iv_g's Journal
 
[Most Recent Entries] [Calendar View] [Friends]

Below are the 20 most recent journal entries recorded in iv_g's LiveJournal:

    [ << Previous 20 ]
    Friday, January 28th, 2011
    9:20 am
    vedomosti.ru: «Роснефть» всерьез взялась за шельф, рассчитывая на иностранные технологии
    Read more... )
    Monday, January 24th, 2011
    10:00 am
    Иордания: ни нефти, ни газа, но есть сланцы
    20.01.2011
    В ходе визита в Амман президента России Дмитрия Медведева Сергей Шматко, министр энергетики России, и Сулейман Аль Хафез, министр энергетики и минеральных ресурсов Иордании, подписали меморандум о сотрудничестве министерств в области энергетики. В частности, был подписан протокол о деятельности ОАО "Зарубежнефть", сообщает российское министерство. В целом, соглашение предусматривает как прямые инвестиции российских предприятий в нефтегазовые проекты, так и создание совместных предприятий с местными иорданскими компаниями. В частности, возможно участие в проектах добычи углеводородов из сланцев.

    По оценке, проведенной USGS еще в 2005 г, в Иордании находятся большие запасы сланцевой нефти. При этом отмечается, что запасы традиционных нефти и газа в Иордании фактически отсутствуют, в частности, запасы газа составляют порядка 6 млрд куб м. Что же касается сланцевой нефти, то в Иордании известно 26 месторождений, многие из которых крупные и содержат углеводороды высокого качества. Общие запасы сланцевой нефти в Иордании оцениваются в 0,5 трлн баррелей. Ранее партнером Иордании стала эстонская фирма Eesti Energia, но она занимается переработкой сланцев, а не добычей сланцевых углеводородов.

    Впрочем, отсутствие запасов традиционных углеводородов -- это не медицинский факт, долгое время считалось, что у Израиля тоже нет запасов природного газа, а это оказалось не так. Но в случае, если запасы традиционных нефти и газа обнаружены в Иордании не будут, возникает вопрос, сможет ли “Зарубежнефть” наладить добычу углеводородов из сланцев. Таким образом, можно предположить, что российская компания в основном будет проводить в Иордании геологоразведку, и этим ограничится.

    http://www.trubagaz.ru/issue-of-the-day/iordanija-ni-nefti-ni-gaza-no-est-slantsy/
    9:35 am
    Роснефть и ВР
    rusanalit пишет
    Роснефть и БиПи

    Вместо эпиграфа (внимательно смотрите на дату)

     «По версии собеседника "Ъ", "Роснефть" собирается обменять пакет своих акций, принадлежащий "РН-Развитие" (9,44%), и при необходимости часть госпакета на акции BP. А вслед за этим расплатиться выменянными акциями с российскими акционерами ТНК-BP Access и "Альфа-групп", чтобы получить контроль над 37,5% нефтекомпании. По вчерашним котировкам, 9,44% "Роснефти" стоили $8,97-9,02 млрд. Это около 4,6% акций BP.

    http://www.kommersant.ru/doc.aspx?DocsID=876433

    Номер от 04.04.2008

     

    Т.е. теме обмена акций Роснефти на акции Бритиш Петролеум уже порядка трех лет.

    Реализацию надо полагать приостановило падение цен на нефть в 2008-2009гг., а затем собственный кризис БиПи в Мексиканском заливе в 2010г.

     

    Справочно. Данные на 2009 год.

    Запасы Роснефти – 15,6 млрд. баррелей

    Запасы БиПи – 10,5 млрд. баррелей.

    Запасы ТНК-ВР – 8,6 баррелей.

     

    Давайте посмотрим, что такое Бритиш Петролеум.

    1. Первоначально основным источником добычи компании был шахский Иран (весьма жесткий режим).
    2. После того как исламская революция выперла БиПи из Ирана, компания переключилась на Северную Америку, поглотив две крупные тамошние нефтяные компании – АРКО и АМОКО (как раз активно бурившие на Аляске, в т.ч. на практически арктическом шельфе).
    3. После того как авария в Мексиканском заливе в 2010 году серьезно испортила отношения БиПи с властями США, БиПи просто-напросто переключилась на новый основной источник добычи – Россию.

    Причем тут стоит специально отметить, что несмотря на конфликт с российскими властями, на смену пострадавшему от аварии в заливе главе компании Тони Хейворду пришел никто иной, как глава российской ТНК-ВР Роберт Дадли, возглавлявший совместный российский бизнес Альфы-Реновы и БиПи в 2003-2008гг.

     

    Дальше посмотрим на то, насколько велики интересы БиПи в России.

    1. СП на Сахалине по добыче газа, «Сахалин-5» и «Сахалин-4». 51%-Роснефть, 49%-БиПи.
    2. 47,5% в ТНК-ВР
    3. Приобретенный БиПи в ходе публичного размещения 1% акций Роснефти.
    4. Роснефть находится в процессе приобретения у Венесуэлы 50% Ruhr Oel GmbH, владеющей четырьмя НПЗ в Германии. Владелец вторых 50% - БиПи.

     

    Получив 9,44% акций Роснефти БиПи довело свой пакет в этой компании до 10,5% - причем путем обмена акций, а не оплаты наличными, что с учетом возможных трат в связи с аварией в Мексиканском заливе БиПи достаточно выгодно.

    Насколько я знаю (поправьте меня) согласно международным правилам учета запасов, для того чтобы поставить нефть Роснефти себе на баланс БиПи надо довести свой пакет в этой компании минимум до 20%.
    Стоит отметить, что согласно плана приватизации таковой подлежит еще порядка 15% акций Роснефти. Почему бы 9,5% из них не отойти БиПи?

    Насколько я знаю (поправьте меня, если я в чем-то ошибаюсь) после аварии в заливе, БиПи продала активов на 21 млрд. долларов – в т.ч. примерно 2 млрд. баррелей запасов.

     

    Но даже если считать данные на 2009 год, с учетом 10,5% запасов Роснефти (1,6 млрд. баррелей) и 47,5% в ТНК-ВР (4 млрд. баррелей) российские месторождения формируют чуть более 50% запасов БиПи. А значит, Россия является основным источником запасов и следовательно – прибыли и следовательно – капитализации британской компании.

    Таким образом роснефтевские 5% акций БиПи на деле «весят» куда больше, чем просто 5%. И влияние российских властей на БиПи куда больше этих самых 5%. К которым вполне можно прибавлять и 2% акций БиПи полученных Альфой-Ренова в ходе создания ТНК-ВР.

     

    Что получили российские власти.

    1. Формализовали и существенно усилили свое влияние в БиПи.
    2. «Замазали» БиПи а через нее и ее акционеров в деле «Юкоса». Ведь БиПи получила как раз кофискованные у Юкоса 9,44% акций Роснефти. И 10,5% компании, чьи доходы и запасы минимум на 70% сформированы на базе Юкоса. Т.е. российские власти получили достаточно мощного лоббиста своих интересов в деле Юкоса за Западе.
    3. В ходе поглощения АМОКО американские акционеры этой компании 40% акций БиПи. Номинальным держателем большей части этого пакета – 27% акций БиПи – выступает ДжиПиМорганЧейз, чей топ-менеджер за неделю до объявления о сделке возглавил аппарат Белого Дома. Вот такой дальний прицел.



    отпечатано постоксероксомОригинал поста


    Из комментариев к записи
    - То, что это тема не новая - верное замечание. Странно, что для всех стало это неожиданностью. Еще осенью в плане приватизации значилось, что 10% Роснефти будут приватизироваться путем обмена активами, а уши ВР там явно торчали. С учетом резкого роста акций Роснефти после этой сделки (на 4% за 3 дня) очень странно, что столь важная информация о подготовке сделки прошла мимо аналитиков (и её инсайдеровское присутствие тоже не чувствовалось). И, кстати, теперь не у ВР не 10,5% Роснефти, а побольше - 10,8 где-то. Насчет акцента на капитализацию - Вы правы. Но приписать нефть себе на баланс - это не от процента акций зависит, а от конкретных контрактов по разработке месторождений и категории ресурсов. Поэтому Путин и обратил внимание в своей короткой речи, что "ресурсы превратятся в запасы". Иными словами, ВР должна поработать в морской геологоразведке - тогда появятся запасы, которые и увеличат её капитализацию. В целом - Вы точно вскрыли некоторые важные особенности этой сделки. Я только-только вчера об этом написал, теперь придется переделывать...

    Глава ВР прошел по инстанциям
    // Тони Хейворд ведет переговоры и с "Газпромом", и с "Роснефтью"
    Газета «Коммерсантъ» № 56 (3873) от 04.04.2008
    http://www.kommersant.ru/doc.aspx?DocsID=876433

    Британская BP осваивается в российской внутренней политике. Компания, которой уже несколько лет не удается урегулировать сложные отношения с "Газпромом", ведет переговоры с новым потенциальным союзником — "Роснефтью". По одной из версий, они даже могут вылиться в продажу "Роснефти" блокпакета акций ТНК-ВР.
    Read more... )

    Стратегический альянс Роснефти и BP

    http://community.livejournal.com/neftianka/77527.html
    Wednesday, January 19th, 2011
    9:35 am
    oilreview: Сделка "Роснефти" и BP: не путайте ресурсы с запасами!
    oilreview пишет
    Сделка "Роснефти" и BP: не путайте ресурсы с запасами!
    Некоторые российские СМИ расценили сделку между Роснефтью и BP как предательство национальных интересов. Месторождения с фантастическими запасами нефти (5 млрд тонн, так Путин сказал!) отдали британцам. «Роснефть» должна была бы разрабатывать месторождения Карского моря самостоятельно, так было бы гораздо выгоднее для страны.
    На самом деле, всё это ложь - месторождений нет, запасы равны нулю. Есть три участка с ресурсами 5 млрд тонн. Но ресурсы - это не запасы!

    Разницу между ресурсами и запасами можно проиллюстрировать на примере структуры Кулалинская/Курмангазы. Пожалуй, ни один нефтегазовый участок не вызывал таких жарких споров и таких серьёзных конфликтов, в которые были бы втянуты правительства нескольких стран и крупнейшие нефтегазовые компании.
    Кулалинская была обнаружена геологами на Каспийском море ещё при советской власти. Геологические ресурсы Кулалинской поражают воображение - 6,2 млрд тонн нефти! По оценкам специалистов, извлекаемые ресурсы нефти на этой уникальной структуре находятся в диапазоне 0,6-1,8 млрд тонн.
    После распада СССР "нефтегазовое Эльдорадо" оказалось на границе России и Казахстана, что само по себе стало хорошим поводом для споров. В 1997 году Россия провела конкурс на разработку Курмангазы, в котором победу одержал ЛУКОЙЛ. Однако, было решено, что такой жирный кусок не стоит отдавать одной компании, и ЛУКОЙЛу пришлось поделиться, уступив доли "Сургутнефтегазу" и ЮКОСу. Казахстан тоже искал достойную компанию. На получение лицензии претендовали ОКИОК, Шеврон, "Казахстан ойл шельф", Тоталь, Статойл. Право разработки Курмангазы разыгрывалось на конкурсах, а иногда отдавалось и без конкурса, но каждый раз решение пересматривалось.
    Добиться определённости удалось только в 2005 году. Стороны договорились, что структура находится под юрисдикцией Казахстана. Разрабатывать её должны "Казмунайгаз" и "Роснефть", а после уточнения запасов к ним присоединятся "Зарубежнефть", "Тоталь", ONGC и, возможно, "Газпром".

    К чему всё это большое вступление? К тому, что "Роснефть" провела тщательную сейсморазведку Курмангазы и пробурила на ней две скважины. Присутствие нефти не было обнаружено даже в небольших количествах. Проект закрыт. Убыток "Роснефти" превысил $100 млн.


    отпечатано постоксероксомОригинал поста
    Wednesday, January 12th, 2011
    9:20 am
    Сибнефть (Газпром нефть): от создания компании до покупки Газпромом
    Краткое описание компании
    При создании НК "Сибнефть" в её состав были включены одни из самых перспективных предприятий России. Месторождения "Ноябрьскнефтегаза", основного добывающего предприятия "Сибнефти", находятся на ранней стадии разработки. Нефть Ноябрьска отличается низкой плотностью и малым содержанием серы, что позволяет продавать её на мировом рынке под маркой Siberian Light, которая котируется выше, чем Urals. Омский НПЗ входит в числе лидеров как по мощности технологических установок, так и по глубине переработки нефти. Хорошая ресурсная база и эффективные мощности по переработке сырья предопределили высокие темпы развития компании. "Сибнефть" быстро наращивала добычу сырья и поддерживала конкурентоспособность продукции Омского НПЗ за счёт модернизации его установок.

    Millhouse Capital, основной акционер "Сибнефти", не скрывала своего намерения продать компанию, если за неё будет предложена высокая цена. Дважды предпринималась попытка продать активы "ЮКОСу" (в 1997 году и в 2003 году), но обе сделки были расторгнуты. Длительное нахождение в состоянии "предпродажной подготовки" стало оказывать негативное влияние на производственные показатели "Сибнефти". Большая часть получаемой прибыли направлялась акционерами на выплату дивидендов, размер которых стал рекордным в отрасли. Покупатель был найден в 2005 году. После того, как "Сибнефть" была куплена "Газпромом" и сменила название на "Газпром нефть", начался новый этап развития компании.


    Структура компании (по состоянию на 2005 год)
    Добыча
    Ноябрьскнефтегаз
    Арчинское
    Заполярнефть
    Сибнефть-Чукотка
    Сибнефть-Югра

    Переработка
    Омский НПЗ

    История компании и проекты
    Создание компании
    "Сибнефть" была образована на основании указа Президента РФ Бориса Ельцина № 872 от 24 августа 1995 года. Государственный комитет по имуществу 11 октября 1995 года предписал включить в состав компании нефтедобывающее предприятие "Ноябрьскнефтегаз", Омский НПЗ, геологоразведочное предприятие "Ноябрьскнефтегазгеофизика" и сбытовую сеть "Омскнефтепродукт". Перечисленные предприятия были выделены из "Роснефти".

    Приватизация
    В декабре 1995 года состоялся аукцион на право предоставления кредита правительству РФ под залог 51% акций "Сибнефти". Победителем было признано ЗАО "Нефтяная финансовая компания", кредитором выступил АКБ "СБС", гарантом сделки - банк "МЕНАТЕП". Размер кредита составил $100,3 млн.

    20 сентября 1996 года прошел инвестиционный конкурс по продаже 19% акций "Сибнефти". Победителем стало ЗАО "Фирма "Синс", заплатившее 82,4 млрд рублей за пакет акций и обязавшееся предоставить инвестиции в размере $45 млн.

    24 октября 1996 года состоялся инвестиционный конкурс по продаже 15% акций "Сибнефти". Победителем признано ЗАО "Рифайн-Ойл", заплатившее 65 млрд рублей за пакет акций и обязавшееся инвестировать $35,5 млн.

    12 мая 1997 года был проведен коммерческий конкурс с инвестиционными условиями по продаже 51% акций "Сибнефти", находившихся в залоге. Победителем стало ООО "Финансовая нефтяная корпорация", которое заплатило $110 млн за пакет и обязалось инвестировать в развитие компании $40 млн.

    Реконструкция Омского НПЗ
    С мая 1996 года изменился юридический статус Омского НПЗ - он стал дочерним предприятием "Сибнефти". После этого компания начала реализацию долгосрочной программы реконструкции предприятия, рассчитанную на период до 2010 года. Программа предусматривает установку нового оборудования, которое позволит расширить количество вторичных процессов переработки нефти. Значительная часть программы уже выполнена. Среди основных достижений - прекращение выпуска этилированных автобензинов, освоение производства бензина Аи-98, снижение содержания серы и ароматических углеводородов в дизельном топливе. Предприятие уменьшило потери сырья и внедрило энергосберегающие технологии.

    Приобретение ВСНГК
    В марте 1997 года "Сибнефть" совместно с дружественными структурами приобрела на денежном аукционе 47,02% акций "Восточно-Сибирской нефтегазовой компании". ВСНГК объединяла добывающее предприятие "Енисейнефтегаз", геологоразведочное подразделение "Енисейгеофизика" и сбытовую сеть "Востсибнефтегазсервис". Главный актив ВСНГК - лицензия на разведку и разработку Юрубченского участка Юрубчено-Тахомской зоны. Геологические запасы участка на момент сделки оценивались в 700 млн тонн нефти.

    Выпуск еврооблигаций
    В сентябре 1997 года "Сибнефть" объявила о завершении размещения трёхлетних еврооблигаций на сумму $150 млн. Процентная ставка по облигациям установлена в размере LIBOR+4%. "Сибнефть" стала первой российской нефтяной компанией, которой удалось выйти на европейский рынок долговых обязательств. Средства, полученные от продажи облигаций, компания распределила следующим образом: 75% было направлено на реализацию проектов по увеличению нефтедобычи на месторождениях "Ноябрьскнефтегаза", 20% пошли на модернизацию Омского НПЗ, 5% вложены в сбытовую сеть "Омскнефтепродукт".

    Смена президента компании
    14 июля 1998 года совет директоров НК "Сибнефть" удовлетворил просьбу Андрея Блоха об отставке с поста президента компании. Новым президентом "Сибнефти" был назначен Евгений Швидлер, ранее занимавший пост первого вице-президента.

    "ЮКСИ"
    19 января 1997 года в Москве руководители компаний "ЮКОС" и "Сибнефть" подписали меморандум об объединении своих производственных мощностей и структур управления. Объединенная компания получила название "ЮКСИ".
    В новый холдинг фактически объединились 4 российских нефтяных компании - "ЮКОС", "Восточная нефтяная компания", чей контрольный пакет находился у "ЮКОСа", "Сибнефть" и "Восточно-Сибирская нефтегазовая компания", контролируемая "Сибнефтью". На момент создания "ЮКСИ" занимала третье-четвертое места среди нефтяных гигантов мира и первое - среди российских компаний.
    Планировалось, что на первом этапе компании будут работать как четыре самостоятельных структуры в рамках холдинга. На втором этапе должно было произойти их полное слияние. Организационные мероприятия планировалось завершить в течение 1998 года.
    В новом нефтяном холдинге 60% объединенного долевого участия должно было принадлежать акционерам "ЮКОСа", 40% - акционерам "Сибнефти".
    Президентом "ЮКСИ" был назначен Михаил Ходорковский, бывший в то время председателем правления "ЮКОСа". Первым вице-президентом "ЮКСИ" по финансам был назначен Евгений Швидлер, занимавший аналогичную должность в "Сибнефти".
    В мае 1998 года "ЮКОС" и "Сибнефть" опубликовали официальные сообщения о приостановлении процесса объединения. Стороны не обнародовали причину отказа от намеченного плана, заявив лишь, что "ЮКОС" и "Сибнефть" останутся самостоятельными компаниями. При этом все соглашения, подписанные "ЮКСИ" с иностранными партнерами, остаются в силе, но дальнейшие переговоры будут вестись отдельно с каждым из участников "ЮКСИ".
    Как выяснилось позднее, заявления о глубокой интеграции "ЮКОСа" и "Сибнефти" были сделаны авансом, в реальности они продолжали работать как отдельные компании. Этот факт предопределил легкость возврата к предыдущему состоянию и отсутствие конфликтов при разделе "ЮКСИ".

    Финансовый кризис 1998 года
    Падение цен на нефть и кризис российской финансовой системы заставил НК "Сибнефть" искать пути снижения затрат. Компания урезала инвестиционную программу "Ноябрьскнефтегаза", значительно сократив наиболее крупные статьи расходов: капитальное строительство и бурение новых скважин. Также было принято решение о выводе сервисных предприятий из состава "Ноябрьскнефтегаза".

    Продажа ВСНГК
    В октябре 1999 года "Сибнефть" продала контрольный пакет акций "Восточно-Сибирской нефтегазовой компании" РАО "Роснефтегазстрой". Позже этот пакет акций перешел в собственность НК "ЮКОС".

    Переход на единую акцию
    13 января НК "Сибнефть" объявила официальные условия обмена своих акций 2-го выпуска на акции ОАО "Ноябрьскнефтегаз" и ОАО "Ноябрьскнефтегазгеофизика". Советом директоров компании установлены следующие коэффициенты обмена: 8 акций "Сибнефти" за 1 обыкновенную акцию "Ноябрьскнефтегаза", 4 акции "Сибнефти" за 1 привилегированную акцию "Ноябрьскнефтегаза", 3 акции "Сибнефти" за 1 обыкновенную акцию "Ноябрьскнефтегазгеофизики".

    Комитет по работе с миноритарными акционерами
    В 1999 году совет директоров АО "Сибнефть" принял решение о создании комитета по работе с миноритарными акционерами (имеющими менее 2% акций компании). В задачи комитета была включена разработка стратегии по учёту прав и интересов мелких акционеров. Необходимость создания комитета была вызвана увеличением числа акционеров в результате обмена акций дочерних предприятий компании на акции холдинга.

    Расширение ресурсной базы
    В 2000 году НК "Сибнефть" стала победителем конкурса на право разработки юго-западного участка Крапивинского месторождения, расположенного в Тарском районе Омской области. Первоначально компания планировала построить на месторождении мини-НПЗ, однако впоследствии было принято решение доставлять добытое сырьё на Омский НПЗ.
    В 2002 году "Сибнефть" ввела в эксплуатацию новый нефтепровод, связавший юго-западную часть Крапивинского месторождения с магистральной системой "Транснефти". Протяженность маршрута - 58 км, мощность трубопровода позволяет транспортировать до 5 тыс. тонн нефти в сутки. Ранее сырьё, добываемое на Крапивинском месторождении, доставлялось на Омский НПЗ автомобильным транспортом.
    По состоянию на 1 января 2007 года запасы нефти Крапивинского месторождения по категории В+С1 составляли: балансовые - 37,6 млн тонн, извлекаемые - 11,5 млн тонн. Запасы нефти по категории С2 балансовые - 1,6 млн тонн, извлекаемые - 0,5 млн тонн. Извлекаемые запасы газа: по категории С1 - 230 млн куб. м, по категории С2 - 12 млн куб. м.

    В 2000 году НК "Сибнефть" добыла первую тысячу тонн нефти на Ярайнерском месторождении, расположенном в Ямало-Ненецком автономном округе. В освоении месторождения принимала активное участие компания Schlumberger, с которой "Сибнефть" заключила договор о стратегическом партнерстве. По технологии Schlumberger на Ярайнерском месторождении были пробурены скважины с горизонтальным входом в продуктивный пласт, а также использован ряд других прогрессивных технологий.
    Суммарные запасы Ярайнерского месторождения по категориям С1 и С2 оценивались в 99 млн тонн, извлекаемые - 34,4 млн тонн.

    В 2000 году в ходе аукциона НК "Сибнефть" приобрела лицензии на разработку Пякутинского, Северо-Ноябрьского и Волынтойского участков. Суммарный объём извлекаемых запасов на этих участках оценивался в 100 млн тонн.

    ОНАКО и Оренбургнефть
    В 2000 году "Сибнефть" приобрела у "ЮКОСа" 38% акций ОАО "Оренбургнефть", основного добывающего предприятия НК "ОНАКО", за $430 млн. Сделка состоялось незадолго до приватизации государственного пакета акций "ОНАКО". В аукционе по продаже 85% акций "ОНАКО" победило ЗАО "ЕвроТЭК", представляющее интересы акционеров "Тюменской нефтяной компании". Приобретя контрольный пакет акций "ОНАКО", ТНК проявила заинтересованность в получении оставшихся акций этой нефтяной компании, а также её основного добывающего предприятия.
    Стороны обсуждали различные варианты, в том числе обмен 38% акций "Оренбургнефти" и 1% акций "ОНАКО" на 8,6% акций TNK-International. В итоге компании договорились о том, что ТНК выкупит у "Сибнефти" интересующие её активы за $825 млн. Сделка была завершена весной 2003 года.

    Приобретение акций "Ставропольнефтегаза"
    В декабре 2000 года "Сибнефть" приобрела 27% акций "Ставропольнефтегаза". Основным акционером этого предприятия являлась "Роснефть", владевшая 38% акций "Ставропольнефтегаза". На годовом собрании акционеров кандидаты "Сибнефти" получили два места в совете директоров из девяти.

    СП "Сибнефть-Югра"
    В 2002 году ОАО "Сибнефть" и ОАО "АНК Югранефть" подписали соглашение о создании совместного предприятия "Сибнефть-Югра". "Югранефть" внесла в уставный капитал СП лицензии на Южно-Приобское и Восточно-Пальяновское нефтяные месторождения, а "Сибнефть" обязалась предоставить финансовые ресурсы для реализации проекта. Уставный капитал совместного предприятия поделен в равных долях между партнерами.
    Объём извлекаемых запасов СП оценивается в 300 млн тонн.

    Расширение сбытовой сети (Екатеринбург и область)
    В 2000 году НК "Сибнефть" приобрела контрольные пакеты акций ОАО "Свердловскнефтепродукт" и ЗАО "Екатеринбургская компания по нефтепродуктам". Приобретение этих предприятий дало возможность "Сибнефти" занять доминирующее положение на нефтепродуктовом рынке Уральского региона. На момент совершения сделки в структуру ОАО "Свердловскнефтепродукт" и ЗАО "Екатеринбургская компания по нефтепродуктам" входили 132 АЗС и 20 нефтебаз, предприятия совместно контролировали около половины топливного рынка Свердловской области.

    "Сибнефть-Чукотка"
    В 2001 году "Сибнефть" и "Чукотская торговая компания" на паритетных условиях учредили предприятие "Сибнефть-Чукотка". "Чукотская торговая компания" внесла в уставный капитал созданного предприятия лицензии на разработку ряда участков округа - Лагунного (оценочные запасы - 38 млн тонн условного топлива), Телекайского (доказанные запасы - 2,8 млн тонн нефти и 2 млрд куб. м газа) и Западно-Озерного (5 млрд куб. м газа). Лицензионные участки расположены на континентальной части Анадырского бассейна. В апреле 2004 года "Сибнефть" добыла на Чукотке первую нефть. Приток нефти получен при испытании разведочной скважины, пробуренной на Верхне-Телекайском месторождении. Извлекаемые запасы месторождения оценены в 2,2 млн тонн условного топлива.

    Выход на московский топливный рынок
    В 2001 году НК "Сибнефть" приобрела у НК "ЛУКОЙЛ" 35% акций ОАО "Московский НПЗ" и 14,95% акций ОАО "Моснефтепродукт". В 2003 году за счёт скупки акций компания довела свою долю в голосующих бумагах ОАО "Московский НПЗ" до 39%. Доля в ОАО "Моснефтепродукт" в 2003 году достигла 26,8%.

    Расширение сбытовой сети (Тюменская область)
    В 2001 году НК "Сибнефть" совместно с дружественными структурами приобрела 78,4% голосующих акций сбытового предприятия ОАО "Тюменьнефтепродукт" у "Тюменской нефтяной компании". На момент заключения сделки в состав "Тюменьнефтепродукта" входили 80 АЗС и 22 нефтебазы.
    Для ТНК функционирование "Тюменьнефтепродукта" было низкорентабельным по причине высоких расходов на транспортировку нефтепродуктов с Рязанского НПЗ до Сибири. Поставка нефтепродуктов с Омского НПЗ повысила эффективность работы сбытового предприятия.

    Приобретение "Славнефти"
    6 декабря 2002 года "Сибнефть" выкупила у Белоруссии 10,83% акций "Славнефти". За пакет акций компания заплатила $207 млн.
    18 декабря 2002 года состоялся аукцион по продаже 74,95% акций "Славнефти", принадлежавших Российской Федерации. Победителем аукциона стало ООО "Инвестойл", созданное "Сибнефтью" и ТНК на паритетных условиях. Пакет акций был продан за $1,86 млрд при стартовой цене $1,7 млрд. Ещё 12,98% акций "Славнефти" находились во владении трастовой компании, которую также контролировали "Сибнефть" и ТНК.
    "Сибнефть" и ТНК получили в совместное владение около 99% акций "Славнефти".

    Приобретение ОАО "Меретояханефтегаз"
    В апреле 2002 года ОАО "Сибнефть" приобрело 67% акций ОАО "Меретояханефтегаз" у группы российских и иностранных инвесторов. Основной актив ОАО "Меретояханефтегаз" - лицензия на разработку Меретояхинского месторождения, балансовые запасы которого оцениваются в 121 млн тонн нефти. Кроме того, предприятию принадлежит поисковая лицензия на Карасевско-Танловский участок недр. Меретояхинское месторождение расположено поблизости от основного района работы ОАО "Ноябрьскнефтегаз". Это дало возможность начать промышленную разработку месторождения в кратчайшие сроки, используя развитую инфраструктуру "Ноябрьскнефтегаза".

    Расширение сбытовой сети (Красноярский край)
    В 2002 году НК "Сибнефть" учредила новое дочернее общество - ООО "Сибнефть-Красноярскнефтепродукт". Предприятие реализует нефтепродукты на территории Красноярского края. Доля "Сибнефти" в уставном капитале "Красноярскнефтепродукта" составила 100%.

    Присоединение нефтетрейдеров
    Внеочередное собрание акционеров ОАО "Сибнефть", состоявшееся в феврале 2003 года, приняло решение о присоединении к компании независимого трейдера ООО "ЮНИКАР". Присоединение трейдерских структур осуществлялось в рамках долгосрочной политики, направленной на консолидацию финансовых и товарных потоков. Ранее к "Сибнефти" были присоединены трейдерские компании "Терра", "Вестер", "Оливеста" и "Аргус".

    Раздел активов "Славнефти"
    5 марта 2003 года "Сибнефть" и ТНК заключили предварительное соглашение по разделу активов "Славнефти". Добывающие и сбытовые активы "Славнефти" партнеры решили разделить между собой в равных долях. Вместе с тем соглашение не устанавливает строгий порядок в осуществлении поставок сырья на НПЗ "Славнефти". Планируется, что компании будут совместно управлять работой заводов, обеспечивая оптимальную загрузку перерабатывающих мощностей с возможностью перераспределения долей в поставке сырья.

    ЮкосСибнефть
    В апреле 2003 года НК "ЮКОС" и основные акционеры НК "Сибнефть" (Millhouse Capital) достигли принципиального соглашения об объединении компаний. Объединённая компания получила название "ЮкосСибнефть". Её возглавил Михаил Ходорковский, бывший в то время председателем правления НК "ЮКОС", президент "Сибнефти" Евгений Швидлер получил пост председателя совета директоров "ЮкосСибнефти".
    14 мая 2003 года "ЮКОС" и "Сибнефть" объявили о подписании окончательного соглашения между основными акционерами компаний. "ЮКОС" приобрёл пакет акций, составляющий 20% акционерного капитала "Сибнефти" минус одна акция, за $3 млрд. Кроме того, стороны договорились об обмене принадлежащих Millhouse Capital 72% акций "Сибнефти" на 26,01% акций "ЮкосСибнефть". 15 августа 2003 года Министерство по антимонопольной политике России одобрило сделку о слиянии "ЮКОСа" и "Сибнефти".
    Учитывая негативный опыт предыдущей попытки объединения "ЮКОСа" и "Сибнефть" (создание "ЮКСИ"), стороны договорились, что в случае отказа от совершения сделки, сторона, не выполнившая свои обязательства, выплатит компенсацию в размере $1 млрд.
    Слияние "ЮКОСа" и "Сибнефти" приводило к появлению компании, становящейся абсолютным лидером российской нефтяной промышленности и занимающей четвёртое место по объёму добычи нефти среди негосударственных компаний в мире.

    Осенью 2003 года "ЮКОС" и "Сибнефть" завершили сделку по слиянию, в результате которой "ЮКОС" получил от Millhouse Capital 92% акций "Сибнефти". Сделка была осуществлена в три этапа: 20% акций "ЮКОС" выкупил за $3 млрд, 57,5% получил в обмен на 17,2% своих акций дополнительной эмиссии и ещё 14,5% обменял на 8,8% собственных акций, находившихся на балансе компании.

    28 ноября 2003 года на собрании акционеров "ЮКОСа" было объявлено о прекращении процесса объединения "ЮКОСа" и "Сибнефти". Инициатива по расторжению сделки исходила от акционеров "Сибнефти". За время, прошедшее с момента заключения сделки, положение "ЮКОСа" значительно ухудшилось из-за конфликта с государственными органами РФ. Акционеры "Сибнефти" выразили намерение отказаться от объединения с "ЮКОСом", чтобы минимизировать негативное влияние на принадлежащие им активы.
    В ходе переговоров акционеры "ЮКОСа" и "Сибнефти" договорились о проведении "зеркальной" сделки, которая позволит вернуться к исходному состоянию: "ЮКОС" возвратит акционерам "Сибнефти" принадлежавшие им акции, а они, в свою очередь, передадут "ЮКОСу" 26,01% его акций и $3 млрд. Стороны также договорились, что "Сибнефть" не будет выплачивать компенсацию в размере $1 млрд, предусмотренную за отказ от выполнения условий сделки. По словам Ю.Бейлина, эта компенсация предусматривалась условиями сделки, которая была завершена в октябре 2003 года. "В рамках той сделки претензий к "Сибнефти" нет", - отметил он.

    7 октября 2004 года "ЮКОС" возвратил 57,5% акций "Сибнефти" прежнему владельцу - управляющей компании Millhouse Capital. После передачи этого пакета в собственности "ЮКОСа" осталось 37,2% акций "Сибнефти".

    В середине июля 2005 года "ЮКОС" возвратил Millhouse Capital 14,5% акций "Сибнефти". В собственности "ЮКОСа" осталось 20% акций "Сибнефти", которые он приобрёл за $3 млрд в ходе объединения компаний.

    Ноябрьская газоэнергетическая компания
    В начале января 2003 года ОАО "АК "СИБУР" и ОАО "Сибнефть" подписали меморандум о создании совместного предприятия ЗАО "Ноябрьская газоэнергетическая компания" на базе Муравленковского ГПЗ. Доля "СИБУРа" в уставном капитале совместного предприятия должна была составить 51%, доля "Сибнефти" - 49%. Вклад "СИБУРа" в уставный капитал СП представлен в виде имущественного комплекса Муравленковского ГПЗ, "Сибнефть" намеревалась внести в уставный капитал денежные средства, которые должны были быть направлены на строительство газотурбинной электростанции. Создание "Ноябрьской газоэнергетической компании" было приостановлено в связи с объединением "ЮКОСа" и "Сибнефти". Реализация проекта строительства газотурбинной электростанции на Муравленковском ГПЗ была возобновлена только после того, как контрольный пакет акций "Сибнефти" был продан "Газпрому".

    Развитие сбытовой сети (Санкт-Петербург)
    В 2003 году НК "Сибнефть" учредила 100%-ное дочернее предприятие "Сибнефть-Санкт-Петербург". Цель нового предприятия - создание и развитие сбытовой сети в Санкт-Петербурге. Ранее в городе отсутствовали АЗС "Сибнефти". В 2001-2002 годах "Сибнефть" предпринимала попытки выйти на топливный рынок Санкт-Петербурга через покупку местного оператора "Фаэтон", однако эта сделка не состоялась.

    Консолидация ЗАО "Арчинское" и ООО "Шингинское"
    Весной 2004 года НК "Сибнефть" объявила об увеличении доли собственности до 100% в уставных капиталах ЗАО "Арчинское" и ООО "Шингинское". ЗАО "Арчинское" владеет лицензиями на поиск, разведку и добычу углеводородного сырья на Арчинском и Урманском месторождениях, ООО "Шингинское" располагает пакетом лицензий на разработку Шингинского месторождения. Месторождения находятся в Парабельском районе Томской области. "Разработка месторождений в Томской области соответствует нашей стратегии, направленной на расширение географии деятельности, - сказал президент ОАО "Сибнефть" Евгений Швидлер. - Близость к Западно-Крапивинскому месторождению способствует созданию на юге Западной Сибири единого нефтедобывающего комплекса компании".

    Расширение ресурсной базы
    В марте 2005 года НК "Сибнефть" выиграла открытый аукцион на право разработки нефтяных участков Салымский-2 и Салымский-3 на территории Ханты-Мансийского автономного округа. Суммарные извлекаемые запасы этих участков составляют 49,4 млн тонн нефти. Лицензионный участок Салымский-3 с извлекаемыми запасами нефти в 23,4 млн тонн приобретён за 200,3 млн рублей, Салымский-2 с извлекаемыми запасами нефти в 25,9 млн тонн приобретён за 342,8 млн рублей.

    В мае 2005 года "Сибнефть" приобрела лицензию на Среднетаймуринский участок в Красноярском крае. Стоимость лицензии - 27,5 млн рублей.
    Объем геологических ресурсов участка составляет 166,9 млн тонн нефти и 429,7 млрд куб. м природного газа. Лицензия на Среднетаймуринский участок стала для "Сибнефти" первой на территории Восточной Сибири.

    1 июля 2005 года ОАО "Сибнефть" было признано победителем открытого аукциона на право разведки и добычи углеводородного сырья на Тымпучиканском участке (Республика Саха).
    Объем извлекаемых запасов Тымпучиканского участка по категории С1+С2 составляет 16,9 млн тонн нефти и 13,4 млрд куб. м природного газа. За лицензию на разработку участка компания заплатила 440 млн рублей.

    В сентябре 2005 года НК "Сибнефть" победила в аукционе на право разведки и добычи углеводородного сырья на Хотого-Мурбайском участке в республике Саха (Якутия). За лицензию на разработку участка компания заплатила 8,8 млн рублей.
    Объём извлекаемых запасов участка по категории С1+С2 составляет 10,6 млрд куб. м природного газа. Эта покупка стала вторым приобретением "Сибнефти" в Якутии после покупки лицензии на Тымпучиканский участок.

    Осенью 2005 года создано подразделение "Сибнефть-Восток" для работы в качестве оператора в Омской и Томской областях, а также регионах Восточной Сибири.
    20 декабря 2005 года "Сибнефть-Восток" выиграла аукцион на право освоения Еллейского нефтяного участка в Томской области. Лицензионный участок был приобретён за 294 млн рублей, что превысило стартовую цену в 2 раза. Лицензионное соглашение, заключаемое на 25 лет, предполагает геологическое изучение, разведку и добычу углеводородного сырья.
    Запасы нефти на участке по категории С1: геологические - 1,34 млн тонн, извлекаемые - 0,47 млн тонн, перспективные ресурсы категории С3: геологические - 21,48 млн тонн, извлекаемые - 7,74 млн тонн, прогнозные извлекаемые ресурсы категории Д1+Д2 - 47,24 млн тонн.

    Сибнефть-Хантос
    В апреле 2005 года создано ООО "Сибнефть-Хантос". В его состав вошли территориальные проекты по добыче нефти "Приобский" и "Пальяновский". Основной задачей предприятия является разработка месторождений в ХМАО и Тюменской области: Приобского, Пальяновского и Зимнего, а также группы Салымских участков ("Салым-2", "Салым-3", "Салым-5").

    Реконструкция Омского НПЗ
    В сентябре 2005 года была завершена реконструкция установки каталитического риформинга Л-35-11/1000 с блоком гидроочистки. Установка производит высокооктановый компонент бензина с октановым числом до 102. Производительность установки по сырью - 1 млн тонн в год.
    Строительство установки было начато в феврале 1996 года. С 1998 года по 2000 год работы были приостановлены в связи с финансовым кризисом в России. Первоначально планировалось произвести только реконструкцию блока риформинга, но было принято решение заменить также блок гидроочистки.

    Лопуховский блок
    В 2005 году "Сибнефть" купила у ТНК-BP 75% ООО "ТНК-Сахалин". Основным активом этого предприятия является лицензия на разработку Лопуховского блока.
    Лопуховский блок расположен на мелководном шельфе Сахалина между месторождениями, входящими в проекты "Сахалин-4" и "Сахалин-5". Площадь участка составляет 3,5 тыс. кв. км, прогнозные запасы блока оцениваются в 130 млн тонн нефти и 500 млрд куб. м газа. Результаты сейсморазведки, проведённой 2003-2004 годах специалистами ТНК-BP, показали низкую перспективность блока.

    EPetrol
    В марте 2006 года "Сибнефть" подписала договор с "РК-Газсетьсервисом", в рамках которого компания выкупила 14 многофункциональных автозаправочных комплексов в Московской и Тверской областях, работающих под брендом EPetrol. Приобретённые автозаправочные комплексы имеют оборудование, позволяющее осуществлять реализацию газомоторного топлива. Ранее "Сибнефть" не присутствовала на рынке газового топлива.

    Газпром нефть
    28 сентября 2005 года ОАО "Газпром" и Millhouse Capital подписали документы на приобретение 72,7% акций ОАО "Сибнефть". Сумма сделки составила $13,09 млрд.
    Ранее "Газпром" купил 3% акций "Сибнефти" у "Газпромбанка". Таким образом, "Газпром" получил контроль над 75,7% акций ОАО "Сибнефть".

    23 декабря 2005 года состоялось внеочередное собрание акционеров ОАО "Сибнефть". Акционеры избрали нового президента компании, которым стал заместитель председателя правления "Газпрома" Александр Рязанов. На собрании также был избран новый состав совета директоров. Ни один из прежних членов совета директоров не сохранил свое место в совете. Вместо них в новый совет директоров были избраны 7 представителей Газпрома, во главе с председателем правления "Газпрома" Алексеем Миллером и 2 представителя "ЮКОСа".
    Собрание акционеров также сменило аудитора. Вместо Ernst & Young аудитором "Сибнефти" избран постоянный аудитор "Газпрома" PriceWaterhouseCoopers.

    13 мая 2006 года состоялось внеочередное собрание акционеров ОАО "Сибнефть", на котором было приняло решение о смене названия компании на "Газпром нефть". Также компания сменила адрес регистрации - с Омска на Санкт-Петербург.
    http://www.ngfr.ru/library.html?sibneft
    Thursday, December 23rd, 2010
    6:20 pm
    EIA’s International Petroleum Monthly
    Figure 1. World oil (crude and condensate) average daily production and refiners average acquisition cost in 2009 $, both based on EIA data. 2010 is partial year through September 30.


    Figure 2. Graph of Persian Gulf oil (crude and condensate) production based on EIA data.


    Figure 3. Persian Gulf oil production and average price, based on EIA data.


    Figure 4. OPEC reserves based on BP Statistical Report data. Graph by Rune Likvern of The Oil Drum.


    Figure 5. Oil production from the Former Soviet Union, based on EIA data (crude and condensate)


    Figure 6. US (crude and condensate) oil production, based on EIA data


    Figure 7. Oil production from the North Sea, based on EIA data


    Figure 8. Oil production (crude and condensate) for the rest of the world based on EIA data


    http://www.theoildrum.com/node/7258
    Wednesday, December 15th, 2010
    2:33 pm
    bp statistical review: Южная и Центральная Америка
    Нефть
    Добыча


    Потребление


    Запасы


    Газ
    Добыча


    Потребление


    Запасы
    Thursday, December 9th, 2010
    8:50 am
    Ямальская четверка
    У «Газпрома» и «Новатэка» есть шанс пополнить запасы на Ямале. Премьер Владимир Путин поручил распределить лицензии на четыре участка, которые могут стать новой ресурсной базой для сжижения газа на полуострове

    В 2011 г. государство должно расстаться с четырьмя нефтегазовыми участками — Северо-Обским, Восточно-Тамбейским, Утренним и Геофизическим (см. врез). Вся четверка внесена в план по развитию производства сжиженного газа на Ямале как мера «по расширению ресурсной базы». Распоряжение об этом Путин подписал 1 декабря. Кто и как получит участки, не известно. В распоряжении лишь уточняется, что произойдет это в «установленном порядке».

    Сейчас на Ямале два крупных игрока. Основные ресурсы — у «Газпрома». Две лицензии — у «Новатэка», в том числе на гигантское Южно-Тамбейское месторождение с запасами газа в 1,256 трлн куб. м. Сейчас это ресурсная база для пилотного СПГ-проекта на полуострове, который должен заработать в 2016-2018 гг. И по сути, хотя и не формально, весь план, в рамках которого будут распределены новые лицензии, написан «под «Новатэк», отмечает чиновник Минприроды. Новые участки нужны компании, чтобы снизить риски ямальского проекта, ведь нельзя делать ставку только на одно месторождение, добавляет собеседник «Ведомостей».

    Правда, Северо-Обский и Восточно-Тамбейский участки расположены в Карском море, а на шельфе могут работать только госкомпании (как и получать лицензии и без конкурса). Но возможен вариант, при котором лицензии возьмет «Газпром», а потом создаст СП с «Новатэком», отмечает чиновник Минприроды.

    В 2008 г. «Газпром» и сам интересовался Северо-Обским участком. Остался ли интерес, представитель «Газпрома» комментировать не стал. Но отметил, что сам концерн не предлагал правительству или Минприроды включить ямальские участки в список лицензирования на 2011 г. Сделал ли это «Новатэк», его представитель не говорит, отмечая лишь, что в целом компания «заинтересована в расширении ресурсной базы производства СПГ на полуострове». Сотрудники пресс-службы правительства не комментируют распоряжение Путина.

    В начале года запасы «Новатэка» превышали 2,6 трлн куб. м газа (ABC1 + C2). Недавно он купил 25,5% нефтегазовой компании «Северэнергия» (запасы — 1,26 трлн куб. м), на подходе покупка 51% «Сибнефтегаза» (395,5 млрд куб. м). При этом только Утренний участок — не самый крупный из четверки — может увеличить запасы компании почти на 20% даже с учетом новых приобретений.

    Вероятность того, что «Новатэк» получит один-два новых участка, очень велика, считает аналитик UBS Максим Мошков: это показывают все последние события — налоговые льготы для «Ямал СПГ», соглашение с «Газпромом» на экспорт ямальского газа, минуя монополию концерна. А в случае удачи «Новатэк» действительно снизит риски ямальского проекта и, возможно, даже сможет увеличить будущую мощность СПГ-завода с нынешних 15 млн т в год, добавляет Мошков. Правда, все будет зависеть от спроса на этот газ.
    http://www.vedomosti.ru/newspaper/article/251353/yamalskaya_chetverka

    Новые гиганты
    В открытых источниках есть данные только о ресурсах Северо-Обского участка (1,54 трлн куб. м по С3 + D1, проект программы освоения Ямала) и Утреннего (он же Салмановский, 767 млрд куб. м по С1 + С2, данные «Интерфакса»).
    Sunday, December 5th, 2010
    12:00 pm
    energyland.ru: Китайцы тормозят альтернативную энергетику
    Возобновляемые источники энергии (ВИЭ) наряду с очевидными преимуществами имеют недостаток, связанный с непостоянством вырабатываемой электроэнергии (темное время суток, безветрие и т.п.). Но этот недостаток может быть успешно скомпенсирован в комбинированных энергоустановках, где наряду с ВИЭ используются топливные элементы и аккумуляторы.

    Темпы прироста потребления энергоресурсов в мире растут, прежде всего, из-за выхода на арену экономик Китая, Индии и стран Юго-Восточной Азии. Если в период 1991-2003 гг. мировое потребление энергоресурсов увеличилось на 20%, то за последние 5 лет (2005-2009 гг.) - почти на 12%. Поэтому развитие возобновляемых источников энергии (ВИЭ) поддерживается на государственном уровне с помощью программного финансирования и государственных субсидий в большинстве развитых стран. В частности, в 2007 г., Совет Европы поставил цель довести в странах ЕС уже к 2020 г. использование ВИЭ до уровня 20% от общего объема энергопотребления.

    Сегодня доля альтернативной энергетики составляет 2% мирового производства энергии. Инвестиции в альтернативные источники энергии в 1998 г. составили $10 млрд., в 2007 г. – уже $66 млрд., к 2020 г., по прогнозам экспертов, эта цифра достигнет $343 млрд., а к 2030 г. – 630 млрд.
    Например, мощность мировых ветроустановок (ВЭУ) к середине 2010 г. достигла 175 ГВт и приближается к 200 ГВт к концу 2010 г.

    Китай планирует инвестировать 440 млрд долл. на развитие ВИЭ. Согласно плану, мощности по производству ветровой энергии в стране должны достигнуть 100 ГВт к 2020 г. Китай заявил о планах получать к 2020 г. до 15% энергии в стране, используя ВИЭ. Со временем доля возобновляемых источников энергии в генерировании электроэнергии должна составить более 30%. В провинции Юньнань, сдана в 2010 г. в эксплуатацию первая очередь крупнейшей в Азии солнечной электростанции. Проектная мощность составляет 166 МВт. Общие инвестиции в сооружение электростанции достигнут 9 млрд. юаней, годовая выработка электроэнергии на ней составит 188 млн кВт/ч.

    Великобритании потребуется $200 млрд. инвестиций для развития альтернативных источников энергии. Власти собираются расширить число ВЭУ: до 2020 г. должны быть построены 3 тыс. ВЭУ в прибрежных водах и 4 тыс. ВЭУ на суше. Власти надеются, что к 2020 г. альтернативная энергетика сможет покрывать 15% потребностей Британии в электроэнергии, а к 2040 г. – 30%.

    Однако хватит ли человечеству ресурсов, чтобы построить все планируемые энергоустановки? Например, во всех этих установках используются редкоземельные металлы (РЗМ). В список этих элементов входят неодим, самарий, тербий, лантан, лютеций и др. Без них невозможно создание ВЭУ, а также iPad-ов, лазеров, гибридных автомобилей и многого другого.
    Для производства одного ветрогенератора мощностью 1,5 МВт нужно
    350 кг РЗМ. (??? - iv_g)
    Так, неодим является ключевым магнитным компонентом мощных высокотемпературных Nd-Fe-B-магнитов, используемых в ветротурбинах. Диспрозий также является компонентом этих высокомощных постоянных магнитов, причем в данной сфере у этого металла нет альтернативного материала.
    В настоящее время основным производителем, а также экспортером РЗМ является Китай. В Поднебесной сосредоточена огромная часть запасов редкоземельных элементов: если общая сырьевая база в мире составляет примерно 100 млн. т, то на долю КНР приходится до 52 млн. т. Если учесть, что и себестоимость китайской продукции ниже, чем где бы то ни было в мире, то конкурировать с ней невозможно уже многие годы. Китай поставляет 92-94% мировых объемов РЗМ.
    Однако для реализации таких темпов роста ВЭУ в мире поставок РЗМ из Китая может просто не хватить. По прогнозу «Roskill Information Services», нехватка неодима к 2014 г. может составить, по меньшей мере, 4 тыс. т, а в худшем случае достичь 7 тыс. т. Уже сегодня наблюдается стремительный рост цен на неодим и диспрозий.

    Динамика цен на неодим

    Ситуация усугубляется тем, что, вместо того, чтобы «озеленять» энергетику других стран, поставляя неодим, Китай в последние годы предпочел строить свою. «Для реализации этого проекта (планов Китая по ВЭУ) потребуется неодима больше, чем сейчас экспортирует Китай», - считает американский геолог Джеймс Бернелл.

    Чтобы обеспечить работу для миллионов людей, мигрирующих из деревень в города, Китай эффективно проводит политику развития своего внутреннего производства, в т.ч. и установок ВЭУ.
    В 2008 г. прошла информация, что Китай может приостановить экспорт неодима. В индустриальных странах Запада началась паника. В 2009 г. США и ЕС совместно с ВТО обвинили Китай в том, что его ограничения на экспорт РЗМ нарушают их интересы. Представители китайской стороны заявили, что ограничение на экспорт было сделано для предотвращения загрязнения окружающей среды в соответствии с правилами ВТО.

    Китай можно понять. Запасы РЗМ на китайских месторождениях уменьшились до тревожного, по мнению китайцев, уровня - с 88% от мировых запасов десять лет назад до 52% в 2008 г., в то время как экспорт увеличился почти в десять раз. В 2009 г. в адрес крупнейших иностранных компаний Пекином было направлено специальное послание относительно предстоящих изменений в национальной политике добычи и торговли на мировом рынке РЗМ. Сообщалось, что на ряд из них может быть наложен запрет на экспорт, в связи с необходимостью улучшить производственный процесс в целях сохранения окружающей среды. В 2010 г. прошло официальное сообщение, что до 30 июня 2011 г. правительство прекратит выдачу новых лицензий на геологоразведочные работы и добычу РЗМ, за исключением месторождений, которые финансируются правительством. По мнению «Chinese Society of Rare Earth», в 2011 г. в рамках плана по консолидации промышленности продолжится дальнейшее сокращение китайского экспорта РЗМ. Кроме того, в стране отмечается значительное сокращение числа лицензий на добычу редких земель; в настоящее время соответствующий показатель снизился до 100 (с 1000 еще два десятилетия назад).

    Динамика цен на диспрозий

    Как отмечает независимый консультант и эксперт рынка редких земель Дж. Лифтон (США), Китай после резкого повышения добычи в 90-е годы в настоящее время замедляет добычу редкоземельного сырья с тем, чтобы обеспечить максимальную эффективность его производства. Он заметил, что внутреннему рынку страны понадобятся весьма крупные объемы РЗМ, если КНР рассчитывает построить достаточное количество ВЭУ для реализации планов по развитию альтернативной энергетики.

    Может ли Россия стать «кладовой химических элементов»? Запасы РЗМ учтены в рудах 14 месторождений, из которых преобладающая часть (60,2%) заключена в апатит-нефелиновых рудах Кольского полуострова, принадлежащих «Фосагро», при переработке которых РЗМ сегодня не извлекаются. Остальные запасы приурочены к лопаритовым рудам Ловозерского месторождения (14,2% общероссийских запасов), редкоземельно-апатитовым рудам Селигдарского месторождения в Республике Саха-Якутия (22,8%) и как попутные компоненты - к редкометальным рудам Улуг-Танзекского и нефтеносным песчаникам Ярегского месторождений.

    В 2010 г. началась разработка крупнейшего в стране и одного из самых больших в мире месторождений редкоземельных металлов - Чуктуконского. Ресурсы Чуктуконского месторождения, расположенного в Богучанском районе Красноярского края, оцениваются в 163 млн т ниобий-редкоземельных руд. Инвестиции в проект должны составить 120 млрд. руб. Среднее содержание полезных компонентов: железо - 30%, оксид марганца - 4,74%, оксид ниобия - 1%, оксиды других редкоземельных металлов - 4,2%. Проект «Освоение производства редкоземельных концентратов на сырьевой базе Чуктуконского месторождения» подготовленный ООО «Красгеоресурс», предусматривает возведение на месторождении горно-металлургического комбината с производительностью 1 млн т руды в год.

    Единственным действующим источником сырья в настоящее время являются лопаритовые руды Ловозерского месторождения, которые содержат около 1% оксидов. Получаемые лопаритовые концентраты содержат 30-31% оксидов РЗМ, представленных в основном цериевой группой. Объем производства лопаритового концентрата компанией «Севредмет» (бывший «Ловозерский ГОК») составляет 8500 т/год и лимитируется производственной мощностью Соликамского магниевого комбината (СМЗ). В последние годы СМЗ выпускал редкоземельную продукцию в объеме 3 тыс. т в год.
    Перспективная потребность России и Европы в РЗМ может быть удовлетворена за счет ввода Томторского месторождения (участок Буранный) в Республике Саха-Якутия. Уникальные руды участка содержат в среднем 9-12% оксидов редкоземельных металлов, т.е. представляют собой природный концентрат РЗМ.
    http://energyland.ru/analitic-show-61004
    Monday, November 29th, 2010
    6:00 pm
    bloom-boom.ru: Нефть - мифы и реальность
    URR - Ultimate Recoverable Ressource





    http://www.bloom-boom.ru/blog/materialmarkets/1117.html
    Thursday, November 25th, 2010
    4:00 pm
    Газовые гидраты
    Газовые гидраты (также гидраты природных газов или клатраты) — кристаллические соединения, образующиеся при определённых термобарических условиях из воды и газа. Имя «клатраты» (от лат. clathratus — «сажать в клетку»), было дано Пауэллом в 1948 году. Гидраты газа относятся к нестехиометрическим соединениям, то есть соединениям переменного состава.

    Впервые гидраты газов (сернистого газа и хлора) наблюдали ещё в конце XVIII века Дж. Пристли, Б. Пелетье и В. Карстен. Первые описания газовых гидратов были приведены Г. Дэви в 1810 году (гидрат хлора). В 1823 г. Фарадей приближённо определил состав гидрата хлора, в 1829 г. Левит обнаружил гидрат брома, а в 1840 г. Вёлер получит гидрат H2S. К 1888 году П. Виллар получает гидраты CH4, C2H6, C2H4, C2H2 и N2O .

    В 1940-е годы советские учёные высказывают гипотезу о наличии залежей газовых гидратов в зоне вечной мерзлоты (Стрижов, Мохнаткин, Черский). В 1960-е годы они же обнаруживают первые месторождения газовых гидратов на севере СССР, одновременно с этим возможность образования и существования гидратов в природных условиях находит лабораторное подтверждение (Макогон).

    С этого момента газовые гидраты начинают рассматриваться как потенциальный источник топлива.
    По различным оценкам, запасы углеводородов в гидратах составляют от 1.8×10^14 до 7.6×10^18 м³.
    Выясняется их широкое распространение в океанах и криолитозоне материков, нестабильность при повышении температуры и понижении давления.

    В 1969 г. началась разработка Мессояхского месторождения в Сибири, где, как считается, впервые удалось (по чистой случайности) извлечь природный газ непосредственно из гидратов (до 36 % от общего объёма добычи по состоянию на 1990 г.)

    Газовые гидраты в природе
    Большинство природных газов (CH4, C2H6, C3H8, CO2, N2, H2S, изобутан и т. п.) образуют гидраты, которые существуют при определённых термобарических условиях. Область их существования приурочена к морским донным осадкам и к областям многолетнемёрзлых пород. Преобладающими природными газовыми гидратами являются гидраты метана и диоксида углерода.

    При добыче газа гидраты могут образовываться в стволах скважин, промышленных коммуникациях и магистральных газопроводах. Отлагаясь на стенках труб, гидраты резко уменьшают их пропускную способность. Для борьбы с образованием гидратов на газовых промыслах вводят в скважины и трубопроводы различные ингибиторы (метиловый спирт, гликоли, 30%-ный раствор CaCl2), а также поддерживают температуру потока газа выше температуры гидратообразования с помощью подогревателей, теплоизоляцией трубопроводов и подбором режима эксплуатации, обеспечивающего максимальную температуру газового потока. Для предупреждения гидратообразования в магистральных газопроводах наиболее эффективна газоосушка — очистка газа от паров воды.
    Read more... )
    Внутримерзлотные залежи содержат лишь незначительную часть ресурсов газа, которые связывают с природными газогидратами. Основная часть ресурсов приурочена к зоне стабильности газогидратов – тому интервалу глубин (обычно первые сотни метров), где имеют место термодинамические условия для гидратообразования. На севере Западной Сибири это интервал глубин 250-800 м, в морях – от поверхности дна до 300-400 м, в особо глубоководных участках шельфа и континентального склона до 500-600 м под дном. Именно в этих интервалах была обнаружена основная масса природных газогидратов.
    Read more... )
    http://ru.wikipedia.org/wiki/Газовые_гидраты
    http://en.wikipedia.org/wiki/Clathrate_hydrate


    Methane hydrate phase diagram. The horizontal axis shows temperature from -15 to 33 Celsius, the vertical axis shows pressure from 0 to 120,000 kilopascals (0 to 1,184 atmospheres). For example, at 4 Celsius hydrate forms above a pressure of about 50 atmospheres.
    http://en.wikipedia.org/wiki/Methane_clathrate

    Российский Химический Журнал. Т. 48, №3 2003. «Газовые гидраты»
    http://www.chem.msu.su/rus/journals/jvho/2003-3/welcome.html
    http://www.chem.msu.su/rus/journals/jvho/2003-3/5.pdf


    http://www1.eere.energy.gov/vehiclesandfuels/facts/favorites/fcvt_fotw102.html


    http://marine.usgs.gov/fact-sheets/gas-hydrates/title.html


    Gas Hydrate Studies - a part of the geophysics group

    Gas Hydrate Stability Curve


    Gas Hydrate Stability in Ocean Sediments

    http://woodshole.er.usgs.gov/project-pages/hydrates/what.html


    Since the 1970's, naturally occurring gas hydrate, mainly methane hydrate, has been recognized worldwide, where pressure and temperature conditions stabilize the hydrate structure. It is present in oceanic sediments along continental margins and in polar continental settings. It has been identified from borehole samples and by its characteristic responses in seismic-reflection profiles and oil-well electric logs. Beneath the ocean, gas hydrate exists where water depths exceed 300 to 500 meters (depending on temperature), and it can occur within a layer of sediment as much as ~1000 meters thick directly beneath the sea floor; the base of the layer is limited by increasing temperature. At high latitudes, it exists in association with permafrost.

    Off the southeastern United States, a small area (only 3000 km2) beneath a ridge formed by rapidly-deposited sediments appears to contain a volume of methane in hydrate that is equivalent to ~30 times the U.S. annual consumption of gas. This area is known as the Blake Ridge. Significant quantities of naturally occurring gas hydrate also have been detected in many regions of the Arctic, including Siberia, the Mackenzie River delta, and the north slope of Alaska.
    http://woodshole.er.usgs.gov/project-pages/hydrates/where.html

    http://woodshole.er.usgs.gov/project-pages/hydrates/

    Unconventional Energy; Methane Hydrates.
    http://unoilgas.org/methane-hydrates.htm
    Saturday, November 20th, 2010
    4:10 pm
    dolgikh: Запасы природного газа в России
    Россия располагает самыми богатыми в мире ресурсами природного газа. Потенциальные (прогнозные + перспективные) ресурсы природного газа России оцениваются в 151,3 трлн куб. м, что составляет около 40% мировых. Однако наиболее достоверные перспективные ресурсы составляют в этом объеме всего около 24% (табл. 2), а примерно половина приходится на прогнозные ресурсы категории D2, оценка которых наименее достоверна (табл. 3).





    Около половины перспективных ресурсов располагается в Западной Сибири, более четверти - на шельфах Баренцева и Карского морей. Подавляющая часть прогнозных ресурсов газа сосредоточена в азиатской части России и в морях Арктики и Дальнего Востока. Более двух третей разведанных запасов свободного природного газа страны сосредоточено в Ямало-Ненецком автономном округе (ЯНАО). На европейскую часть страны приходится менее 10% разведанных запасов. Почти 40% запасов российского газа сосредоточено в неосвоенных и/или труднодоступных районах.

    Для России характерна высокая степень концентрации запасов природного газа - 71,2% разведанных запасов сосредоточено в 28 уникальных месторождениях (с балансовыми запасами более 500 млрд куб. м), еще 21,6% заключено в 86 крупных (75-500 млрд куб. м) объектах.

    Основная часть высокоэффективных запасов приурочена к Надым-Пур-Тазовскому региону (НПТР) Ямало-Ненецкого АО - главному газодобывающему району страны. Здесь сосредоточена примерно четверть российских разведанных запасов свободного газа, однако и здесь не все они могут быть отнесены к высокоэффективным. Наиболее удобен для разработки газ верхних продуктивных горизонтов сеноманского возраста, так называемый сеноманский газ, образующий крупные залежи сравнительно простого геологического строения на небольших глубинах (до 1500 м). Сеноманский газ НПТР, называемый "сухим", состоит в основном из метана.

    Основные запасы сеноманского газа сосредоточены в уникальных месторождениях левобережья реки Пур (Уренгойское, Ямбургское, Медвежье), которые эксплуатируются уже в течение многих лет и характеризуются высокой (более 55%) степенью выработанности. В расположенных восточнее, в междуречье рек Пур и Таз, вновь осваиваемых месторождениях Заполярном, Южно-Русском и ряде других содержится не более 30% разведанных запасов сеноманского газа НПТР.

    При этом только около 70% текущих разведанных запасов сеноманского газа НПТР могут быть рентабельно извлечены, поскольку в отечественной газопромысловой практике добыча газа повсеместно ведется в режиме истощения пластовой энергии, при котором в запасах неглубоких залежей, характеризующихся невысоким энергетическим потенциалом, по мере вступления их в завершающую стадию эксплуатации растет доля так называемого низконапорного газа, для извлечения и транспортировки которого требуются дополнительные усилия, а часть его извлечь невозможно.

    В более глубоких горизонтах НТПР, сложенных породами раннемелового (валанжинский и ачимовский газ) и юрского возраста, сосредоточено около 16% разведанных запасов свободного газа России. Этот газ характеризуется более сложным составом: помимо метана, в нем в значительных количествах присутствуют другие углеводороды: этан, пропан и бутаны, являющиеся ценным газохимическим сырьем, а также конденсат. Это так называемый "жирный газ", технология разработки которого более сложна.

    Содержащийся в "жирном" газе конденсат представляет собой тяжелые углеводороды, в условиях недр находящиеся в газообразном (парообразном) состоянии. При снижении пластового давления (в процессе эксплуатации залежи или при попадании на поверхность) эти углеводороды конденсируются в жидкость, образуя так называемый нестабильный конденсат. Освоение запасов "жирного" газа невозможно без создания системы транспортировки и переработки конденсата. В НТПР создана инфраструктура, которая позволяет осуществлять освоение запасов "жирного" газа, хотя и в недостаточном объеме.

    Запасы валанжинского газа, залегающего ниже сеноманских залежей, на глубинах 2-3 тыс. м, в значительной степени вовлечены в отработку, а освоение залегающей на глубинах 3,2-3,8 тыс. м, в основании нижнемеловых отложений, продуктивной ачимовской толщи только начинается. Разведанные запасы ачимовского газа пока невелики (составляют всего около 4% российских), но ресурсы его значительны; их освоение могло бы способствовать поддержанию добычи газа в регионе. Однако разработка залежей этого газа очень трудна: они отличаются сложным геологическим строением и аномально высокими пластовыми давлениями и требуют специальных технологий разработки. Себестоимость добычи ачимовского газа в 10-15 раз превышает себестоимость сеноманского, однако для давно разрабатываемых обустроенных месторождений, запасы сеноманского газа которых близятся к истощению, ачимовский газ может представлять резерв для добычи. Таким является Уренгойское месторождение, к которому приурочена основная часть разведанных на сегодняшний день запасов ачимовского газа; его разработка здесь рентабельна.

    Вне пределов Надым-Пур-Тазовского региона в Ямало-Ненецком АО находится еще около 25% российских разведанных запасов природного газа; на "сухой" сеноманский газ приходится немногим более четверти этого объема. Однако регион пока не приспособлен для газодобычи - нет газотранспортной сети, предприятий для подготовки газа к транспортировке и перерабатывающих мощностей. К освоению запасов газа полуострова Ямал в настоящее время приступает ОАО "Газпром".

    Чуть более 20% запасов "сухого" газа сосредоточено на востоке страны, в основном в труднодоступных районах со слабо развитой инфраструктурой. В европейской части России основные запасы свободного газа представлены "жирным" газом уникальных Оренбургского и Астраханского месторождений, добыча которого имеет экологические ограничения из-за высокого содержания в нем серы; остальные запасы рассредоточены в большом количестве главным образом мелких месторождений.

    Всего в России на "сухой" газ приходится около 42% разведанных запасов свободного газа. Остальной объем составляет "жирный" газ, около половины запасов которого содержится в недрах Ямало-Ненецкого автономного округа, примерно 13% - на шельфе Баренцева моря, около 10% - в Астраханской области, около 9% - в месторождениях Сибирского федерального округа.



    В общем объеме разведанных запасов свободного газа примерно 10% составляет газ газовых шапок, образующий скопления над нефтяными залежами. Этот газ является важным источником энергии при разработке нефтяной залежи: он обеспечивает необходимый газонапорный режим (т.н. режим газовой шапки). В связи с этим отработка газа таких месторождений должна, как правило, координироваться с добычей нефти.

    Около 13% запасов природного газа России содержат редкий, обладающий уникальными свойствами компонент - гелий; по его запасам страна находится на втором месте в мире после США. Основные запасы гелия РФ сосредоточены в газовых месторождениях Сибирского и Дальневосточного федеральных округов. Предварительное извлечение гелия усложняет разработку месторождений, поскольку требует строительства установок по извлечению, хранилищ и специальных транспортных систем. Однако освоение запасов без предварительно извлечения из него гелия крайне нерационально по причине стратегической важности этого полезного компонента.

    http://dolgikh.com/index/0-64
    Tuesday, November 16th, 2010
    8:00 am
    Usgs Assessment
    Alaska Petroleum Studies
    http://energy.usgs.gov/alaska/

    Petroleum Geology and Resources of the Dnieper-Donets Basin, Ukraine and Russia
    http://pubs.usgs.gov/bul/2201/E/

    The Timan-Pechora Basin Province of Northwest Arctic Russia: Domanik – Paleozoic Total Petroleum System
    http://pubs.usgs.gov/of/1999/ofr-99-0050/OF99-50G/

    Petroleum Geology and Resources of the Nepa-Botuoba High, Angara-Lena Terrace, and Cis-Patom Foredeep, Southeastern Siberian Craton, Russia
    http://pubs.usgs.gov/bul/2201/C/
    Petroleum Geology and Resources of the Baykit High Province, East Siberia, Russia
    http://pubs.usgs.gov/bul/2201/F/

    The North Sakhalin Neogene Total Petroleum System of Eastern Russia
    http://pubs.usgs.gov/of/1999/ofr-99-0050/OF99-50O/geology.html

    Petroleum Geology and Resources of the Middle Caspian Basin, Former Soviet Union
    http://pubs.usgs.gov/bul/2201/A/

    Petroleum Geology of the Amu Dar'ya Basin & Adjacent Regions of Turkmenistan & Uzbekistan
    Monday, November 15th, 2010
    10:14 am
    USGS Assessment: North Sakhalin Basin Geologic Province 1322









    http://energy.cr.usgs.gov/WEcont/regions/reg1/p1/P1322.pdf
    9:15 am
    www.kommersant.ru: Золотая добыча (31.03.2008)
    Мировые цены на золото сейчас как никогда высоки: в марте 2008 года котировки этого драгметалла превысили $1 тыс. за тройскую унцию. Однако отечественная золотодобывающая отрасль вряд ли сможет оперативно отреагировать на резкий рост ценовой конъюнктуры. Причина — слишком большой перерыв между закрытием старых и открытием новых месторождений, а также окончательное истощение россыпных приисков.

    Блеск и нищета
    По данным Союза золотопромышленников России, в 2007 году в нашей стране было добыто 161,6 тонны золота — на 3 тонны меньше, чем в 2006 году. При этом падение объемов производства золота продолжается в РФ с 2002 года. Так происходит потому, что россыпных месторождений, которые можно ввести в разработку быстро и с относительно низкими затратами, в стране осталось совсем немного и лицензии на их разработку продаются на аукционах по заоблачным ценам (впрочем, так же, как и на рудные). А ввод в строй производства на крупных рудных месторождениях требует длительной — от шести до десяти лет — подготовки.

    Крупные рудные проекты, которые были запущены в России после 1990-х годов "с нуля", можно пересчитать по пальцам, при этом значительную их часть отечественные отраслевые мейджоры планируют ввести в строй только после 2010 года. Аналитик DBM Capital Partners Дарья Федорова указывает на то, что в прошлом году канадская High River Gold Mines запустила Березитовое месторождение в Амурской области мощностью 100 тыс. унций в год, "Южуралзолото" — месторождение Березняковское в Челябинской области, Артель старателей "Амур" — месторождения Хабаровское и Тукчи в Хабаровском крае, ООО "Рудник "Каральвеем"" — месторождение с аналогичным названием, а Peter Hambro Mining — месторождение Пионер мощностью 400 тыс. унций золота в год.

    В этом году канадская Kinross собирается начать добычу на крупном рудном месторождении Купол на Чукотке, в будущем году "Полюс Золото" введет в эксплуатацию Титимухту в Красноярском крае, Peter Hambro Mining — Маломыр в Амурской области. И, наконец, в 2010 году планируется целая серия крупных вводов: "Полиметалл" намеревается приступить к разработке Албазинского месторождения в Хабаровском крае, Highland Gold Mining обещает запустить Майское на Чукотке и Тасеевское в Читинской области, а "Полюс Золото" — Вернинское в Иркутской области и Благодатное в Красноярском крае.

    Стоит отметить, что подорожание драгметаллов и появление новых технологий извлечения рудного золота меняет парадигму отрасли. Сейчас золотодобытчики могут работать с теми месторождениями, освоение которых ранее считалось нерентабельным, а также проводить доразведку тех участков, которые были отработаны ранее с использованием устаревших технологий. Наконец, эксперты уверены, что в российских недрах таится огромное количество запасов, которые еще никто не нашел. Так что Россию может ожидать золотой бум, но не раньше чем через несколько лет. Уже по итогам этого года глава Союза золотопромышленников Валерий Брайко ожидает увеличения объемов производства золота на 8-20 тонн. При этом он считает, что в этом году рост добычи будет обеспечен именно за счет увеличения добычи рудного золота: "В советское время соотношение рудного золота к россыпному в общем объеме золотодобычи в России составляло 20:80, к 2003 году соотношение изменилось до 52:48, а в 2007-м — 60 и 40% соответственно". Руководитель компании "НБЛзолото" Михаил Лесков полагает, что это соотношение и дальше будет меняться в пользу рудного золота: "Россия в силу геологических особенностей территории аномально богата россыпями, но в целом в мировой золотодобыче доля россыпного золота составляет менее 1%, и у нас его доля с годами будет снижаться". Дарья Федорова также говорит, что добыча вырастет как за счет крупных золотодобывающих компаний, которые будут вводить в строй новые месторождения и выводить на проектную мощность объекты, запущенные в этом году, так и за счет перепрофилирования наиболее масштабных игроков россыпного сегмента. Уже давно перешла на разработку рудных месторождений артель старателей "Селигдар", начинают участвовать в рудных проектах "Сусуманзолото", прииск "Соловьевский", планируют начать освоение рудных месторождений артели старателей "Север", "Майская". Добыча россыпного золота, по мнению эксперта DBM Capital Partners, в этом году снизится, но насколько именно, будет зависеть в том числе и от погодных условий сезона добычи.

    В долгосрочных прогнозах динамики золотодобычи в России эксперты расходятся. Валерий Брайко оптимистичен: он считает, что начиная с этого года добыча золота в России будет расти в течение нескольких лет и к 2015 году Россия сможет добывать до 225 тонн этого металла в год. Гендиректор "НБЛзолото" Михаил Лесков дает еще более оптимистичные прогнозы, отмечая, что предстоящий рост может быть связан с ростом не только традиционной золотодобычи, но и с существенным увеличением добычи так называемого попутного золота, извлекаемого при добыче ряда цветных металлов. А вот гендиректор третьей в России золотодобывающей компании "Полиметалл" Виталий Несис настроен скептически. На прошедшей в феврале конференции Института Адама Смита он заявил, что до 2013 года в России будет наблюдаться небольшое сокращение объемов добычи. "Компании предпочитают проводить разведку, но не строить,— сетует глава "Полиметалла".— Текущие операции по добыче сокращаются, а качество новых разведанных ресурсов далеко от совершенного". Кроме того, росту золотодобычи препятствует нехватка электрических сетей и иной инфраструктуры в регионах Сибири и Дальнего Востока, а также отсутствие опыта использования современных методов создания крупных производств и золотодобычи.

    Измельчали самородки
    В российской золотодобывающей отрасли сложилась ситуация, когда, несмотря на крайне благоприятные цены, добыча не будет расти достаточными темпами. Это объясняется несколькими факторами. Один из них — истощение россыпных месторождений. Михаил Лесков рассказывает: "Россыпи быстро разведываются, но быстро кончаются. На тонну запасов россыпного золота обычно нужно два-три года разведки. Условно говоря, за два года разведал, за пять лет отработал, за полгода закрыл — и все. Притом добыча на россыпном месторождении гораздо проще разработки рудных объектов: завез несколько единиц оборудования, материалы, заправил бульдозер соляркой — и паши, не нужно никаких крупных строительных объектов, никакого многолетнего завоза на площадку всего необходимого, никаких ядохимикатов, которые требуются при подготовке руды к добыче. Россыпи всегда были реактивным сырьем, которое отрабатывали "с колес"".

    По словам эксперта, объем разведанных запасов россыпных месторождений в России всегда был невелик: "Я как-то раздобыл книгу 1909 года, там написано: "Конечно, россыпи сейчас уже не те, что в прошлом... Каких-то — (не помню цифру точно) золотников на пуд". Если я правильно помню, это было около 25 г на кубометр. Для справки: сейчас на россыпях считается очень высоким содержание 0,4-0,6 г золота на кубометр... На этом основании автор книги тогда предполагал, что "россыпная добыча в ближайшие годы исчезнет совсем". Прошло 100 (!) лет. Да, месторождения очень изменились, но существенно изменились и технологии добычи, и оборудование для нее, и квалификация тех, кто может развернуть добычу. Россыпная добыча останется, может быть, уменьшится ее доля в общем объеме, но вполне возможно, что и объем добываемого россыпного золота тоже будет расти, хоть и медленнее, чем объем добычи рудного, потому что не встречается россыпей с такими запасами, как Купол, Олимпиада или Сухой Лог". На аукционах при продаже лицензий на разработку россыпных месторождений счет может идти на сотни килограммов золота, в лучшем случае на несколько первых тонн. Рудные же месторождения с такими запасами разрабатывать вообще нерентабельно: для того чтобы получить экономический эффект от разработки, месторождение должно содержать запасов на десятки тонн и более. По мнению Михаила Лескова, на разведку таких рудных объектов, постановку их на государственный баланс, подготовку проекта, строительство, поставку оборудования, пуск, вывод на проектные показатели требуется обычно семь-десять лет.

    Тем не менее для бизнеса в первую очередь привлекательна именно разработка рудных месторождений. У россыпных предприятий нет территориальной стабильности — они мигрируют вслед за золотом от одного участка к другому. "Получается, что у "россыпников" нет залоговой базы и нет возможности взять в банках длинные кредиты,— констатирует Михаил Лесков.— Кому нужен в залог бульдозер в тундре, кроме того, у кого он сейчас в руках?" Дарья Федорова добавляет, что добыча из россыпей менее рентабельна, чем на рудных месторождениях, в том числе из-за потерь, связанных с хищениями.

    Исходя из особенностей россыпей, а также компактных рудных месторождений с высоким содержанием золота в России и создавали технологии разработки месторождений — с использованием мелкого оборудования и большой доли ручного труда. Оборудование часто ломалось, поэтому вокруг небольших предприятий по производству были большие предприятия по ремонту. В итоге получались большие градообразующие поселки вокруг предприятий с объемами добычи всего лишь 100-200 тыс. тонн золотосодержащей руды в год. Такова была особенность золотодобычи, и геологоразведка вплоть до начала 90-х годов искала и возобновляла рудную базу именно для таких производителей, рассказывает Михаил Лесков. Но в 1990-е годы отрасль рухнула: методы советской экономики, которая фактически дотировала убыточные золотодобывающие предприятия северо-востока за счет прибыльных среднеазиатских предприятий, в условиях рынка не работали.

    Первые в постсоветской истории крупные золоторудные проекты, которые оказались построены "с нуля",— это рудник на крупном и богатом месторождении Кубака в Магаданской области, пущенный в строй в середине 90-х годов, и заработавший в самом конце 90-х рудник на месторождении Покровское в Амурской области, который британской Peter Hambro Mining удалось ввести в строй в тот сложный период потому, что этот объект находится в выгодных для освоения условиях — рядом с железной дорогой. Большинство остальных крупных рудных месторождений было спроектировано еще в советское время. Например, Олимпиада (разрабатывает "Полюс Золото"), Воронцовское (разрабатывает "Полиметалл") и Многовершинное (разрабатывает Highland Gold Mining) — проекты еще советского долгостроя, которые ценой титанических усилий все-таки удалось запустить в 1990-х годах.

    Кроме того, на темпы развития золотодобывающей промышленности не только в России, но и во всем мире оказала негативное влияние череда кризисов на рынке золота, в частности фальсификация данных по запасам проекта Bre-X и последовавший за этим кризис финансирования проектов золотодобычи в середине 90-х годов; распродажа золотых запасов центральных банков некоторых государств; падение цен на золото с начала 90-х до середины 2002 года.

    Бедные и цветные
    Мировая цена на золото растет — с $270-300 за тройскую унцию в начале 90-х годов прошлого века до $1009 за унцию на торгах нью-йоркской биржи NYMEX 14 марта 2008 года. На этом фоне даже наименее привлекательные или ранние геологоразведочные проекты стали казаться инвесторам интересными, замечает Михаил Лесков. "Поэтому сейчас в России практически не осталось свободных ресурсов: их смели как пылесосом. Цены на аукционах даже на объекты, ранее считавшиеся бросовыми, совершенно ненормальные. А цены за работающие предприятия, приобретаемые в сделках M&A, просто астрономические. Хотя если цена золота будет и дальше расти такими же темпами, эти расходы окупятся. Так же было и с углем, и с железорудным сырьем. То, что казалось совершенно "убитым" предприятием, по мере роста мировых цен становится почти машинкой для штамповки денег".

    Нельзя сказать, что инвесторам уж совсем нечего покупать — на сайте Минприроды вывешен прогнозный перечень участков недр твердых полезных ископаемых, аукционы по которым планируется провести в 2008 году, и среди них более 200 золотоносных месторождений. Однако чиновники из Роснедр воздержались от комментариев по поводу того, какие из месторождений можно отметить в качестве наиболее перспективных, а эксперты считают, что масштабных месторождений в перечне нет.

    Но это не повод для огорчения. Михаил Лесков считает, что сейчас компании могут ставить себе задачу разведывать золоторудные объекты, которые можно разрабатывать с использованием технологии кучного выщелачивания (она основана на гидрометаллургических процессах: сложенная в штабель дробленая руда орошается цианистым натрием, и в результате драгметалл извлекается из руды в раствор, затем раствор очищается путем фильтрации, и золото извлекается методом цементации или сорбции и электролиза).

    Кучное выщелачивание — очень дешевый способ добычи рудного золота, говорит Михаил Лесков. "Правда, у нас из-за климата добычу золота подобным методом придется производить, как правило, сезонно, а не круглый год, как, например, в Австралии. Но опыт использования такой технологии в российских условиях у некоторых компаний уже есть. В частности, компания "Нерюнгри-Металлик" применяет этот метод в Якутии при средних зимних температурах -35°C (не так давно эту компанию выкупила "Северсталь" — БГ "Золотодобыча"). Золотодобывающие предприятия, использующие метод кучного выщелачивания в условиях низких температур, работают и в Нерюнгринском улусе, и в Алданском улусе в Якутии, в Амурской области на Покровском руднике и руднике Пионер, на севере Урала на месторождении Воронцовское.

    Еще один интересный проект рассматривает в данный момент компания "Полиметалл". На месторождении Албазинское в Хабаровском крае компания планирует применить инновационные технологии переработки руды и золотосодержащих концентратов. Управляющий директор ЗАО "Полиметалл Инжиниринг" (научно-исследовательский и проектный центр входит в состав группы "Полиметалл") Валерий Цыплаков рассказывает, что его компания собирается реализовать проект "Албазино—Амурск", в рамках которого на самом месторождении будет построен ГОК, а в городе Амурске — гидрометаллургический комбинат. Когда горно-металлургический комбинат будет запущен, компания намеревается перерабатывать там не только Албазинское сырье, но и упорные концентраты с золоторудных месторождений других регионов. Концентрат на ГОКе будет перерабатываться по технологии с применением автоклавного окисления, которая пока еще не используется на российских золотодобывающих предприятиях (с ее помощью перерабатываются только концентраты никеля, кобальта и меди), но уже зарекомендовала себя в США и Канаде. Сейчас исследователи из "Полиметалл Инжиниринга" изучают технологию и недавно запустили пилотную флотационную установку для получения концентратов из золотосодержащих руд, которая, по сути, является золотоизвлекательной фабрикой в миниатюре. "Руда для мини-фабрик доставляется непосредственно с месторождения Албазино, и процесс на установке идет как в реальном производстве: измельчение, флотация, фильтрация концентрата",— рассказывает Валерий Цыплаков. Компания ожидает, что к концу 2010 года на Албазинском месторождении уже будет добываться золото — около 200-250 тыс. унций золота в год.

    Кроме того, перспективный интерес представляют крупные золотомедные объекты медно-порфирового типа. "В мире до 30-40% от общего объема добычи золота приходится не столько на собственно золоторудные месторождения, сколько на извлечение золота как попутного металла при добыче меди, свинца, цинка, никеля. А в России из 180 тонн годового общего объема производства золота приблизительно 150-155 тонн добывается из собственно золоторудных и россыпных месторождений золота, 10-15 тонн — из вторичного сырья и только оставшиеся 15 тонн добываются попутно с медью и другими металлами",— напоминает Михаил Лесков. По оценкам Валерия Брайко, в 2007 году производство попутного золота увеличилось до 18-20 тонн, хотя это все равно ниже аналогичного показателя многих крупных золотодобывающих стран. В России известен целый ряд месторождений медно-порфирового типа, которые пока не освоены, потому что бюджет освоения таких крупных объектов намного больше, чем затраты на запуск традиционных золотых месторождений.

    Вторичный металл
    Высокоэффективные технологии извлечения золота из руды позволяют компаниям работать и на "старых площадках". Михаил Лесков отмечает, что сейчас в России работает довольно много иностранных юниорских компаний, которые занимаются геологоразведочными работами: "Они ставят себе нестандартные задачи — разведать золото там, где казалось, что его уже не осталось. Известен целый ряд примеров, когда на тех площадях, где отечественные компании что могли найти — разведали, отработали свое и ушли, иностранные компании разведывают и получают достаточно крупные объекты новых типов. И таких разведочных компаний все больше". Аналитик Lehman Brothers Владимир Жуков говорит, что успех юниорских компаний зависит от того, найдут они золото или нет: "У них есть экспертиза в области разведки, но эти компании не умеют самостоятельно разрабатывать месторождения — они или продают свои активы крупным золотодобывающим компаниям, или приглашают оператора для строительства рудника, карьера, обогатительной фабрики". Марат Габитов, аналитик из "Юникредит Атон", считает, что чаще всего успешные разведчики так и не становятся добывающими компаниями. "В индустрии не хватает квалифицированных кадров. Авторские оценки геологов, которые указаны в лицензиях, воплотить в работающий проект непросто". Отраслевые мейджоры недовольны тем, что "маленькие разведчики" иногда долго держат золоторудные активы на балансе, не приступая к разработке. По словам Марата Габитова, ряд крупных золотодобывающих компаний сейчас предлагает ограничить доступ к аукционам компаний, которые переплачивают за лицензию, но потом из-за отсутствия средств не могут обеспечить нужный темп работ.

    Кроме того, эффективности юниорских компаний препятствует российская практика лицензирования геологоразведочных работ (ГРР). По словам Дарьи Федоровой, чтобы стимулировать геологоразведку, нужна простая процедура получения лицензии на ГРР и прозрачная процедура конвертации лицензии на ГРР в лицензию на добычу: "Сейчас в России, если вы хотите получить участок для проведения ГРР за свой счет, вы сначала должны сообщить об этом в областное управление по недропользованию, чтобы чиновники включили этот участок в перечень. Этот перечень публикуется, и в течение двух месяцев управление собирает заявки. Если заявок больше одной, участок выставляется на аукцион. Это длительный процесс, и нет гарантий, что в итоге вы этот участок получите. Если заявка поступает только одна, заявитель может получить лицензию на ГРР, но в случае открытия месторождения конвертация этой лицензии в лицензию на добычу требует согласования с МЭРТом и Ростехнадзором, а также возмещения исторических государственных затрат, связанных с этим участком. Все это занимает больше года и требует существенных затрат времени руководства компаний. Небольшие геологоразведочные компании, которые обычно занимаются такими проектами в других странах, не могут существовать в условиях столь сложной процедуры лицензирования".

    Крупные золотодобывающие компании тоже активно ведут геологическое изучение отработанных участков. Например, в этом году "Полиметалл" окончательно закрыл сделку по приобретению у Kinross ЗАО "Омолонская золоторудная компания", которому принадлежит обустроенное золоторудное месторождение Кубака, золотоизвлекательная фабрика и четыре лицензии на разработку рудных участков. Между тем рудник "Кубака" был закрыт предыдущими владельцами. Это месторождение относилось к числу богатых, с содержанием золота более 20 г на тонну руды (сейчас инвесторов вполне устраивают и месторождения с содержанием золота около 4 г на тонну). Компания Kinross запустила объект в 1996 году, спустя некоторое время это предприятие стало одним из самых крупных в России. За все время своей деятельности Кубака произвела 90,8 тонны золота. В 2005 году добыча золота на Кубаке была прекращена, и предприятие законсервировали. Ну а "Полиметалл" решил, что Кубаку можно реанимировать. В октябре прошлого года компания начала вести переговоры с канадцами и выкупила законсервированный объект за $15 млн. В этом году она начала идентифицировать приоритетные участки для детальной разведки на территории, прилегающей к Кубаке. В будущем году "Полиметалл" планирует провести учет ресурсов в соответствии со стандартами JORC для одного-двух участков и в 2010-2011 годах подготовить ТЭО и запустить комплекс с объемом производства 150-250 тыс. унций золота в год.

    Интересны также случаи, когда предприятие приобретало лицензию, где по "советским стандартам" числился определенный объем разведанных запасов, но в результате доразведки месторождение оказывалось гораздо более золотоносным, чем предполагалось. Так, "Полюс Золото" после дополнительного изучения доказало, что у Наталкинского месторождения в Магаданской области объем запасов существенно превышает первоначально разведанный. В "Полиметалле" рассказывают, что, когда компания купила в конце 2006 года лицензию на разработку Албазинского месторождения, оно считалось небольшим, хотя и перспективным. Однако после того как на объекте были развернуты поисково-оценочные работы, ресурсы Албазина были увеличены до 2,2 млн унций золота (68 тонн). В "Полиметалле" предполагают, что в этом году удастся увеличить ресурсы месторождения до 3 млн унций, а в перспективе — до 5-6 млн унций.

    Стоит отметить, что компании первой десятки тратятся на любые виды разведки — как старых участков, так и неизведанных территорий. По словам Михаила Лескова, наибольший объем инвестиций в ГРР у "Полюс Золота", Peter Hambro Mining, "Полиметалла", Kinross, "Корякгеолдобычи" (контролируется "Реновой").

    Свежие разведданные
    Дарья Федорова называет главной удачей последних лет в геологоразведочной деятельности добывающих компаний в России чукотское месторождение Купол (разведано канадской Bema Gold, затем Bema была выкуплена Kinross Gold). "Этот проект оказался успешным и в освоении. Компания вводит его в эксплуатацию вовремя и сравнительно точно укладываясь в бюджет. Также можно отметить в качестве успешных, месторождение Голец в Иркутской области, которое ввело в строй ОАО "Высочайший" за крайне короткий срок: от начала строительства ГОКа до ввода в эксплуатацию прошло всего три с половиной года. Михаил Лесков также называет очень интересный и потенциально крупный серебряно-золотой объект Прогноз, который компания High River Gold Mines сейчас разведывает в Якутии.

    В числе трудных для реализации проектов Дарья Федорова называет месторождение Майское (осваивает Highland Gold Mining), а также Асачинское месторождение на Камчатке, на котором оперирует Trans-Siberian Gold. Компании TSG не удалось привлечь финансирование для полноценного развертывания работ на Асачинском, поэтому план освоения был пересмотрен. Аналитик ИК "Юникредит Атон" Марат Габитов отмечает также не слишком успешный проект "Полиметалла" на месторождении Барун-Холба в Бурятии. Лицензию на разработку второго бурятского месторождения, Зун-Хада, "Полиметалл" в 2005 году продал дочерней компании High River Gold Mines. Зато в 2006 году "Полиметалл", наоборот, стал совладельцем активов неудачника — после того как южноафриканская AngloGold Ashanti выкупила у Trans-Siberian Gold права на разработку месторождений Ведуга и Богунай за $40 млн и внесла эти активы в качестве вклада в СП с "Полиметаллом". "Стоимость сделки оказалась на $20-25 млн выше капитализации TSG",— замечает Марат Габитов. Сейчас эти лицензии являются частью вклада "Полиметалла" в СП с AngloGold Ashanti. Эксперты "Полиметалла" отнесли к числу проектов, где добыча по разным причинам оказалась существенно ниже плановой (см. таблицу), не только собственное месторождение Барун-Холба, но и Дарасунский рудник (Highland Gold Mining), месторождения Агинское (KamGold), Васильевское (Angara Mining) и Тас-Юрях (артель старателей "Амур").

    Дарья Федорова считает наиболее перспективными с точки зрения разведки новых месторождений Чукотку, Якутию, Хабаровский край, Амурскую и Магаданскую области, Красноярский край. Михаил Лесков обращает внимание на то, что на огромной территории Чукотки было обнаружено только два крупных золоторудных объекта — известное с советских времен Майское и новое месторождение Купол: "Всего два таких объекта на территории, на которой с 1940-х годов добыто более 3 тыс. тонн россыпного золота! Россыпи-то появляются в результате того, что разрушается какая-то часть поверхности рудных месторождений. Если взять известный приблизительный "коэффициент продуктивности", 3 тыс. тонн добытого россыпного золота должны указывать на наличие на этой территории не менее 30 тыс. тонн рудного золота. Их еще предстоит найти". Глава "НБЛзолота" считает перспективным и Яно-Колымский золото-серебряный пояс: "Обширная полоса между Магаданской областью и Якутией объединяет огромное число месторождений — от Наталки, Павлика и Дегдекана до Нежданинского и Прогноза. Перспективными, например, могут быть и территории Полярного Урала, где пока известно лишь Новогоднее-Монто (разведываемое Peter Hambro); видимо, в будущем их будет обнаружено значительно больше. И хорошо, что отрасль сейчас подогрета деньгами крупных инвесторов: это серьезно стимулирует тех, кто в ней работает. Полученные успехи укрепляют дух инвесторов. Это важно, ведь геологоразведка — дело рисковое. Но кто не рискует, тот не пьет шампанского".





    http://www.kommersant.ru/doc.aspx?DocsID=871261
    Thursday, November 11th, 2010
    11:15 am
    Нефтегазовый комплекс Туркменистана
    Журнал Минеральные Ресурсы России - 2007г. №2
    http://www.vipstd.ru/gim/content/view/389/77/

    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/20090103/158568375.html
    Tuesday, October 26th, 2010
    11:55 am
    dolgikh: мировые запасы природного газа
    Темпы роста мировых разведанных запасов природного газа почти вдвое обгоняют темпы роста запасов нефти (рис. 4). Если до 1970 г. соотношение мировых разведанных запасов нефти и природного газа в пересчете на нефтяной эквивалент составляло примерно 70:30, то к 1990 г. изменилось до 55:45, а в 2009 г. практически сравнялось до 50:50.







    Мировые доказанные запасы природного газа по состоянию на конец 2009 г. составляют 187,49 трлн куб. м. Среднемировая обеспеченность запасами природного газа составляет около 63 лет. При этом потенциальные запасы газа оцениваются намного выше. Геологическая служба США в дополнение к разведанным и доказанным мировым запасам газа относит также неоткрытые запасы - 137,5 трлн куб. м, запасы труднодоступных месторождений - 85,2 трлн куб. м, оценивает прирост запасов существующих газовых провинций - 66,7 трлн куб. м. Суммарные потенциальные запасы природного газа (сверх доказанных) геологическая служба США оценивает в 289,4 трлн куб. м.

    Мировые запасы природного газа распределены неравномерно: наибольшая их часть приходится на территории бывшего СССР и ближневосточных стран (рис. 6).



    Наиболее обеспеченная запасами газа страна - Россия (23,7% от общемировых запасов), на втором месте находится Иран (15,8%), на третьем - Катар (13,5%). Замыкает десятку лидеров по запасам Алжир (рис. 7).



    До последнего времени поиски газа носили ограниченный характер. В настоящее время произведены поиски лишь около 1/4 перспективных на газ территорий. Свыше 2/3 всех поисково-разведочных скважин на газ пробурено в США и Канаде, которые представляют лишь 1/7 всех перспективных на газ территорий. По сравнению с США остальные регионы слабо изучены, и в ряде районов можно ожидать открытие крупных запасов газа.
    http://dolgikh.com/index/0-39
    Friday, October 22nd, 2010
    5:00 pm
    BP Statistical Review: Газ, proved reserves
    Thursday, October 21st, 2010
    10:55 am
    Зарубежные пороекты Газпрома
    17 апреля 2009 года
    Российская нефтегазовая компания «Газпром» впервые раскрыла ресурсы одного из подотчетных месторождений в Венесуэле. Как пишут «Ведомости», объем ресурсов блока «Бланкия Эсте и Тортуга» составляет 260 млрд кубометров газа и 640 млн тонн нефти.

    Разработкой месторождения компания планируется заняться вместе с венесуэльской Petroleos de Venezuela, итальянской Eni, малайзийской Petronas и португальской EDP. Сейчас партнеры готовятся к созданию СП, оформляют лицензию, а после этого проведут доразведку, пояснил источник газеты.

    По данным источника, на первом3D этапе доля «Газпрома» в проекте составит 30%, а на этапе производства — 15%. Доли других иностранных участников в СП будут меньше: Eni и Petronas получат по 10% на этапе производства, а EDP — 5%. Венесуэльская компания получит в СП долю в 60%.

    Газета отмечает, что этот проект — самый крупный среди зарубежных проектов «Газпрома». Объем ресурсов на блоке № 26 в Индии составляет 375 млн тонн условного топлива, на «Эл Ассел» в Алжире — 30 млн тонн нефти, а в венесуэльском проекте «Рафаэль Урданета» — около 100 млрд кубометров газа.
    http://www.bfm.ru/news/2009/04/17/gazprom-raskryl-resursy-venesuelskogo-proekta.html

    15 октября 2010 года
    Оцениваемый объем запасов «Урумако-1» и «Урумако-2» — 70-100 млрд кубометров. Общий срок реализации проекта — 25 лет. Промышленную добычу газа с шельфа планировалось начать через 4-5 лет.
    http://www.bfm.ru/news/2010/10/15/burenie-na-shelfe-venesuely-ne-dalo-rezultata.html
    Tuesday, October 19th, 2010
    12:10 pm
    dolgikh: Мировая добыча природного газа










    http://dolgikh.com/index/0-40
[ << Previous 20 ]
About LJ.Rossia.org