыто 1.720 тыс. тонн нефти. Всего насчитывается 74 нефтяных месторождения, расположенных в тектонической зоне Припятского прогиба (в Гомельской и части Могилевской и Минской областей). На начало 2010 г. разрабатываются 59 месторождений, 9 месторождений — разведываются, 50 месторождений — эксплуатируются. По состоянию на начало 2010 года, по словам директора ГП «БелНИГРИ» Александра Лобова, промышленные остаточные запасы нефти в Беларуси составляют более 50 млн тонн. Половина запасов — трудно извлекаемые. На текущий момент начались работы по поиску нефтяных месторождений в южной части Припятского прогиба. С целью реализации нефтепродуктов в мае 2007 года создана Белорусская нефтяная компания. По словам белорусского заместителя министра природных ресурсов и охраны окружающей среды Анатолия Лиса, в 2010 году планируется увеличение запасов нефти на 950 тыс. тонн. Ранее, в 2009 году был обеспечен прирост нефтяных запасов на 1 млн. 673 тыс. (из них 419 тыс. тонн было разведано РУП «Белгеология» и 1 млн. 254 тыс. тонн РУП "ПО «Белоруснефть». Ранее, в 2004 году, добыча нефти составила 2 млн т. нефти и 250 млн м³ газа. ( Read more... ) Отмечаются запасы горючих сланцев в промышленных запасах — 3 млрд т. (эквивалентных 660 млн т.у.т.) и бурых углей в размере 150 млн т. (28 млн т.у.т.). Технический ветропотенциал оценён в 300—400 (согласно источнику — более 288) млрд кВт·ч/год, однако в силу преобладания ветров малой скорости экономический потенциал значительно ниже. http://ru.wikipedia.org/wiki/Эконом  ( 5000×4104 ) http://maps.vlasenko.net/belarus/by-a  ( 5000×4257 ) http://maps.vlasenko.net/belarus/by-phi http://maps.vlasenko.net/belarus/  http://maps.grida.no/go/graphic/belarus Геология СССР. Белорусская ССР http://rogov.zwz.ru/Manuals&Classica/Geology_of_USSR/Geology_of_USSR А.А. Махнач. Введение в геологию Беларуси. Мн.: Ин-т геол. наук НАН Беларуси, 2004, 198 с. Белорусский геологический портал - Геология Беларуси http://www.geology.by/ The Mineral Industry of Belarus http://minerals.usgs.gov/minerals/p Геологическая карта 1 : 5 000 000  http://www.geologiya.org/index.php?p=ga Инженерно-геологическая карта Беларуси  http://geology.by/geomaps/28.html?p http://geology.by/images/geolog/map Месторождения полезных ископаемых  http://geology.by/geomaps/28.html?p http://geology.by/images/geolog/map Карта нефтегазогеологического районирования  http://www.geologiya.org/index.php?p=ga http://www.geologiya.org/index.php?p=ga Министерство природных ресурсов и охраны окружающей среды Республики Беларусь http://minpriroda.by/ru/ Геологоразведочное республиканское унитарное предприятие "Белгеология". http://www.geologiya.org/ http://belgeologiya.orfica.com/index.ph Закрытое Акционерное Общество «Белруснефтегаз», головное предприятие инвестиционно-промышленной группы «БЕЛРУСНЕФТЕГАЗ», специализируется на добыче и переработке нефти и газа, сооружении «под ключ» объектов нефтегазового комплекса и энергетики, строительстве трубопроводов различного назначения, промышленно-гражданском строительстве, реализации инвестиционных проектов. http://belrusng.ru/page1.htm Беларуськалий http://www.kali.by/russian/bel_main.htm Oil shale in Belarus http://en.wikipedia.org/wiki/Oil_shale_ Нефть Беларуси, история http://iv-g.livejournal.com/104448.h http://www.beloil.by/ru/about/  Total Oil Production  Crude Oil Production  Net Export/Imports(-)  Proved Reserves (Billion Barrels)  NG Production  NG Consumption  NG Net Export/Imports(-)  http://tonto.eia.doe.gov/country/countr |
| 10:00 am | Future chemical feedstock trends As this chart shows, since shale gas started to become available in the US around 2008-2009, natural gas prices have fallen, then remained stable there. US prices have become disconnected from the oil price, unlike in Europe where prices have remained more tied to oil prices. This is obvious from the sharp rise in UK prices in recent months as the oil price has rallied. Cheaper natural gas means cheaper ethane for US chemical producers, giving them an advantage.  Forward planning for petrochemical production and pricing has become increasingly difficult as oil, and therefore naphtha, prices have become incredibly volatile. With predictions in a range of $35-95/bbl for crude oil in 2011 (see ICIS Chemical Business, 3 January 2011, page 24) and up to $200/bbl in the long term, we are unlikely to experience a lessening of this phenomenon. This is driving the search for less volatile, alternative feedstocks.  http://www.icis.com/Articles/2011/0 http://konfuzij.livejournal.com/545008.h |
| 8:00 am | Natural Gas Pricing and Its Future: Europe as the Battleground Московский центр Карнеги http://carnegieendowment.org/files/gas_ |
| Monday, January 3rd, 2011 | |
| 3:15 pm | ugfx: Итоги 2010 и прогноз на 2011 г. Своими действиями ФРС только усиливает расслоение, причем полностью игнорирует тот факт, что кредиторы не будут выдавать кредиты по искусственно заниженным ставкам. Т.е. кредиторы должны наращивать кредит, одновременно беря на себя более высокие риски (выдавая менее надежные кредиты). А если нет –то эти средства пойдут в другие активы (фондовые, товарные рынки), надувая пузыри, что в результате и происходит.  http://ugfx.livejournal.com/611282.html Американский доллар в первой половине года пользовался поддержкой, как валюта зоны безопасности, приток капитала резко вырос после начала европейского кризиса, в результате чего доллар смог вернуться к максимумам 2008-2009 годов. Но в середине года ситуация начала меняться, временная стабилизация в Европе и вынуждение Китая к смене валютной политики, а позднее смягчение монетарной политики ФРС, спровоцировали резкое падение американской валюты. Обострение европейского кризиса в конце года поддержало доллар, но он фактически стал валютой фондирования, а американский рынок источником ликвидности для иностранных банков. Действия ФРС ускорили рост на ресурсных рынках, что начало провоцировать резкое усиление инфляционного давления в Китае, а это требует ужесточения монетарной политики и охлаждения роста. Фактически США начали активнее давить на внешние рынки, чтобы как-то поддержать ситуацию в американской экономике. Печатает ФРС деньги – растем, перестает печатать – падаем. Именно так выглядела ситуация в 2010 году, как только ФРС весной завершила программу количественного смягчения весной рынок смело направился на юг. Основные риски на ближайшие год: ... Ужесточение монетарной политики в Китае, сокращение объемов стимулирования экономики и темпов роста кредита в связи с ростом инфляционного давления. Охлаждение китайской экономики негативно скажется на возможностях наращивания внутреннего спроса и спроса на ресурсные товары ... В первом полугодии будут превалировать две основные темы: кризис в еврозоне (предположительно Испании) и ужесточение в Китае. Одновременно будут накапливаться негативные эффекты от роста ставок в США и ухудшения экономической ситуации в Японии. Хотя американские проблемы могут быть немного отодвинуты, если европейский долговой кризис будет развиваться слишком стремительно. Вероятно, начнет сказываться рост цен на ресурсные товары, более сильно рост ресурсных цен будет сказываться на развивающихся странах-производителях. Есть неплохие шансы на продолжение ресурсного ралли в начале года, хотя здесь уже сформированы приличные пузыри, основанные исключительно на поиске инвесторами места для своих сбережений, но негативный эффект от ресурсных цен пока ещё не так очевиден для экономики и запас здесь присутствует. Шарахающиеся от долговых рынков капиталы могут поднять в моменте цены на нефть до $100-105 баррель, но это будет предел роста. Негативное влияние на реальную экономику будет выступать ограничителем роста, уже при текущих ценах на нефть США начали интенсивно сокращать импорт, а рынок сильно перегрет спекулятивными позициями. Аналогично выглядит и ситуация по золоту, отсутствие надежных мест для парковки капиталов может поднять цены на золото до $1450-1500 за унцию и это тоже, скорее всего, тоже будет пределом, т.к. золоте уже сформирован полноценный пузырь, который может начать схлопываться в любой момент. http://ugfx.livejournal.com/611363.html |
| Sunday, January 2nd, 2011 | |
| 8:15 pm | Изменения регулирования внутренних рынков ЕС и возможные последствия для поставщиков и потребителей Выступление на Круглом Столе Форума стран-экспортеров газа, Московская Энергетическая неделя (МЭН-2010), Москва, Президент-Отель, 25 октября 2010 г. http://www.konoplyanik.ru/speeches/2 http://konfuzij.livejournal.com/539555.h - - - - - - - КОНОПЛЯНИК АНДРЕЙ АЛЕКСАНДРОВИЧ биография http://www.konoplyanik.ru/ru/biogra Статьи http://www.konoplyanik.ru/ru/publicatio Выступления http://www.konoplyanik.ru/ru/speeches.h Интервью http://www.konoplyanik.ru/ru/interv |
| 7:00 pm | Россия: Показатели работы организаций по добыче газа, 1995-2009  http://community.livejournal.com/ru_ene |
| 9:00 am | Украина оставила Польшу без газа С 1 января Украина прекращает транзит газа в Польшу. Об этом сообщили в Управлении магистральных газопроводов «Львовтрансгаз», передает ЛІГА.net. «Нафтогаз» объяснил прекращение поставок изменениями украинского законодательства, согласно которым все объемы добытого НАКом газа внутри страны должны реализоваться на украинском рынке для потребностей населения. «Нафтогаз» ежегодно экспортирует около 5-6 млн куб. м газа в Польшу, соглашение между сторонами предусматривает поставку до 9 млн куб. м газа/год. В свою очередь, польская компания PGNiG намерена требовать реализации соглашения, которое действует до конца 2020 года. В соглашениях между НАК «Нафтогаз Украины» и PGNiG от 2004 года предусмотрено, что в 2011 году Украина поставит Польше около 186 мл. кубометров газа. Польская компания также намерена провести с «Газпромом» переговоры о снижении цены на газ. Глава PGNiG Михаил Шубский предположил, что переговоры могут начаться во второй половине января — по окончании новогодних каникул в России. Напомним, в 2010 году Польша закупила в России 9,7 млрд кубометров газа, и 0,9 млрд кубометров газа пришло в страну с западного направления. http://www.rosbalt.ru/2011/01/01/80 |
| Wednesday, December 29th, 2010 | |
| 10:33 am | Нетрадиционный газ Соединенные Штаты Америки являются крупнейшим потребителем природного газа – потребление в 2009г. составило 646,6 млрд. куб. м. При текущих темпах потребления, собственных доказанных запасов традиционного газа хватит менее чем на 9 лет. Технически извлекаемые запасы газа гораздо выше, из них более половины приходится на нетрадиционный газ, в частности сланцевый. Относительно количества запасов сланцевого газа нет единого мнения, однако все эксперты сходятся в том, что они колоссальны.  Рис.1 Запасы газа в США Источник: ГУ ИЭС по данным различных источников Основные запасы традиционного газа в США находятся в относительно маломощных и малопроницаемых пластах – коллекторах. Интенсивная добыча традиционного газа в США велась на протяжении длительного периода и начала сокращаться в начале 21 века. Потребление газа, начиная с энергетического кризиса 1980х годов, росло гораздо быстрее добычи. Крупные месторождения традиционного газа в США встречались всё реже, традиционный газ не мог или был экономически нерентабелен для восполнения нехватки газа внутри страны.  Рис.2 Баланс газа в США (млрд куб.м/г.) Источник: ГУ ИЭС по МЭА Разрыв между растущим потреблением и добычей газа традиционно восполнялся за счёт растущего импорта. Только на промежутке с 1995 по 2005 гг. импорт газа возрос на 52% — с 80,5 до 122,9 млрд куб. м./г., потребление газа на этом промежутке значительно не изменилось. Еще совсем недавно в «Center for energy economics», Техас было высказано предположение, что размер импорта в 2025г. превысит 250 млрд. куб. м./г. Для США импорт газа выливался в увеличение зависимости от стран-экспортеров, снижение энергетической безопасности и отток значительных средств в зарубежные страны. Именно в таких условиях были сделаны значительные инвестиции в добычу нетрадиционного газа, и он начал постепенно замещать традиционный  Рис.3 Добыча газа в США (млрд куб.м/г.) Источник: ГУ ИЭС по данным МЭА В ретроспективе рост доли нетрадиционного газа обязан в основном газу из твердых песчаных пород, который отличается от традиционного сложностью залегания и проницаемостью породы-коллектора и угольному метану, темпы добычи которого стабильны на протяжении десятилетия и не ожидается их резкий рост. Нынешний же ажиотаж вокруг нетрадиционного газа связан с газом из сланцевых пород, темпы роста добычи которого прогнозируют многие западные специалисты. Пропустив заведомо преувеличенные прогнозы, можно отметить прогноз IHS CERA, изложенный в работе «A Study of North American Natural Gas Supply to 2018», согласно её прогнозу, в 2018г. добыча сланцевого газа в США составит 180 млрд. куб. м./г., что будет равно 27% от общей добычи. Прогноз МЭА более осторожен, к 2035 г. будет добываться 170 млрд куб. м./г, составляя 26,2% от общей добычи (МЭА не ведет подсчет запасов и добычи газа из плотных песчаников, поэтому он на графике включен в традиционный газ)  Рис.4 Прогноз и реальная добыча газа в США (млрд куб.м/г.) Источник: ГУ ИЭС по данным Annual Energy Outlook 2010 (МЭА) Действительно, добыча сланцевого газа значительно возросла за последние несколько лет — с 2000 по 2005 гг., добыча возросла более чем на 150%, составив 33,5 млрд куб. м./г., в 2008 г, она составила 57,3, а в 2009 г 67 млрд куб. м./г. За последние 5 лет, среднегодовой рост добычи составил около 70%, данные цифры – результат огромного накопленного опыта и благоприятно сложившейся ситуации. Газ из сланцевых формаций добывался в США еще с самого начала развития газовой отрасли, но в небольших объемах. Первая скважина была пробурена в 1821 г. в сланцевом образовании девонской эры около села Фридония, Нью-Йорк. В 1920х годов начали разрабатывать бассейн Биг Сэнди Филд в Кентукки. Уже с 1930-х гг. умеренными темпами разрабатывалось месторождение Антрим в Мичигане. В 1980х г. началось разрабатываться месторождение Барнетт, относящееся к гигантскому бассейну Форт Ворт в Техасе, успех которого и привлек внимание к отрасли сланцевого газа. В 1986 г. на месторождении впервые испробовали технологию гидроразрыва пласта, а в 1992 г. там была пробурена первая горизонтальная скважина. До успешного применения технологий гидроразрыва пласта и горизонтального бурения в месторождении Барнетт, газовые ресурсы сланцевых формаций оставались без внимания, так как считались экономически нецелесообразными. Главной сложностью была низкая проницаемость сланца, через который без искусственного стимулирования просачиваются лишь очень низкие объемы природного газа. Текущая технология добычи включает в себя бурение горизонтальных скважин, технологию многоступенчатого гидроразрыва пласта и трехмерное сейсмическое моделирование. Однако росту добычи сланцевого газа способствовали не только успехи в технологиях. Основной прирост добычи пришелся на 2007-2008 гг., период крайне высоких цен на газ – цена на газ для обслуживающего сектора достигали 550 долл./тыс. куб. м., цены на газ для промышленности — 450 долл./тыс. куб. м.  Рис.5 Среднегодовая цена на газ в США (млрд куб.м/г.) Источник: ГУ ИЭС по данным МЭА При благоприятной ценовой конъюнктуре внимание множества игроков привлёк сланцевый газ. Из-за особенностей залегания сланца, геологоразведка гораздо дешевле и намного быстрее. Газ залегает в небольших изолированных «карманах», поэтому не нужно владеть правом на большой участок земли для начала добычи. Возможность войти в отрасль гораздо проще, тем более, сланцевый газ добывается взамен традиционного, и основные месторождения расположены на территориях, где газ добывался ранее. Как результат, производители имеют доступ к развитой системе трубопроводов.  На графике видно, что сланцевые бассейны раскиданы по всей территории США. В зависимости от месторождения меняются характеристики залегания сланца, такие как площадь месторождения, толщина пласта коллектора, содержание органических углеродов, извлекаемые запасы и т.д. В зависимости от характеристик, себестоимость добычи различна на всех месторождениях.  Рис.7 Цена безубыточности добычи газа и запасы по месторождениям Источник: ГУ ИЭС по данным Kenneth B Medlock III, Rice University Себестоимость складывается из многих факторов — из разведочных работ, покупки или аренды земли, стоимости бурения, капитальных расходов, важный фактор – срок жизни скважины и суточная добыча. В зависимости от методологии подсчёта и степени заинтересованности докладчиков, данные по себестоимости различаются. Компании, добывающие сланцевый газ, традиционно предоставляют заниженные относительно независимых экспертов данные. Помимо недавнего падения цен, проблемой производителей является специфика добычи сланцевого газа, для которой характерны несравнимо большие темпы падения добычи, чем на скважинах традиционного газа. Так, согласно исследованию Артура Бермана, техасского геолога и автора World Oil Magazine, для сланцевого месторождения Барнетт, на котором в 2009г добыто более 60% от всего сланцевого газа на территории США, характерны следующие показатели снижения добычи: в первый год к уровню первых дней добычи: на 65%; во второй год к уровню конца первого года: на 53%; в третий год к уровню конца второго года: на 23%; в четвертый год к уровню конца третьего года: на 21%; То есть за 4 года добыча на открытых скважинах снижается в 10 раз к начальному уровню. Таким образом, поддержание добычи и тем более ее рост возможны только за счет постоянного, ежегодного расширения фонда скважин. Уже сейчас компании, занимающейся разработкой сланцевых месторождений, обременены большими долгами и нуждаются в новых инвестициях. Они находятся в своеобразной экономической ловушке. Они не могут допустить сокращения добычи, однако высокое предложение удерживает цены на газ в США на высоком уровне. Финансовые показатели крупнейших производителей сланцевого газа в США наглядно иллюстрируют результаты неблагоприятной ценовой конъюнктуры и технологических особенностей добычи.  Рис.7 Финансовые показатели Chesapeake Energy Источник: ГУ ИЭС по данным «2009 ANNUAL REPORT CHESAPEAKE ENERGY CORPORATION»  Рис.7 Финансовые показатели Devon Energy Источник: ГУ ИЭС по данным «Devon Energy 2009 Summary Annual Report» О перспективах добычи сланцевого газа в США на продолжительном периоде пока говорить рано, однако ясно, что США обладают надежными и стабильными запасами собственного газа, хотя экономическая эффективность их добычи при текущей ценовой конъюнктуре под вопросом. Себестоимость добычи, несомненно, будет снижаться с развитием технологий, однако предсказать насколько сильно – нельзя. Что же касается Европы то, несмотря на значительные запасы, перспективы добычи значительных объемов сланцевого газа крайне маловероятны. Согласно работе Advanced Resources International (ARI), геологические запасы сланцевого газа в Европе равны 28,3 трлн куб. м. Технически извлекаемые запасы оцениваются примерно в 4 трлн куб. м., и сосредоточены, в основном, в Швеции, Польше и Австрии. Wood Mackenzie оценил извлекаемые запасы в Швеции в 1,36 трлн куб. м., некоторые оценки идут дальше. ExxonMobil, ConocoPhillips и другие западные компании собираются участвовать в разработке горючих сланцев для извлечения из них природного газа. Несмотря на сильный раздув этой темы в СМИ, есть аргументы, говорящие о том, что значение этого проекта сильно преувеличено. Для разработки сланцевых месторождений, необходимо большое количество бурового оборудования. Однако по данным Baker Hughes, предоставляющей услуги в нефтяной промышленности, число буровых установок в США достигает 949. А во всей Европе их всего около 100. Перевозка оборудования с США займёт длительное время. Правительство Польши оказывает сейчас значительную поддержку сланцевым проектам, формируя для них одни из наиболее благоприятных налоговых условий в существующей мировой практике. Однако могут возникнуть значительные экологические сложности, связанные с технологией добычи газа из сланца, при котором закачиваются под землю тонны химикатов, на решение которых могут уйти годы. Не стоит забывать, что добыче значительных объемов газа в США предшествовали десятилетия геологических и исследовательских работ. В Европе исследования сланцевых месторождений находятся на начальных уровнях. Для добычи сланцевого газа необходимо пробурить множество скважин на больших территориях, однако площадь территории Польши гораздо меньше и плотность населения и застроек больше, нежели в США. В то же время, лишь на месторождении Барнетт при строительстве скважин, дорог и трубопроводов было нарушено и повреждено не менее 550 кв. км земель. В настоящее время во главу проекта добычи сланцевого газа в Польше ставится не экономическая целесообразность, а желание Европы снизить зависимость от внешних поставщиков газа и политические мотивы. Об этом говорит как и форсирование проекта правительством, так и тот факт, что на данный момент себестоимость добычи 1 куб. м. сланцевого газа в Польше оценивает более чем в 280 долл./ тыс. куб. м. (согласно данным E.ON), а спотовые цены на ведущем европейском газовом хабе NBP колеблются сегодня около 205 долл./тыс. куб. м. При низких ценах на газ, добыча нерентабельна для нефтегазовых корпораций и не достигнет значительных объемов, что вполне осознается сегодня правительства европейских стран. Об этом, в частности, говорит заключенный между Правительством Польши и ОАО «Газпром» договор, предусматривающий продление контракта на поставку российского в Польшу до 2037 г., а также увеличение объемов поставок газа по действующему контракту с 2010 г. Сланцевый газ действительно оказывает влияние на цены на газ. Сейчас это выражается в низких ценах на газ в США и снижении экспорта СПГ. В результате переизбытка СПГ на мировом рынке, цены на газ падают и России приходится пересматривать долгосрочные контракты. О том, насколько продолжителен этот процесс, на текущий момент точно сказать нельзя, однако ясно одно – в паре добыча сланцевого газа и цены на газ, именно цены ведут за собой изменение объемов добычи. Журнал: Мировой рынок нефти и газа, №4 (апрель2010) Статья: ГОВОРИТЬ О СЛАНЦЕВОЙ РЕВОЛЮЦИИ НЕТ ОСНОВАНИЙ http://energytalks.ru/blog/6.html |
| Wednesday, December 22nd, 2010 | |
| 3:00 pm | Немцов, Милов: Путин и Газпром Немцов Б., Милов В. «Путин и Газпром» (независимый экспертный доклад). — М.: Техно М, 2008. — 58 с http://www.milov.info/cp/wp-content/upl http://ru.wikipedia.org/wiki/Владимир_ «Газпром» как явление в российской политической и деловой жизни уникален. Выручка «Газпрома» в 2007 году составила свыше 93 млрд. долларов, или 7% российского ВВП. Это в 2,5 раза превышает, например, расходы на национальную оборону. «Газпром» обеспечивает свыше 12% объема промышленного производства, около 16% в стоимостной структуре российского экспорта. На счету «Газпрома» - примерно 43% российского производства первичных энергоносителей и такая же доля в структуре общероссийского потребления энергоресурсов. Поставки газа «Газпрома» обеспечивают до 40% выработки электроэнергии в стране. Объем нефте- и газодобычи «Газпрома» составляет 5% от общемирового производства энергоресурсов и примерно 8,3% от общемирового производства нефти и газа. Поставки газа «Газпромом» обеспечивают более 50% газового импорта стран Евросоюза. Евгений Ясин не случайно однажды назвал «Газпром» «кошельком правительства»: по степени концентрации финансовых ресурсов и возможностям для их быстрой мобилизации на некие цели, важные для властей, компания не имеет себе равных. В 1990-е власти периодически использовали этот ресурс для решения политических задач – например, в 1997 году, когда перед правительством встала задача погашения накопленной задолженности по выплате пенсий, президент Ельцин дал руководству «Газпрома» указание незамедлительно оплатить часть задолженности «Газпрома» перед Пенсионным фондом в размере 2 млрд. долларов, чтобы профинансировать выплату пенсий. В июне 2000 года, всего через месяц после своей инаугурации, Путин оперативно добился замены Виктора Черномырдина на посту председателя совета директоров «Газпрома» на своего ближайшего соратника Дмитрия Медведева, а в мае 2001 года – замены Рема Вяхирева, возглавлявшего «Газпром» с момента его основания в 1992 году, на Алексея Миллера. «Компания «Газпром» - это больше, чем акционерное общество. Вся экономика страны в значительной степени базируется на газовой отрасли1» - слова Путина, произнесенные им на совещании, посвященном увольнению Вяхирева и назначению Миллера, состоявшемся 30 мая 2001 года в Кремле, вполне ясно дали понять его отношение к этой компании уже в самом начале его президентства. Сегодня 11 из 18 членов правления компании, занимающие важнейшие должности – в области контроля за финансами, имуществом, корпоративном управлении – люди, в 1990-е работавшие либо в санкт-петербургской администрации, либо в ОАО «Морской порт Санкт-Петербург», либо в неких петербургских коммерческих структурах, либо в ФСБ. Добыча газа «Газпромом» все эти годы практически не росла, в 2007 г. сократившись практически до уровня 1999 года. С учетом истощения старых месторождений, в самое ближайшее время стагнация в газодобыче может обернуться ее обвальным падением.  Не росли и поставки газа «Газпромом» российским потребителям. В 2007 г. объемы поставок газа на внутренний российский рынок составили всего 307 млрд. кубометров, или лишь на 2% выше уровня 2001 г. Между тем, внутренний спрос на газ за это время вырос на 18%, или почти на 67 млрд. кубометров в год! Таким образом, разрыв между внутренним спросом на газ и поставками газа на внутренний рынок растет, увеличившись с 72 млрд. кубометров в 2001 году до почти 132 млрд. кубометров в 2007 году. Сегодня около трети своих потребностей в газе Россия вынуждена удовлетворять за счет «негазпромовского» газа.  Этот разрыв традиционно покрывался поставками газа российских независимых производителей и импортом газа из стран Центральной Азии, но сейчас возможности роста добычи газа независимыми производителями ограничены, а зависимость от импорта стремительно дорожающего центральноазиатского газа приводит к резкому росту издержек «Газпрома» Запустить ямальские месторождения в эксплуатацию «Газпром», по условиям выданных лицензий, должен был в конце 1990-х годов – но ничего на этих месторождениях реально сделано не было. В 2000 году бывший глава «Газпрома» Рем Вяхирев попросил о продлении лицензий, ему поначалу отказали, однако после назначения главой «Газпрома» Алексея Миллера – лицензионные сроки освоения ямальских месторождений были по-тихому и без объяснения причин перенесены на 8-12 лет. Почему эти вложения не производились все это время? Ведь планировалось, что газ с месторождений полуострова Ямал начнет поступать на «большую землю» еще в конце 1990-х годов? Проблема в том, что все эти годы «Газпром» сознательно тратил лишь относительно небольшие средства на инвестиции в развитие своего главного профильного бизнеса – газодобычи. Огромные сверхдоходы, полученные от быстрого роста экспортных и внутренних цен на газ, «Газпром» потратил не на инвестиции, а на скупку активов и финансирование стремительно растущих издержек.  Таким образом, за 7 лет, в период с 2001 по 2007 годы, «Газпром» направил на капитальные инвестиции в развитие своего главного бизнеса – газодобычи – всего лишь чуть более 27 млрд. долларов. Для сравнения: на скупку активов в 2003-2007 гг. «Газпром» потратил 44,6 млрд. долларов. Из них более 30 млрд. составили расходы на покупку активов, не имеющих отношения к газовой отрасли – прежде всего нефтяных («Сибнефти», «Томскнефти») и электроэнергетических компаний (РАО ЕЭС, «Мосэнерго», оптовых и территориальных генерирующих компаний), а также трейдера «Росукрэнерго». Ну а пока месторождения полуострова Ямал не осваиваются, «Газпром» жестко «подсел» на импорт газа из Центральной Азии. Если в 2002 году доля центральноазиатского газа в балансе «Газпрома» составляла чуть более 4%, сегодня – 8%. Между тем, газ этот стремительно дорожает. Еще в 2003 году тысяча кубометров туркменского газа обходилась «Газпрому» в 30 долл., сегодня – в 150 долл. Неудивительно, что финансовая отчетность «Газпрома» по международным стандартам за 2007 год показала парадоксальный результат: при росте выручки от продаж газа более чем на 8% прибыль от продаж снизилась на 11%! И это – на фоне уверенного роста цен продаж газа в 2007 г., в том числе на 22,5% - для российских потребителей, и в среднем на 25,2% - для стран СНГ. Как можно при довольно быстром росте цен показать снижение прибыли от продаж? Менеджмент «Газпрома» не делает секрета из того, что причина – в росте расходов, основной статьей увеличения которых стала покупка нефти и газа у третьих лиц (расходы на их покупку выросли на 36%). Если в 2003 году затраты на покупные нефть и газ в целом по «Газпрому» составляли меньше миллиарда долларов, то в 2007 году – уже 15 миллиардов долларов, или более четверти от всех операционных расходов компании! Подавляющую долю этих расходов составляют стремительно растущие затраты на покупку газа в Центральной Азии: 11,7 млрд. долл. в 2007 г. против 7,5 млрд. в 2006 г. и всего чуть более 1 млрд. в 2005 г. В марте 2008 г. главы нефтегазовых компаний Казахстана, Узбекистана и Туркменистана объявили «Газпрому» о том, что с января 2009 года намерены перейти в расчетах с российским газовым монополистом на новые цены поставок газа, привязанные к европейским. Есть и еще одна проблема, препятствующая наращиванию инвестиций в газодобычу: крайне низкая экономическая эффективность деятельности «Газпрома». Операционные издержки компании (без учета налогов) увеличились в сравнении с 2003 годом втрое: с 4,9 до 14,8 долл. на баррель. Помимо роста затрат на покупной газ (о чем речь шла выше), главной статьей увеличения издержек является рост расходов на оплату труда. Они выросли с 3,7 млрд. долл. в 2003 г. до 9,7 млрд. в 2007 г., а в расчете на баррель добытого нефтяного эквивалента – с менее 1 доллара на баррель в 2003 г. до 2,5 доллара в 2007 г. Численность персонала «Газпрома» неуклонно росла, увеличившись с 391 тыс. человек в 2003 г. до 445 тыс. в 2007 г.  Для того, чтобы финансировать растущие аппетиты по скупке активов и растущие издержки, не хватало текущих доходов – в результате «Газпром» залез в колоссальную долговую яму. Долг компании, еще в конце 2000 года составлявший 13,5 млрд. долларов, по состоянию на конец 2007 г. достиг 61,6 млрд. долларов, или 66% (две трети) от годовой выручки компании (тогда как для международных нефтегазовых компаний сегодня нормой является соотношение долга к годовой выручке на уровне не более 10-15%).  ( Read more... ) |
| Monday, December 20th, 2010 | |
| 6:30 pm | Жидкость для гидроразрыва пласта В англоязычных СМИ репортеры наперебой обсуждают химический состав раствора для проведения гидроразрывов, используемый компаниями, добывающими сланцевый газ. В целом, объем воды, необходимой для проведения гидроразрыва – например, в формации Марселлус, составляет порядка 16 тыс. тонн. При этом сами компании всегда сообщали, что от 98 до 99% раствора – это просто вода и песок. Вопросы вызывали оставшиеся 1-2%. Эти оставшиеся проценты, которые вполне могут попасть в питьевую воду по трещинам, образовавшимся в породе после гидроразрыва, весьма волнуют американскую общественность. В абсолютном исчислении количество химикатов весьма велико: если общая масса воды и песка – около 16 тыс. тонн, которые доставляют несколько сотен автоцистерн, то доля химических добавок может составлять до 320 тонн. По информации, предоставленной компанией Halliburton, которая впервые провела гидроразрыв в 1947 г, выступив пионером в этой области, 98,47% объема жидкости, которая используется для гидроразрыва – это смесь воды и песка, а 1,53% – химические добавки – формальдегид, хлорид аммония (т.е. нашатырь), уксусный ангидрид, метиловый и пропаргиловый спирты, а также соляная кислота. После того, как смесь для гидроразрыва готова, ее закачивают под землю с усилием до 70 МПа. Давление воды вызывает появление трещин, а песчинки, которые загоняет в эти трещины поток жидкости, мешает их последующему схлопыванию. К слову, под словом "песчинки" подразумевается не только обычный песок, но и песок с полимерным покрытием (resin-coated sand) и частицы спеченного боксита. http://www.glossary.oilfield.slb.com/Di Проведение одного гидроразрыва занимает от 3 до 10 дней. При этом компания Chesapeake Energy использует совершенно иные химикаты, чем Halliburton, и доля их в готовом растворе намного ниже, порядка 0,5% добавок. При этом используются: соляная кислота, которая помогает растворять минералы; этиленгликоль, который борется с появлением отложений на стенках труб; изопропиловый спирт, который используется для увеличения вязкости жидкости; глютаральдегид, который борется с коррозией; легкие фракции нефти, которые используются для минимизации трения; гуаровая камедь, которая увеличивает вязкость раствора; пероксодисульфат аммония, который препятствует распаду гуаровой камеди; формамид, также препятствующий коррозии; борная кислота, поддерживающая вязкость жидкости при высоких температурах; лимонная кислота, используется для предотвращения осаждения металла; хлорид калия, препятствующий прохождению химических реакций между грунтом и жидкостью; карбонат натрия или калия – используется для поддержания баланса кислот. К слову, задачу специалистов, работающих в американских департаментах защиты окружающей среды, действующих в каждом штате, осложняет то, что разные компании используют различные наборы химикатов. В целом в списке блюстителей экологической безопасности США числятся 85 веществ, каждый из которых используется той или иной компанией, добывающей углеводороды из сланцев. http://www.trubagaz.ru/issue-of-the-d |
| Saturday, December 18th, 2010 | |
| 4:00 pm | 40% иранского газа добывается на месторождении "Южный Парс" 9 декабря На иранском месторождении «Южный Парс» достигнут рекордный уровень добычи газа. За сутки там добывается 237 млн. кубометров голубого топлива. Из них 177 млн. кубометров закачено в газопроводную сеть, а 9 млн. тонн отправлено на переработку на предприятия особой экономической зоны месторождения. Все газоочистительные заводы прошли плановый ремонт, и сейчас газоочистка проводится на всех объектах системы. «Южный Парс» является поставщиком более 40% газа в стране http://www.geonews.ru/doc5579.html - - - - - 27 мая Генеральный директор нефтегазовой компании «Парс» Али Вакили заявил, что после завершения строительства газоочистительных заводов всех фаз освоения месторождения «Южный Парс» объем добычи газа на месторождении должен быть доведен до 800 млн куб. м в сутки или 290 млрд куб. м в год. В настоящее время на месторождении «Южный Парс» ежесуточно добывается более 200 млн куб. м газа. К концу лета этот показатель должен составить 275 млн куб. м. По словам Али Вакили, на данный момент работы по разработке 15-ой и 16-ой фаз выполнены на 45%, 17-ой и 18-ой фаз – на 40% и 12-ой фазы – на 30%. По остальным фазам уже определены подрядчики и поставлены соответствующие задачи. На разработку 22-24 фаз подписан контракт со строительным штабом «Хатем аль-Анабия», и выделены земельные участки под строительство газоочистительных заводов. Разработка 19-ой фазы поручена компании «Петропарс», а 20-ой и 21-ой фаз – Строительной компании нефтяной промышленности (OIEC). Разработкой 13-ой и 14-ой фаз займутся два недавно созданных иранских консорциума, в состав которых входят строительный штаб «Хатем аль-Анабия, компания «Садра», Иранская национальная буровая компания и Компания по строительству морских сооружений. С подписанием контрактов на разработку оставшихся фаз освоения газового месторождения «Южный Парс» определен ход предстоящих работ по разработке названных фаз и строительству газоочистительных сооружений. Нефтегазовая компания «Парс» помимо «Южного Парса» занимается также разработкой газовых месторождений «Северный Парс», «Гольшан» и «Фердоуси», передает Iran News. http://energyland.info/news-show-tek-ne |
| 2:00 pm | Liquefied Natural Gas - A Canadian Perspective - Energy Market Asssessment An Energy Market Assessme nt FEBRUARY 2009 http://www.neb-one.gc.ca/clf-nsi/rnrgyn http://www.neb-one.gc.ca/clf-nsi/rnrgyn Conversion Factors 1 m3 gas = 35.3 cubic feet of natural gas 1 m3 LNG = 21,824 cubic feet of natural gas 1 Tonne LNG = 47,257 cubic feet of natural gas 1 Figure 1.1 - LNG Share of World Natural Gas Market  Source: BP Statistical Review of World Energy 2 Figure 1.2 - Global Natural Gas Consumption and Outlook  Source: EIA International Energy Outlook 2008 3 Figure 1.3 - Natural Gas Balance in Major Consuming Markets  Source: BP Statistical Review of World Energy 4 Figure 2.1 - Estimated Natural Gas Reserves (2007)  Source: IEA 2008 5 Figure 2.2 - World Production and Consumption of Natural Gas (2007)  Source: BP Statistical Review of World Energy 6 Figure 2.3 - Growing Reliance on Natural Gas Imports  Source: EIA International Energy Outlook 2008 7 Figure 2.4 - World LNG Production  Source: BP Statistical Review of World Energy 8 Figure 2.5 - Major LNG Producing and Consuming Regions (2007) - 109m3  Source: BP Statistical Review of World Energy 9 Figure 2.6 - World LNG Markets  Source: BP Statistical Review of World Energy 10 Figure 2.7 - East-Asia Natural Gas Balance  * Predominately From China Source: BP Statistical Review of World Energ 11 Figure 2.8 - East-Asia Seasonal LNG Requirement  Source: Various data sources 12 Figure 2.9 - LNG Supply to Japan  Source: Japan Ministry of Finance 13 Figure 2.10 - Natural Gas Production and Consumption in Major East-Asian Countries*  * Includes Japan, South Korea and China Source: EIA International Energy Outlook 2008, September 2008 14 Figure 2.11 - European Natural Gas Production  Source: BP Statistical Review of World Energy 15 Figure 2.12 - European Natural Gas Balance  Source: BP Statistical Review of World Energy 16 Figure 2.13 - North American Natural Gas Balance  Source: BP Statistical Review of World Energy 17 Figure 2.14 - World Market Influence on U.S. LNG Imports  * Converted to US$/MMBtu from data derived from the InterContinental Exchange (ICE) and the Japan Ministry of Finance 18 Figure 2.15 - Global LNG Liquefaction and Regasification Outlook  19 Figure 2.16 - Global LNG Liquefaction Under Construction  20 Figure 2.17 - LNG Shipping Fleet  Source: Argus and NEB estimates 21 Figure 2.18 - Atlantic Basin LNG Development  22 Figure 2.19 - Asia-Pacific Basin LNG Development  23 Figure 2.20 - Middle East LNG Liquefaction  24 Figure 3.1 - North American Natural Gas Consumption and LNG Imports  Sources: Historical from BP, Projection from EIA International Outlook 2008 with adjustment from 2009 Annual Energy Outlook 25 Figure 3.2 - U.S. LNG Imports  Source: U.S. Department of Energy 26 Figure 3.3 - Natural Gas Production and Consumption in North America  Sources: EIA International Energy Outlook 2008 and Annual Energy Outlook 2009 27 Figure 3.4 - Natural Gas Production and Consumption in Europe  Source: EIA International Energy Outlook 2008 28 Figure 3.5 - U.S. LNG Imports and Atlantic Basin Competition  Sources: Intercontinental Exchange, U.S. Department of Energy 29 Figure 3.6 - Atlantic Basin LNG Supply and North American Imports  Source: NEB estimates 30  31 Figure 4.2 - Illustrative Transportation Costs to Atlantic Basin Markets  Source: NEB 32 Figure 4.3 - New England Natural Gas Consumption and LNG Imports  Source: EIA 33 Figure 4.4 - Illustrative Transportation Costs to Asia-Pacific Basin Markets  Source: NEB 34  35  36  |
| Thursday, December 16th, 2010 | |
| 11:22 am | Газпром и сланцевый газ Доктрину энергетической безопасности России в новом году должно разработать правительство. В ней обязательно должна быть отдельная программа по добыче углеводородного сырья из нетрадиционных источников, предусмотрен и регулярный мониторинг появляющихся в этой сфере технологий и планов по их внедрению — так велел Дмитрий Медведев в понедельник во время заседания Совета безопасности. Примечательно, что эти слова Медведев произнес на следующий день после того, как США отправили в Европу первую партию сжиженного природного газа (СПГ). Из Великобритании американский СПГ по трубопроводу поступает в Бельгию — т. е. в континентальную Европу, где в последнее время «Газпром» и без того активно теснят конкуренты. Благодаря технологическому прорыву США в прошлом году резко увеличили добычу за счет сланцевого газа, американский импорт сократился, а излишки СПГ теперь перемещаются на европейский рынок, где цены на газ в полтора раза выше. Все это ведет к снижению спотовых цен на газ в Европе, делая их более выгодными для потребителей, чем покупки по долгосрочным контрактам «Газпрома». Из-за разницы в ценах с конкурентами российский концерн с конца 2008 г. все время теряет долю на европейском рынке. Правда, холода немного скорректировали эту тенденцию: несмотря на избыточное предложение, в США цены на газ растут начиная с конца октября. К сегодняшнему дню топливо подорожало уже на 36,8%. Дорожает газ и в Европе: в декабре спотовые цены превзошли цены долгосрочных контрактов и продолжают расти. На бирже газ стоит примерно $360 за 1000 куб. м, а средняя цена «Газпрома» — около $327. Но эксперты предупреждают, что это временно. Мировой рынок газа — рынок потребителя, предложение примерно на 160 млрд куб. м превышает спрос. Поэтому конкуренция на европейском рынке точно будет расти, и в 2011-2013 гг. «Газпрому» придется снижать цены. Эту тенденцию, безусловно, нужно учитывать в доктрине нашей энергетической безопасности. Но нельзя метаться из крайности в крайность. Мы довольно долго вообще игнорировали сланцевую революцию, а теперь так же бездумно ставим ее во главу угла. Зачем России налаживать добычу сланцевого газа, когда у нее самые большие в мире запасы газа традиционного, неосвоенные залежи которого ждут не дождутся своего часа? Не говоря уже о том, что до 50 млрд куб. м попутного газа ежегодно сгорает в факелах просто потому, что он слишком дешев и нефтяникам невыгодно загонять его в трубу — независимые производители газа, не имеющие доступа к трубе «Газпрома», вынуждены продавать ему топливо по $20 за 1000 куб. м, т. е. в 16 раз дешевле, чем газ стоит в Европе. Складывается впечатление, что «Газпрому» более всего выгодно нагонять страху на правительство. Угрожающее наступление сланцевого газа и связанные с ним радикальные перемены на мировом газовом рынке — отличный аргумент в пользу того, что нужно скорее повышать внутренние цены на газ. Их до сих пор регулирует правительство, поэтому скорость выравнивания внутренних цен на газ с экспортными во многом зависит от лоббистских усилий «Газпрома». Концерн в прошлом году впервые получил существенную прибыль от продаж на внутреннем рынке и рассчитывает делать это и дальше. Внутрироссийские цены на газ в ближайшие три года будут расти по 15% в год. Правда, этот пирог ему тоже придется делить с конкурентами. Пока «Газпром» был занят геополитическими проектами, окрепли независимые российские производители газа, у которых нет доступа к экспортной трубе. Его главный конкурент в России — компания «Новатэк» планирует рост добычи по итогам текущего года на 15%. И сланцевый газ тут ни при чем. http://www.vedomosti.ru/newspaper/artic |
| Wednesday, December 15th, 2010 | |
| 2:33 pm | bp statistical review: Южная и Центральная Америка Нефть Добыча  Потребление  Запасы  Газ Добыча  Потребление  Запасы  |
